低滲透油藏高濃度表面活性劑降壓實驗研究

張衛平，章倩倩，彭紅霞，鮑銀亮

（延長油田股份有限公司定邊采油廠，陜西榆林718600）

近年來，根據我國石油資源評價資料顯示，我國目前的低滲透油藏已探明儲量約在150億噸以上，且所占比例正逐年穩步提高。未來低滲透油藏的開發越來越受到科學家們的重視[1-3]。近年來，低滲透儲層的開發與研究取得了較大進展，但與高滲透儲層的開發研究相比仍存在較大差距。相關資料表明，目前低滲透油藏的平均采收率僅為21.4%，比高滲透油藏低12.6%[4-6]。因此，如何有效開發低滲透油藏至關重要。

目前，注水法仍是低滲透油藏開發的主要方案。然而，由于低滲透油藏以其低滲透、低孔隙率等特殊性質，導致其吸水能力相對較低。另外，粘土膨脹和油土層與注入水的不相容性也大大降低了吸水能力，使注入壓力升高，使注水井周圍壓力區增大，進一步減小了有效注入壓差，使注入速度迅速下降。XX油田作為我國的五大油田之一，已發現了越來越多的低滲透油藏，但與此同時，存在高注入壓力問題的注水井也越來越多，其占比已達64%。這說明XX油田存在嚴重的注水壓力問題。

注水井壓力上升，將會直接影響注水井效率，影響注水井配注系統，以至造成高能耗。長期高壓使套管易破碎，降低了波及效率，進一步降低了低滲透油藏的采收率。為了提高注水效率，必須采取加大注水措施。目前，壓裂、酸化、射孔等方法在增注中應用較多，但有效期相對較短。

近年來，由于表面活性劑對低滲透性的特殊作用而被引入減壓領域儲液罐，表面活性劑的主要作用是可以通過改變油水界面張力，改善油水流動性，提高水相滲透率，從而降低低滲透油藏的注入壓力。根據這一思路，在我國一些低滲透油藏開展了低濃度表面活性劑降壓研究，取得了一定的效果。這些研究主要集中在表面活性劑溶液降低油水界面張力方面，而對表面活性劑降低殘余油飽和度的研究較少。根據Jamin效應，少量的油對水流有很大的阻力，使得水相滲透率很低，從而使注入壓力很高。因此，剩余油飽和度對水相滲透率影響很大，進而決定注水井的壓力[7-8]。高濃度表面活性劑對剩余油具有良好的增溶效果，從而提高水相滲透率，進一步降低注入壓力。為此，本文著重研究了表面活性劑體系的增溶作用，考察了其降壓效果，并針對XX油田低滲透油藏開發了高濃度表面活性劑體系。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

評價的四種自制的實驗產品分別是KAS、OTC、HEX和BET，有效含量為33%。KAS和OTC分別是具有不同疏水基團的磺酸鹽表面活性劑；HEX和BET是分子中具有不同數量PO和EO單元的非離子-陰離子表面活性劑。實驗過程中所使用的乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇均為分析試劑，由國藥集團提供。

實驗過程中的驅油采用XX油田原油與直餾柴油的混合物，質量比為1∶2，其粘度如圖1、圖2所示。實驗所用的溶液為通過一定方法合成的XX地層水和蒸餾水制備表面活性劑水溶液。此外，在上述這些實驗中，還使用了200g/L的鹽水溶液。

圖1 油田原油粘溫曲線Fig. 1 Crude oil viscositytemperature curve of oilfield

圖2 油田混合油粘溫曲線Fig.2 Viscosity-temperature curve of mixed oil in oilfiel

1.2 實驗過程

1.2.1 溶解能力的測定

本試驗的主要目的是為巖心驅油選擇一種良好的表面活性劑化學配方。在這項試驗中，我們對多種名不同成分的表面活性劑配方進行了評估。首先精確稱取10g表面活性劑，并置于20mL的帶塞量杯中，然后以每次0.05g的量加入柴油，使混合液充分混合，然后將量杯置于70℃水浴中15min， 觀察混合物是否透明。如果上述溶液透明，則繼續按上述方法添加柴油，直到溶液開始變得渾濁。最后，記錄添加到溶液中的油的總數并計算其溶解能力。

1.2.2 最佳含鹽量的確定

用不同含鹽濃度的鹽水（NaCl）溶液測試候選配方的耐鹽性。先將10mL表面活性劑溶液加入20mL帶塞刻度量杯中，加入柴油至刻度線，混合均勻，然后將量杯置于70℃水浴中24h。觀察了微乳液的相類型（下、中、上），并通過記錄圓筒內的界面位置來確定最佳含鹽量。

1.2.3 堆芯水流量

通過巖心驅油實驗，確定了候選配方降低進口壓力的能力。在本試驗中，巖心被合成地層水飽和，并計算出孔隙體積。在室溫（20℃）下用合成地層水測定巖心的滲透率。之后，巖心被地層水淹沒。用多個PⅤs復合油驅水，直到巖心在70℃達到殘余水飽和度，然后保持巖芯老化2h。在此條件下，開始注入地層水，并持續注入，直到入口壓力穩定2h。當時，巖芯已經達到殘余油飽和度。在以下步驟中，為了降低注射壓力，表面活性劑溶液開始注射并持續到5～10 PⅤ。然后注入地層水，直到入口壓力保持穩定。在此過程中，泵速保持在0.1mL/min，恒溫箱溫度為70℃。在整個實驗期間都觀察到了壓力。

2 結果與討論

2.1 增溶能力評價

2.1.1 單一表面活性劑

高濃度表面活性劑由于膠束的形成而具有溶解油的能力。為了測試這四種表面活性劑的增溶能力，在4種不同溫度（30℃、50℃、70℃、90℃）下對四種表面活性劑進行了評價，結果如圖3所示。在該過程中，表面活性劑濃度保持在10% (w.t.)，并用含20 g/L NaCl的鹽水溶液制備表面活性劑溶液。圖3顯示單一表面活性劑的增溶能力很弱。

圖3 不同溫度下單一表面活性劑的增溶能力Fig. 3 Solubilizing ability of a single surfactant at different temperatures

2.1.2 添加劑對增溶能力的影響

為了提高表面活性劑的增溶能力，需要添加一些添加劑。添加劑的加入不僅調節了水和油的極性，而且參與了膠束的形成，增大了膠束的空間，進一步提高了膠束的增溶能力。通常以醇類和苯酚為添加劑，對醇類進行了篩選和測試。

2.1.2.1 單一添加劑

本實驗選用四種醇（乙醇、正丙醇、異丙醇、正丁醇）。所研究的體系由10%的表面活性劑和5%的添加劑組成，在70℃下測定了其增溶能力，結果顯示，當體系中加入添加劑后，除KAS外，表面活性劑的增溶能力均有所提高。這表明了添加劑對微乳液的形成起著重要作用。一方面，添加劑和表面活性劑吸附在界面上，使界面張力降到極低，甚至超低；另一方面，添加劑降低了界面剛性，提高了界面的流動性，降低了形成微乳液所需的能量，從而使微乳液易于形成。

2.1.2.2 復合添加劑

對于每種表面活性劑，我們選擇了兩種在前一次試驗中更有效的添加劑。在表面活性劑和添加劑的總含量為20%時，分別考察了表面活性劑和添加劑的質量比以及兩種添加劑的不同質量比時的增溶能力。結果如圖4～圖6所示。對于HEX，選擇正丙醇和正丁醇作為兩種添加劑；對于OTC，選擇正丙醇和異丙醇；對于BET，選擇正丙醇和正丁醇。圖4顯示，隨著表面活性劑用量的增加，增溶量先增大后減小；在表面活性劑與添加劑質量比一定的情況下，增溶量隨正丁醇濃度的增加而增大，在該體系中最大增溶量為0.66g/g。從圖5可以看出，添加劑和表面活性劑濃度的變化對增溶能力影響不大，最大為0.600g/g。從圖6可以看出，在保持組合醇質量比不變的情況下，隨著表面活性劑含量的增加，增溶能力降低；在表面活性劑和復合添加劑質量比一定的情況下，隨著復合添加劑中正丁醇含量的增加，增溶能力增大，說明正丁醇對該體系的增溶效果較好,但最大增溶量僅為0.285g/g。

圖4 正丙醇和正丁醇在70℃時對HEX的增溶能力Fig. 4 The solubilizing ability of n-propanol and n-butanol to HEX at 70°C

圖5 正丙醇與異丙醇在70℃ 時對OTC的增溶能力Fig. 5 Solubilization ability of n-propanol and isopropanol to OTC at 70℃

圖6 正丁醇與正丙醇在70℃下BET的增溶能力Fig. 6 Solubilization ability of n-butanol and n-propanol at 70°C

與單添加劑試驗相比，添加劑的組合大大提高了增溶效果。一方面，所用的三種表面活性劑均具有長碳鏈，疏水性強，加成的醇可改變HLB，使微乳液容易形成。另一方面，加入的醇分子可以插入表面活性劑分子之間，使疏水基團之間的距離變大，進一步削弱了靜電排斥作用力，導致鏈憎氫基團和醇的碳鏈可能更加接近，因此，溶液中存在膠束。結果表明，由13.3%表面活性劑、2.23%正丙醇和4.47%正丁醇組成的體系具有最大的溶解能力，可達到0.66g/g，可用于后續的巖心驅油試驗。

2.1.3 微乳的耐鹽性試驗

在本試驗中，觀察了微乳液體積與鹽度之間的關系，結果如圖7所示。結果表明，微乳液體積隨鹽度的增加而增大，形成的微乳液均為水外相微乳液。所選體系具有良好的耐鹽性。

圖7 待選體系的耐鹽性Fig.7 Salt tolerance of the system to be selected

2.2 降壓能力評價

進行了一系列巖心注水試驗，以評估所選系統的降壓能力。對于巖心3-J1-4，表面活性劑溶液用200g/L的NaCl鹽配制，另外兩種用渤南合成地層水配制，得出注入壓力與注入PⅤ（孔隙體積）之間的關系。從所進行的三次注水試驗可以看出，當注入7.5PⅤ表面活性劑溶液時，注入壓力下降很大，分別降低了63.5%、41.4%和36.6%。結果表明，在鹽度為200g/L的情況下，所選擇的體系能有效降低注入壓力。

在驅油過程中，對于巖心3-J1-4和巖心3-J1-6，注入表面活性劑溶液后注入壓力大幅增加。一方面，高濃度體系比地層水具有更高的粘度，從而降低水油流動比，提高注入壓力。另一方面，在微乳液形成過程中，剩余油被溶解到表面活性劑體系中，提高了多孔介質中流體的粘度，提高了注入壓力。對于3-J1-2巖心，表面活性劑體系粘度較低（0.596mPa?s），略高于地層水。該體系注入巖心后，可溶解水道中的殘余油，降低剩余油飽和度，進一步降低注入壓力。

為了研究體系濃度對降壓效果的影響，進行了5次巖心驅替試驗。結果表明，系統濃度越高，降壓效果越好。當濃度大于100g/L時，其降壓效果與100g/L表面活性劑溶液無顯著差異。這可能是因為100g/L表面活性劑溶液使活性劑作用區域的剩余油飽和度接近于零。

通過巖心驅油試驗研究了PⅤ注入效果，在不同PⅤ注入倍數下，壓降速率無明顯差異。這進一步表明，大部分殘余油已被少量減壓系統置換。

3 結論

（1）試驗得到了表面活性劑13.3%、正丙醇2.23%、正丁醇4.47%的最佳減壓體系。

（2）根據溶解剩余油的原理，在低滲透油藏中注入表面活性劑溶液，可使注入壓力降低35%以上。

（3）所選體系具有良好的耐鹽性，最高耐鹽度為NaCl濃度200g/L。

（4）通過注入少量PⅤ可以降低壓力，超過該值可以獲得很小的壓降速率。

（5）活性組分含量越高，壓降越大，表面活性組分最佳濃度為100g/L。