高鹽油藏提高采收率的室內研究

王爍，劉文博

（長江大學， 湖北 武漢 430100）

高鹽油藏提高采收率的室內研究

王爍，劉文博

（長江大學， 湖北 武漢 430100）

高鹽油藏在水驅采油之后仍有相當一部分原油滯留在地層中，很難將其采出，因此可選用化學方法動用，但高鹽油藏地層水礦化度相對較高，溫度相對較高，普通表面活性劑很難滿足如此苛刻條件下的油藏環境。因此需要將表面活性劑進行復配，充分發揮各種活性劑的優勢，進而達到提高采收率的目的。針對玉門油田鴨兒峽 L油藏地層水礦化度的特點，采用陰離子-兩性表面活性劑復配，通過測定不同復配比和活性劑濃度下的油水界面張力，最終確定了適用于L油藏的表面活性劑驅油復配體系。實驗表明在石油磺酸鹽A與C14BE復配比為1:4、1:3，總濃度為0.6%、0.1%時，油水界面張力達到了10-3mN/m級別。此驅油配方適用于L油藏提高采收率的要求。

石油磺酸鹽；兩性表面活性劑；復配體系；提高采收率

油田經過注水開發后，二次采油的最終采收率一般僅為 40%左右[1]，如何最大限度的提高原油采收率，是多年來國內外共同關注的話題。在眾多開發的油藏中，高鹽油藏具有較大的開發難度。玉門油田鴨兒峽 L油藏地層水礦化度較大（5 600 mg/L），其中鈣鎂離子含量較高，普通表面活性劑很難適用如此高礦化度的油藏，因此選擇合適的表面活性劑對L油藏提高采收率至關重要。

高溫高鹽油藏的普遍特征為：（1）油藏的埋藏深度達 3 000 m，儲層非均質性嚴重[2]且物性差異大；（2）滲透率為5～70 mD，孔隙度為15%～20%；（3）油藏溫度較高可以達到 120～150 ℃地層溫度梯度為3.8 ℃/100 m；（4）異常高壓，原始地層壓力大 57.5～71.9 MPa，氣油比高達 250～425 m3/t；（5）地層原油密度 0.48～0.571 5 g/cm3，地面原油密度0.806 3 ～ 0.816 0 g/cm3[3]；（6）地層原油粘度0.245～0.273 mPa·s，地面原油粘度 4.9～80 mPa·s。油藏地層水屬于超飽和鹽水，總礦化度高達30×104～37×104mg/L[11]，產出液呈弱酸性，綜合含水率高，采油速度和采出程度較低[4]，具有很大的開發開采價值。

鴨兒峽油田地面海拔2 400 ～ 2 600 m，已探明地質儲量1149×104t，含油面積10.35 km2，可采儲量 330×104t；平均孔隙度 21%，油層有效厚度為16.2 m，滲透率為 358×103μm2。L油藏的沉積厚度為55.6～98.7m，油井大部分埋深2 570 ～ 2 700 m之間。鴨兒峽L油藏地層水礦化度較高達到了56 000 mg/L，屬于典型的中高鹽油藏。

目前油田常用的驅油表面活性劑主要有陰離子表面活性劑、非離子表面活性劑和兩性表面活性劑[5,6]。陰離子表面活性劑具有較高的油水界面活性高、耐溫性好的特點，但耐鹽性差；非離子表面活性劑的耐鹽、耐多價陽離子性能好，但在地層中的穩定性差，巖石對它的吸附量比對陰離子表面活性劑的吸附量高，而且非離子表面活性劑不耐高溫，價格也高，非離子高溫下氫鍵容易發生斷裂，導致表面活性劑分子溶解性變差，出現濁點[7]；兩性表面活性劑大多數都可以用于高礦化度、較高溫度的油層，且能大大降低非離子與陰離子表面活性劑復配時所產生的色譜分離效應[8]。雖然表面活性劑在一定程度上可以達到降低界面張力的效果，但是在地層復雜的條件下，每種表面活性劑都具有一定的適用范圍，在地層中由于高溫高礦化度條件，表面活性劑的界面活性無法達到最佳，因此需要將多種表面活性劑通過一定的比例進行復配，這樣一方面可以充分發揮各種表面活性劑的優勢，克服單一表面活性劑的局限性，另一方面還可以降低表面活性劑的使用成本[9]，最重要的是可以使得采收率得到提高。此外，表面活性劑之間還能夠有一定的左右，通過表面活性劑復配后的溶效果若比單一表面活性劑效果好，則稱活性劑之間具有較好的協同效應。

對表面活性劑能否適用于該油藏則主要考慮以下幾個方面：首先要根據表面活性劑自身的結構特點及其在水溶液中的性質，選擇出適當的表面活性劑單劑并考察其界面活性[10]；其次，進行表面活性劑的復配，要求所選擇的表面活性劑的驅油體系可以較大幅度的降低油界面張力，油水之間的界面張力最好能夠達到10-3mN/m數量級；同時，要求表面活性劑要有一定的耐溫抗鹽性能，因為隨著油藏向更深的地方開發，地層的溫度越來越高，這會改變表面活性劑的性能，使得表面活性劑體系沒有了本該起到的驅油效果；最后，所選用的表面活性劑最好易制得，且廉價，在現實應用中，雖然有的表面活性劑體系具有很好的驅油效果，但是由于其本身的投入過高，也不能很好的應用于實際的生產當中。

鴨兒峽L油藏地層水礦化度為56 000 mg/L，其中鈣鎂離子含量較高，因此可以考慮選擇耐溫、耐鹽的陰離子和良性表面活性劑復配，通過控制復配比測定油水界面張力，篩選適用于此油藏的表面活性劑驅油體系。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

分析天平、TX500C旋轉滴界面張力儀、石油磺酸鹽A、十四烷基甜菜堿（C14BE）、鴨兒峽L油藏脫氣原油、實驗室模擬地層水。

1.2 試劑配制

1.2.1 配制表面活性劑母液

用電子分析天平分別稱取5 g磺酸鹽A和5 g C14BE，將磺酸鹽A與C14BE配制表面活性劑質量濃度為5%的母液，為后期稀釋做準備；

1.2.2 配制模擬地層水

L油藏地層水礦化度為52 086 mg/L，地層水中各種離子的含量如表1所示。

表1 油田地層水水質成分表Table 1 Injection water quality of oil field

根據水質成分可以計算出每升地層水中所需的各種化學物質的用量，配制成模擬地層水，可以在實驗室中模擬地層水條件進行表面活性劑的篩選和復配工作。

1.2.3 表面活性劑的復配及篩選

正磺酸鹽型陰離子表面活性劑雖然有較好的界面活性和耐高溫的特點，但是在油藏礦化度較高的情況下無法單獨使用，因此可以考慮將其與有較好耐鹽性的兩性表面活性劑進行復配，充分發揮各自的作用。本文選擇了石油磺酸鹽A與十四烷基甜菜堿（C14BE）進行復配，通過測定不同復配比、不同活性劑濃度下油水界面張力，最終篩選出能夠使油水界面張力的表面活性劑驅油有效降低的體系。之中表面活性劑的復配篩選包含：

（1）磺酸鹽A與C14BE復配，配制當復配比為1∶9，活性劑濃度分別為0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%，模擬地層溫度達到50℃時，運用TX500C旋轉滴界面張力儀測定復配體系與L油藏脫氣原油的界面張力；

（2）磺酸鹽A與C14BE復配比為1∶5，活性劑濃度分別為0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%時，，運用TX500C旋轉滴界面張力儀模擬地層溫度為50℃時測定復配體系與L油藏脫氣原油的界面張力；

（3）磺酸鹽A與C14BE比為1∶4，活性劑濃度分別為0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%，模擬地層溫度為50 ℃時，測定復配體系與L油藏脫氣原油的界面張力；

（4）磺酸鹽A與C14BE復配比為1∶3，活性劑濃度分別在0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%情況下，測定復配體系與L油藏脫氣原油的界面張力；

2 實驗結果與討論

2.1 磺酸鹽A/ C14BE=1∶9

分別取適量濃度為5%的磺酸鹽A與C14BE溶液于25 mL容量瓶中，再往里面加入模擬地層水稀釋至刻度線，在此復配比下分別配制總濃度為0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%，并且在 50℃的溫度下用界面張力儀分別測定5組不同濃度的表面活性劑與油水界面張力，并記錄界面張力在穩定時的數值，得到的結果如表2所示。

表2 磺酸鹽A/C14BE=1∶9時的界面張力Table 2 The interfacial tension of petroleum sulfonate/C14BE=1∶9

從表2中可以看出當磺酸鹽/C14BE=1∶9時，活性劑總濃度為0.1%～0.8%，油水界面張力有明顯的降低，但變化較小，界面張力最低維持在 10-2mN/m刻度，沒有達到超低界面張力（10-3mN/m）并且界面張力大致的變化情況伴隨活性劑濃度的增加，界面張力也在不斷增加。因此在此復配比條件下，驅油體系沒有較高的界面活性，需要進一步控制復配比考察其界面活性。

2.2 磺酸鹽A/ C14BE=1∶5

分別取一定量的濃度為5%的磺酸鹽A與

C14BE溶液于25 mL容量瓶中，加入模擬地層水稀釋至刻度線，在磺酸鹽/C14BE=1∶5條件下分別配制總濃度為0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%混合溶液，用界面張力儀測定五組混合溶液與原油的界面張力在模擬地層溫度為50 ℃時，得到的結果如表3所示。

表3 磺酸鹽A/C14BE=1∶5時的界面張力Table 3 The interfacial tension of petroleum sulfonate/C14BE=1∶5

由表3可以看出，當磺酸鹽A/C14BE=1∶5時，隨著活性劑濃度的增加，界面張力的變化出現先增加后下降的趨勢，界面張力值最小時活性劑總濃度為0.1%，說明此時的驅油體系有一定的降低界面張力的能力，但效果不顯著且界面張力值沒有達到超低界面張力的水平，要想達到超低界面張力需要進一步控制復配體系。

2.3 磺酸鹽A/ C14BE=1:4

在磺酸鹽/C14BE=1:4條件下分別配制總濃度為0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%混合溶液，在模擬地層溫度為50 ℃條件下用界面張力儀分別測定五組混合溶液與原油的界面張力，得到的結果如表4所示。

表4 磺酸鹽A/C14BE=1∶4時的界面張力Table 4 The interfacial tension of petroleum sulfonate/C14BE=1∶4

從圖4可以看出，當磺酸鹽A/C14BE=1:4時隨著活性劑濃度的增加，油水界面張力變化情況是先下降后上升，當活性劑總濃度為0.4%時，界面張力值達到最低值7.60×10-3mN/m，說明在此濃度下兩種表面活性劑能夠互相協同增效，能夠使界面張力達到超低。因此在磺酸鹽A/C14BE=1:4，活性劑總濃度為0.4%時，磺酸鹽A與C14BE具有較好的協同效應，在實驗過程中，油滴的大致變化為：最開始的形狀為球形，隨著時間的延長油滴逐漸拉伸變長，最終達到細長的穩定狀態。在濃度為0.4%時界面活性最高，可以考慮將此配方作為L油藏的驅油表面活性劑。

2.4 磺酸鹽A/ C14BE=1:3

在磺酸鹽A/C14BE=1:3條件下分別配制總濃度為0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%混合溶液，在模擬地層溫度為50℃條件下用界面張力儀分別測定五組混合溶液與原油的界面張力，得到的結果如表5所示。

表5 磺酸鹽A/C14BE=1∶3時的界面張力Table 5 The interfacial tension of petroleum sulfonate/C14BE=1∶3

由表5可以看出磺酸鹽A/C14BE=1∶3，隨著活性劑總濃度的增加，油水界面張力變化情況是先上升后下降，當總濃度為0.1%時，油水界面張力值達到最低6.80×10-3mN/m，為超低界面張力，說明此時兩者具有較高的協同效應，界面活性最高，，油水界面張力值隨著濃度的增加而增加，在濃度為0.4%時，達到最大值為0.097 6 mN/m，此時協同效應不夠明顯，隨后界面張力值開始下降，但是仍無法達到超低界面張力的狀態。因此，在磺酸鹽A/C14BE=1∶3，活性劑濃度為0.1%時，復配體系具有較高的界面活性，符合作為L油藏的驅油劑的條件。

2.5 復配體系與原油的動態關系

通過以上復配體系的篩選，最終確定在石油磺酸鹽A/C14BE=1∶4，1∶3，活性劑總濃度為0.6%、0.1%時，復配體系與原油的界面張力達到超低界面張力。因此這兩種情況下的復配體系，均可以作為L油藏的驅油劑。在實驗室運用界面張力儀進行測定復配體系與原油界面張力時，伴隨著油滴的變化，使界面張力值出現了一些變化，界面張力值的動態變化過程如圖1所示。

圖1 界面張力與時間變化關系Fig.1 The relationship between interfacial tension and time

從圖1可以看出，隨著時間的變化，在前15 min內界面張力值下降速度明顯，復配比為4∶1，活性劑總濃度為0.6%的復配體系其下降的程度較復配比為3∶1，活性劑總共度為0.1%時下降的程度大，在15～35 min時，界面張力值成規律降低，但是下降的趨勢并不明顯，屬于緩慢的下降，在35 min以后，界面張力值達到了動態平衡。此后隨著時間的增加，界面張力值基本不發生變化，因此可以判斷界面張力值相對處于比較穩定的水平，并且已經達到了超低界面張力。

在室內整個測定界面張力過程中油滴在復配體系中的變化程度為：首先為球形，隨著時間的推移，油滴逐漸拉伸變成橢圓形狀，隨著時間的增加，界面張力值不斷下降，油滴的形狀也發生明顯的變化，油滴由橢圓形逐漸拉伸而變的細長，隨后再隨著時間的增加，“棒狀”油滴形狀基本維持穩定，界面張力值也不再發生變化，達到動態平衡。油滴變化的大致三個過程如圖2所示。

圖2 油滴變化過程Fig.2 The change process of oil droplets

3 結 論

（1）根據玉門油田L油藏礦化度高的特點，再根據表面活性劑的性質，篩選了復配劑陰離子表面活性劑（磺酸鹽A）和甜菜堿型兩性表面活性劑（C14BE）；

（2）實驗室條件下，根據L油藏地層水水質特點，通過計算配制成模擬地層水進行復配，為了獲得較高界面活性的驅油劑，需要控制復配比以及活性劑總濃度；當磺酸鹽A/C14BE=1:9和1:5，活性劑總濃度為0.1%～0.8%時，復配劑與原油的界面張力值相對處于較低的水平狀態，但效果不明顯，無法達到超低界面張力的水平，且在實驗過程中，油滴從球形變為橢圓形，最后基本沒有變化；當磺酸鹽A/C14BE=1:4、1:3，活性劑總濃度為0.6%、 0.1%時，不僅復配體系降低油水界面張力的效果比較明顯，而且界面張力值達到穩定時可維持在超低界面張力水平狀態，其界面張力分別為7.60×10-3mN/m和 6.80×10-3mN/m；

（3）通過對表面活性劑復配體系在不同條件下的篩選，最終找到了最適宜與鴨兒峽L油藏的表面活性劑驅油的配方為磺酸鹽A/C14BE=1:4、1:3，活性劑總濃度為0.6%、 0.1%。

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Indoor Study on Enhanced Oil Recovery in High-salt Reservoirs

WANG Shuo, LIU Wen-Bo
(Yangtze University, Hubei Wuhan, 430100, China)

High-salt reservoirs still have a considerable portion of crude oil trapped in the formation after the water flooding, and it is difficult to extract it. Therefore, the chemical treatment process need be used. However, the salinity and temperature of the high-salt reservoir are higher, and common surfactants are difficult to meet the harsh conditions of the reservoir environment. Therefore, it is necessary to mix the surfactants to give full play to the advantages of various active agents in order to achieve the purpose of improving oil recovery. In this paper, according to the characteristics of the mineralization degree of the formation in Yaerxia L reservoir, anion surfactant and amphoteric surfactant were compounded, through determining the oil-water interfacial tension under different mixing ratios and active agent concentrations, compounded surfactant flooding system was determined. The experimental results show that the interfacial tension of oil and water is 10-3mN / m when the ratio of petroleum sulfonate A and C14BE is 1: 4, 1:3 and the total concentration is 0.6% and 0.1%. This flooding formulation is suitable for enhancing oil recovery in L reservoir.

Petroleum sulfonate; Amphoteric surfactant; Compound system; Enhanced oil recovery

TE 327

A

1671-0460（2017）11-2258-04

2017-03-23

王爍（1992-），男，江蘇揚州人，在讀碩士研究生，研究方向：主要從事油田化學方面研究。E-mail：872761665@qq.com。