污水配制二元復合驅驅油體系優化研究

關 丹，欒和鑫，闕庭麗，李 凱

（中國石油 新疆油田分公司實驗檢測研究院 新疆礫巖油藏實驗室，新疆 克拉瑪依 834000）

新疆油田礫巖油藏M區塊由于長期注水開發，層內非均質程度加劇，剖面和平面矛盾突出，水竄嚴重，水驅效果急待進一步提高［1-3］。面對清水資源有限的制約及環保壓力，以及對采油污水進行深度處理、利用會造成地面設施建設成本高等問題，有必要開展用采油污水直接配制表面活性劑/聚合物（S/P）二元驅油體系的研究［4-12］。由于污水水質復雜、鈣鎂離子含量高及礦化度高，會造成聚合物溶液黏度顯著下降，同時對表面活性劑降低界面張力有負面影響。大慶油田早期開展過清水配制污水稀釋聚合物驅現場試驗，增油降水效果顯著［13］，但采用油田污水直接配制S/P二元驅的報道較少。配制S/P二元驅時，可以采用抗鹽聚合物，同時增加聚合物使用量，消除污水對聚合物溶液黏度的影響［14］，但是采用污水直接配制表面活性劑的報道較少，因此，需要對新疆油田礫巖油藏M區開展S/P二元驅油體系性能的研究。

本工作將石油磺酸鹽與甜菜堿按照不同比例復配，考察了復配體系的界面張力、乳化性能、抗鹽性能和驅油效率，并對S/P二元驅油體系注入參數進行優化，設計合成出了用污水配制的S/P二元驅油體系。

1 實驗部分

1.1 主要試劑與儀器

抗鹽聚合物：工業品，疏水締合聚合物，固含量（w）為94.20%，相對分子質量1 500×104，水解度25.7%，北京恒聚化工集團有限責任公司；石油磺酸鹽：工業品，有效物含量36.7%（w），克拉瑪依金塔公司；甜菜堿：有效物含量50%（w），中國石油勘探開發研究院；氯化鈉、氯化鈣：分析純，國藥集團化學試劑有限公司；M區脫水脫氣原油：原油黏度（40 ℃）8.2 mPa·s；配液用水：克拉瑪依油田M區污水，水質分析結果見表1。

表1 實驗用水水質分析結果Table 1 Analysis results of experimental water quality

K100C型表面張力儀：德國KRUSS公司；SDT型旋轉界面張力儀：德國KRUSS公司；Zetasizer Nano ZS型激光粒度儀：英國馬爾文儀器有限公司；巖心驅油裝置：江蘇海安石油科技有限公司。

1.2 實驗方法

根據QS/Y 1583—2013［15］標準測試S/P二元驅的界面張力、乳化性能、洗油效率。

乳狀液粒徑測試方法：采用激光粒度儀測試乳狀液的水動力學尺寸。配制表面活性劑溶液，稱取表面活性劑溶液10 g、原油40 g，利用乳化儀在10 000 r/min的攪拌轉速下乳化1 h，靜置12 h，取乳狀液測試。測試時采用0.1 μm針頭式過濾器對待測試樣進行過濾以除去雜質，用針頭式過濾器吸取1 mL溶液緩慢注入到試樣池中，防止起泡且試樣池保持潔凈無擦痕，實驗溫度設置為40 ℃，每個試樣至少重復3次。

巖心驅替實驗步驟：1）實驗用巖心規格為φ3.8 cm×30 cm礫巖人造巖心，具體參數見表2；2）束縛水：采用地層水飽和巖心，然后用油井原油驅水至再不出水；3）用污水水驅至含水率98%（w）后，注入化學劑段塞（0.7 PV），再用污水水驅至含水率98%（w），計算化學驅采收率。實驗溫度40 ℃，單管巖心驅替速度0.5 mL/min，三管并聯巖心驅替速度1.5 mL/min。

表2 巖心參數Table 2 Core parameters

2 結果與討論

2.1 不同復配比例下的界面張力和臨界膠束濃度

分別測試質量濃度為500 mg/L和3 000 mg/L時，石油磺酸鹽和甜菜堿兩種表面活性劑在不同復配比例下的界面張力及臨界膠束濃度見圖1和表3，復配比例為石油磺酸鹽與甜菜堿的質量比。由圖1和表3可見，復配比例為5∶5時，體系的界面張力和臨界膠束濃度達到最低，復配體系的界面張力性能優于單一的石油磺酸鹽和甜菜堿。在復配比例高于5∶5時，界面張力增大，臨界膠束濃度也增大。當石油磺酸鹽比例較高時，體相中形成以石油磺酸鹽為膠束內核、甜菜堿分插在膠束內核中的膠束體系；界面上，形成以石油磺酸鹽為主導、甜菜堿插入到石油磺酸鹽分子間的定向排列模式。隨著甜菜堿比例逐漸升高，膠束結構及界面排列方式發生了改變。

圖1 不同復配比例下的界面張力Fig.1 Interfacial tension(IFT) under different compounding ratio.

表3 單一與復配表面活性劑的臨界膠束濃度Table 3 Critical micelle concentration(CMC) of single and compound surfactants

2.2 乳化性能

石油磺酸鹽、甜菜堿、石油磺酸鹽與甜菜堿復配體系的析水率見圖2。由圖2可見，2 h時甜菜堿和石油磺酸鹽的析水率大于30%、復配體系析水率為10%；隨著時間的延長，析水率逐漸增大，12 h時石油磺酸鹽與甜菜堿的析水率約為85%、復配體系的析水率保持在80%。

圖2 析水率的對比Fig.2 Comparison chart of water separation rate.

不同乳狀液的粒徑見表4。由表4可知，復配體系乳狀液的粒徑遠小于石油磺酸鹽、甜菜堿乳狀液粒徑，粒徑越小比表面積越大，包裹油或水的能力越強，析水率也越低。這說明復配體系形成的界面膜強度高，促進了液滴的變形，有助于形成小尺寸液滴，提高了乳狀液的穩定性。

表4 乳狀液的粒徑Table 4 Particle size of emulsion

2.3 抗鹽性能

污水配制S/P二元驅油體系不但會導致驅油體系黏度下降，同時對界面張力也有影響。為了考察礦化度對驅油體系界面張力的影響，分別配制了含有不同質量濃度氯化鈉和氯化鈣的S/P二元驅油體系，考察了驅油體系界面張力隨氯化鈉、氯化鈣質量濃度變化的情況，實驗結果見圖3和圖4。

由圖3和圖4可知，在氯化鈉質量濃度小于15 000 mg/L、氯化鈣質量濃度小于150 mg/L范圍內，隨著氯化鈉及氯化鈣質量濃度的增加，S/P二元驅油體系的界面張力隨之降低。這主要是因為礦化度的增加壓縮了表面活性劑雙電層的厚度，迫使表面活性劑分子遠離水相從而在界面上定向排列，表面活性劑分子在界面上排列得越多，降低界面張力的效能越大。

圖4 氯化鈣質量濃度對界面張力的影響Fig.4 Effect of calcium chloride concentration on IFT.

2.4 耐吸附性能

用污水配制S/P二元驅油體系（3 000 mg/L表面活性劑+1 500 mg/L聚合物），按固液比1∶9加入石英砂，在40 ℃下吸附6 h后離心分離，測試油水界面張力，余下的二元體系溶液重復進行吸附實驗，直至界面張力超過1.0×10-2mN/m為止［16］。測試得到甜菜堿的吸附量為0.433 mg/g、石油磺酸鹽與甜菜堿復配體系的吸附量為0.694 mg/g，吸附后的界面張力如圖5所示。

圖5 吸附實驗結果Fig.5 Adsorption experiment results.

由圖5可見，雖然復配體系的抗吸附性能比甜菜堿差，但仍具有優異的抗吸附性能，吸附8次后平衡界面張力仍維持在10-2mN/m數量級。這主要是因為甜菜堿組分單一，避免了石油磺酸鹽與甜菜堿復配體系因自身的差別在巖心上的吸附量不同而引起的色譜分離、最終導致失效的可能。

2.5 驅油效率

分別采用滲透率為0.313，0.325，0.308 μm2的人造礫巖巖心開展石油磺酸鹽、甜菜堿、石油磺酸鹽與甜菜堿復配體系三種表面活性劑的巖心驅替實驗，各驅油體系的配方組成、界面張力、體系黏度及驅油效率見表5。由表5可知，相同條件下，復配體系的驅油效率為16.39%，比單獨的石油磺酸鹽和甜菜堿的驅油效率高2%～4%，顯示出了良好的協同效應，可進一步提高原油采收率。

表5 不同驅油體系的驅油效率Table 5 Oil displacement efficiency of different oil displacement systems

2.6 注入方式優化

2.6.1 表面活性劑注入方式優化

在注入方式優化實驗中，使用復配比例為5∶5的石油磺酸鹽/甜菜堿復配表面活性劑。根據儲層物性，選取了滲透率和滲透率極差與現場參數相近的巖心，在聚合物用量及含量不變的前提下，考察了S/P二元驅中表面活性劑注入方式對采收率的影響，實驗方案見表6。由表6可見，表面活性劑的三種注入方式為梯次增加表面活性劑含量（方案1）、梯次降低表面活性劑含量（方案2）、恒定表面活性劑含量（方案3）。

采用S/P二元驅油體系，在超低界面張力條件下，改變注入的表面活性劑的含量可以增加洗油效率，這主要體現在中滲層的動用上。表面活性劑注入方式對采收率的影響見表7。由表7可見，梯次降低表面活性劑含量可以最大化實現非均質儲層的均衡動用，提高低滲儲層采收率（11.87%）；而梯次增加表面活性劑含量則最大幅度提高中滲儲層的采收率（19.59%），但低滲透儲層動用程度較低。在達到超低界面張力的前提下，梯次降低表面活性劑含量有利于實現剖面控制，采收率最高（14.35%）。

表6 梯次改變表面活性劑含量對比方案Table 6 Comparison scheme of surfactant concentration with echelon change

表7 表面活性劑注入方式對采收率的影響Table 7 Effect of surfactant injection mode on oil recovery

2.6.2 聚合物注入方式優化

聚合物的含量關系到它與儲層的匹配關系，采用梯次降低聚合物黏度的注入方式，可避免堵塞地層［17-18］。但在非均質性儲層中，竄流是限制油田開發的主要因素，特別是在低界面張力條件下，體系黏度是保證流度控制、減緩竄流發生的關鍵參數。因此，在梯次降低表面活性劑含量的前提下，考察了聚合物注入方式對采收率的影響，實驗方案見表8。

由表8可見，聚合物的三種注入方式為梯次增加聚合物含量（方案4）、梯次降低聚合物含量（方案5）、恒定聚合物含量（方案6）。

表8 梯次改變聚合物含量對比方案Table 8 Contrast scheme of changing polymer concentration by echelon

S/P二元驅油體系中改變聚合物注入方式可以在超低界面張力條件下改變體系流度控制作用，擴大波及體積，主要體現在中、低滲儲層的動用上。聚合物注入方式對采收率的影響見表9。

表9 聚合物注入方式對采收率的影響Table 9 Effect of polymer injection mode on oil recovery

由表9可見，梯次降低聚合物含量時的采收率為12.43%，較恒定聚合物含量時提高了1.73百分點。這主要是因為，梯次降低聚合物含量出現了局部階段的高黏段塞，有效實現了流度控制，大幅提高了波及體積。而梯次增加聚合物含量比梯次降低聚合物含量時的采收率高3.36百分點，這主要是由于初始的低黏段塞可以進入中高滲層，逐漸增加體系黏度，有效減緩體系的突破和竄流，擴大波及體積。但梯次降低聚合物含量注入一旦突破后續的低黏段塞則很難起到恢復流度控制的作用，易造成驅油體系的竄流。在梯次降低表面活性劑含量的前提下，梯次增加聚合物含量有利于實現剖面控制，最大程度提高采收率（15.79%）。

在此基礎上，采用CMG軟件Star模塊建立組分模型，模擬S/P二元驅不同開發方式的生產效果，模擬預測結果見表10。

表10 數模預測結果Table 10 Prediction results of numerical simulation

由表10可見，采用梯次降低表面活性劑含量及梯次增加聚合物含量的注入方式時，采收率最高（21.26%），累計增油量最高，含水率下降幅度最大，經濟效益最好。

3 現場應用

在新疆油田礫巖油藏M區塊的現場開發試驗中，利用梯次降低表面活性劑含量及梯次增加聚合物含量的注入方式，使典型井A井高峰期含水率由水驅末的90.82%下降為49.83%，日產油量由水驅末的17.29 t增至高峰期的62.93 t，結果如圖6所示。

圖6 A油井產油量和含水率的變化Fig.6 Oil production and moisture content of oil well A.

4 結論

1）石油磺酸鹽與甜菜堿的復配比例為5∶5時，復配體系的界面張力最低，2 h時復配體系析水率為10%，小于甜菜堿及石油磺酸鹽的析水率（30%）；在一定氯化鈉、氯化鈣質量濃度下，復配體系的界面張力始終保持超低，顯示出了良好的抗鹽性能；復配體系的驅油率為16.39%，比單獨的石油磺酸鹽與甜菜堿的驅油效率高2%～4%。

2）人造非均質礫巖三管并聯巖心驅替實驗中，聚合物含量及用量不變的情況下，梯次降低表面活性劑含量的注入方式提高采收率幅度最高。在表面活性劑注入方式不變的條件下，梯次增加聚合物含量的注入方式可提高采收率，比恒定聚合物含量注入方式的采收率高5.09百分點。

3）將梯次降低表面活性劑含量及梯次增加聚合物含量的注入方式應用于新疆礫巖油藏M區現場試驗，顯示出了良好的降水增油效果。