稠油油藏表面活性劑輔助CO2驅油效果及主控性能

李曉驍，岳湘安，閆榮杰，郭亞兵，檀洪坤

（1.油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249；2.中國石油大學（北京）石油工程學院，北京 102249；3.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083；4.中國石油華北油田分公司第一采油廠，河北任丘 062552）

稠油油藏注水開發采收率普遍較低，水驅后轉注CO2驅油技術具有大幅度提高采收率的潛力［1-2］。室內研究結果表明，CO2在稠油中具有較好的溶解和萃取能力，具有降低原油黏度、膨脹增容、與原油多次接觸混相降低界面張力等優點［3-6］。但是，多數礦場實踐證實，長期注水開發后生產井采出液含水率上升，普遍進入高含水甚至特高含水階段，轉注CO2后普遍過早突破發生竄流現象，造成增油有效期短，提高經濟效益有限［7-10］。

目前，表面活性劑是輔助CO2驅油提高采收率的常用助劑。一方面，表面活性劑與CO2接觸可以產生泡沫，具有封堵高滲透通道、擴大波及體積的功能；另一方面，表面活性劑在驅油過程中也具有降低界面張力、乳化分散原油和改善潤濕性的功能［11-15］。但是，多數研究往往強調表面活性劑達到超低界面張力的能力和增強CO2泡沫的穩定性［16-18］，對就地生成泡沫后的運移與封堵特征的研究較少。另外，由于儲層孔喉結構的復雜性，并不能保證表面活性劑在油藏運移過程能夠與CO2實現完全接觸并生成泡沫，泡沫破滅或者未與CO2接觸的表面活性劑溶液，其驅油過程對采收率貢獻程度與表面活性劑的主控性能也往往重視不足。因此，根據蘇北盆地洲城油田某區塊的儲層物性和原油特征，通過對表面活性劑的油水界面張力和乳化能力以及與CO2的發泡能力和泡沫的穩定性評價，優選出具有明顯性能差異的表面活性劑作為CO2驅油助劑；基于物理模擬實驗，對表面活性劑輔助驅油的主控性能、驅油性能與輔助調驅機理進行研究，并分析了表面活性劑輔助CO2驅油對非均質性變化的適應性，以期為礦場應用提供理論依據。

1 實驗器材與方法

1.1 實驗器材

實驗儀器主要包括：Haake RheoStress6000流變儀、JJ200B 界面張力儀、蔡司Axiovert200 高倍光學顯微鏡、Waring-Blender 攪拌器、THE-Ⅲ高溫乳化動態評價儀和ISCO泵等驅替設備。

研究區原油經脫水脫氣處理后，原油密度為0.904 g/cm3，地面原油黏度為253.2 mPa·s，膠質、瀝青質和蠟的質量分數分別為23.10%，1.77% 和11.74%，具有中高黏度、高密度和高膠質的特征。實驗用油為由研究區地面脫氣原油與煤油復配的模擬油，油藏溫度（75 ℃）下黏度約為32 mPa·s。

實驗所用表面活性劑主要包括陰離子型（SDS，SDBS，AOS 和AES）、兩性離子型（LAB，RA 和BS-12）和非離子型（Tween-80 和AEO），均為由北京現代東方精細化學品有限公司生產的分析純。

實驗用水為根據研究區儲層地層水配制的模擬地層水，其礦化度為7 443 mg/L，水型為Na2SO4型。

實驗所用物理模型采用無機膠結，根據研究區儲層的物性研發［19］。所用巖心包括柱狀均質巖心和兩層非均質巖心。其中，均質巖心的巖心長度為30 cm，半徑約為2.5 cm，滲透率為1 800 mD，孔隙度約為28%；非均質巖心的尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，高滲透層和低滲透層厚度相近，高滲透層滲透率為1 800 mD，低滲透層滲透率分別為200，300，400和600 mD，整體孔隙度為22%～26%。

1.2 實驗方法

表面活性劑驅油性能評價 表面活性劑驅油性能評價主要是評價油水界面張力和乳化能力。利用JJ200B 界面張力儀在75 ℃下穩定20 min，測定界面張力，所測界面張力為動態界面張力，取其平衡后穩定值作為該體系的界面張力。表面活性劑乳化能力通過自主研發的THE-Ⅲ高溫乳化動態評價儀進行測試，采用乳化系數來表征表面活性劑的乳化能力［20-22］。

泡沫靜態性能評價 采用Waring-Blender 攪拌法評價表面活性劑的發泡能力和泡沫穩定性。將100 mL 表面活性劑溶液加入到Waring-Blender 攪拌器中，以3 500 r/min 的轉速攪拌1 min，將全部泡沫與液體迅速倒入1 000 mL 量筒中，記錄發泡高度并計算泡沫半衰期，來表征不同表面活性劑的發泡能力與泡沫穩定性。

泡沫封堵性能評價 為評價表面活性劑與CO2在油藏中接觸后對封堵能力與運移產生的影響，采用多測點巖心裝置對CO2與表面活性劑生成的泡沫封堵性能進行測試。多測點巖心裝置共設置5個壓力點（分別距離注入端5，10，15，20和25 cm）。實驗步驟主要包括：①按照圖1連接實驗儀器，將干燥好的巖心稱重，抽真空12 h后，飽和模擬地層水8 h，再次稱重計算孔隙度和孔隙體積；設定圍壓為20 MPa，測定巖心的水相滲透率。②注入一定體積的表面活性劑段塞，后續注入CO2直到壓差穩定。③以0.3 mL/min 的流速進行水驅直至壓差達到穩定，記錄各點壓力，并計算阻力系數和殘余阻力。

驅油潛力評價 按照圖1 連接實驗儀器，依據SY/T 5345—2007［23］對不同表面活性劑輔助CO2的驅油潛力進行評價。實驗步驟主要為：①將巖心模型干燥后稱重，抽真空飽和模擬地層水8 h，再次稱重，計算孔隙度和孔隙體積。②設定圍壓為20 MPa，地層溫度下飽和油，達到束縛水狀態后置于巖心夾持器中老化12 h 以上，并計算原始含油飽和度。③對巖心模型進行水驅，以0.3 mL/min 的流速驅替至含水率為98%，記錄采出油體積并計算水驅采收率。④水驅結束后，注入不同段塞表面活性劑。⑤巖心夾持器出口端設置回壓閥壓力為10 MPa，注入CO2直至不出油為止。

圖1 表面活性劑輔助CO2驅油實驗流程Fig.1 Experimental process of surfactant-assisted CO2flooding

2 表面活性劑復配與性能評價

2.1 表面活性劑的初選與優化

9 種常用低濃度表面活性劑靜態發泡性能評價結果（圖2）表明，當表面活性劑質量分數為0.1%時，SDBS，AOS，LAB，RA 和AEO 的靜態發泡能力較強，而SDS，SDBS，AES，BS-12 和Tween-80 的泡沫穩定性相對較好。

圖2 不同表面活性劑的靜態發泡性能Fig.2 Static foam properties of different surfactants

單一表面活性劑往往難以達到最優效果，通常通過復配方式篩選適合油藏的表面活性劑［24］。按照初始發泡能力與穩定性，統一質量分數為0.5%對不同表面活性劑進行復配和篩選，得到發泡能力與穩定性具有明顯差異的3 種復配表面活性劑。其中，表面活性劑S1 由質量分數為0.4%的LAB 和0.1%的Tween-80 組成，屬于兩性-非離子型，初始發泡體積為832 mL，形成泡沫的半衰期為289 s，為強發泡能力-弱泡沫穩定性；表面活性劑S2 由質量分數為0.4%的SDBS 和0.1%的RA 復配，屬于陰離子-兩性型，初始發泡體積為763 mL，形成泡沫的半衰期425 s，為強發泡能力-強泡沫穩定性；表面活性劑S3 由質量分數為0.2%的SDS 和0.3%的AES 組成，屬于陰離子型，其初始發泡體積為447 mL，形成泡沫的半衰期為402 s，為弱發泡能力-強泡沫穩定性。

2.2 復配表面活性劑性能評價結果

動態油水界面張力測試結果（圖3a）表明，3 種復配表面活性劑的動態油水界面張力及其與原油的乳化能力具有明顯差異。其中，S1 的動態油水界面張力平衡后穩定值約為4.0×10-1mN/m；S3的動態油水界面張力最低可達9.2×10-2mN/m，平衡后穩定值約為1.2×10-1mN/m，兩者均屬于低界面張力體系；而S2 的動態油水界面張力相對最低，平衡后穩定值為8.2×10-3mN/m，屬于超低界面張力。

圖3 不同表面活性劑的動態油水界面張力和乳化油率曲線Fig.3 Dynamic curves of oil-water interfacial tension and emulsified oil rates of different surfactants

乳化油率測試結果（圖3b）表明，S1，S2 和S3 的最大乳化油率分別為68.7%，33.6%和62.9%，S1 和S3達到最大乳化油率的穩定時間較長，而S2達到最大乳化油率的時間較短。經乳化系數計算［22］，S1，S2 和S3 的 乳 化 系 數 分 別 為0.635，0.312 和0.559。說明復配表面活性劑S1 和S3 與原油的界面性能具有低界面張力和強乳化能力的特點；S2 可以改善油水界面張力至超低界面張力，但其乳化能力相對最弱。

3 不同性能表面活性劑輔助CO2驅油效果

在注入CO2之前注入表面活性劑，一部分表面活性劑與CO2充分接觸后生成泡沫，達到調剖的效果；而一部分泡沫在油藏運移過程中破滅或者未與CO2接觸的表面活性劑，具有驅油的作用。為此，分別研究了不同性能表面活性劑溶液及其與CO2生成的泡沫對水驅后巖心進一步提高采收率的潛力。

3.1 表面活性劑的驅油貢獻

均質長巖心水驅后注入不同段塞的表面活性劑，3種表面活性劑的驅油效率增幅（圖4）表明，3種表面活性劑均能進一步提高水驅后的驅油效率，隨著表面活性劑段塞注入量的增加，驅油效率增幅先增加后趨于穩定，基本在0.5 PV 達到最大。從3 種表面活性劑注入過程中的采出液微觀照片（圖5）可以看出，表面活性劑S1 和S3 的乳化能力相對較強，巖心中的乳化作用相對容易發生，相應采出液的油水乳化現象也更加明顯，所形成乳狀液滴數量更多、粒徑尺寸分布更廣。結合3 種表面活性劑對水驅后的驅油效率增幅，表面活性劑S1 和S3 的增油效果優于S2，較小的段塞注入量即可以實現較高的驅油效率，說明相比超低界面張力，表面活性劑對原油的乳化作用對驅油效率增幅貢獻更大，乳化能力越強驅油效果越好。這主要是因為：①表面活性劑可以改善界面活性，增強原油的流動能力，降低原油的啟動阻力，實現降壓增注增油的效果。②水驅后，殘余油以吸附在巖石壁面的油膜為主，表面活性劑可以使殘余油膜乳化分散，降低殘余油膜的剝離難度，乳化能力越強，驅油效率增幅越大［22，24］。因此，表面活性劑與原油的乳化作用是驅油過程的主控性能，乳化能力越強，驅油效果越好。

圖4 不同表面活性劑對巖心水驅后的驅油效率增幅對比Fig.4 Comparison between increases in oil displacement efficiency after water flooding in core by different surfactants

圖5 不同表面活性劑注入過程中的采出液微觀照片Fig.5 Microscopic photos of produced fluids during injection of different surfactants

3.2 表面活性劑輔助CO2的封堵效果

由阻力系數和殘余阻力系數分析結果（圖6）可見，隨著段塞注入量增加，3 種表面活性劑與CO2對巖心整體的阻力系數和殘余阻力系數均整體呈現先增加后趨于穩定的趨勢。其中，表面活性劑S1和S2與CO2產生的阻力系數和殘余阻力系數隨注入量變化趨勢基本相同，阻力系數和殘余阻力系數相對較大；而S3 在段塞注入量較小時，阻力系數相對較低，當段塞注入量達到0.5 PV 后，所產生的阻力系數與S1 和S2 基本相同，但殘余阻力系數相對較小。這說明，雖然3 種表面活性劑的靜態發泡能力具有明顯的差異，但是與CO2均能在巖心中發泡產生阻力，阻力系數與殘余阻力系數相差較小。因此，考慮相同段塞注入量的條件下，靜態發泡能力較強的S1 和S2 與CO2產生的泡沫封堵效果更好。結合殘余阻力系數在巖心中的分布（圖7）可知：相比表面活性劑S1，靜態泡沫穩定性更好的S2 和S3，與CO2接觸后，壓力上升段在距離巖心注入端更近的部位（5 和10 cm）產生的殘余阻力系數更大，而巖心中后部位的殘余阻力系數下降明顯；而靜態泡沫穩定性最差的表面活性劑S1，在巖心中后部位殘余阻力系數相對更大。這說明對于表面活性劑與CO2在多孔介質中的發泡和運移來說，泡沫穩定性并非越高越好。靜態泡沫穩定性越強，在巖心注入端產生殘余阻力系數更大，這也意味著在注入端CO2與表面活性劑接觸體積更大，運移到巖心中后部位后與CO2的有效接觸體積變弱，使得巖心中后部位的殘余阻力系數增加并不明顯；相反泡沫穩定性越差，表面活性劑在注入端的損耗相對較小，能夠運移到巖心中后部位并與CO2在巖心中運移后接觸發泡，造成巖心中后部位的殘余阻力系數明顯地增加。因此，與CO2發泡能力更強、形成泡沫穩定性較差的表面活性劑S1，有利于進入實際油藏的深部，實現液流轉向的調驅要求。

圖6 巖心整體阻力系數和殘余阻力系數與表面活性劑段塞注入量的關系Fig.6 Relationship of overall resistance coefficient and residual resistance coefficient of core with slug injection rates of surfactants

圖7 不同注入段塞表面活性劑的殘余阻力系數在巖心中的分布Fig.7 Distribution of residual resistance coefficients of surfactants with different injection slugs in core

3.3 表面活性劑輔助CO2對巖心非均質性變化的適應性

由表面活性劑輔助CO2驅油對滲透率級差為3.0 時非均質巖心水驅后采收率增幅（圖8）可見：水驅后直接注入CO2提高采收率的幅度僅為5.7%；而3種表面活性劑輔助CO2，無論是在表面活性劑段塞的注入過程，還是CO2驅替過程，采收率均有一定幅度的提高。S1，S2 和S3 與CO2的采收率增幅分別為19.7%，13.2%和15.2%，其中S1 在注入過程具有較好的驅油能力，與CO2產生的驅油效果最佳。結合S1與S3的驅替過程有明顯的乳化現象，說明了乳化能力更好的表面活性劑對稠油高含水狀態更容易乳化分散；同時，原油乳化后形成了數量多、粒徑尺寸廣的乳化油滴，一部分乳液暫堵孔喉產生賈敏效應形成了微觀繞流，提高了CO2對剩余油的接觸面積。另外，表面活性劑與CO2接觸后就地生成了泡沫，對竄流通道產生阻力作用并擴大了波及面積，有效地延緩了CO2竄流時間，并延長了CO2與剩余油的接觸時間，有效地提高了采收率［25-26］。

圖8 不同表面活性劑對滲透率級差為3.0的非均質巖心水驅后驅油效果Fig.8 EOR in heterogeneous cores with permeability ratio of 3.0 after water flooding by different surfactants

綜上所述，表面活性劑具有驅油與輔助CO2調驅的雙重效應?？紤]實際儲層的非均質性更加復雜，選擇滲透率級差分別為3.0，4.5，6.0 和9.0 的非均質巖心進行表面活性劑輔助CO2驅油實驗。結果（圖9）表明，隨著非均質巖心滲透率級差的增加，表面活性劑輔助CO2對水驅后采收率的增幅逐漸下降。當滲透率級差小于6.0 時，表面活性劑輔助CO2驅油仍然具有較好的效果；但當滲透率級差繼續增大，其整體采收率也逐漸下降。當非均質巖心的滲透率級差達到9.0 時，3 種表面活性劑的采收率增幅分別為12.6%，10.2%和7.8%。這說明，表面活性劑輔助CO2對巖心非均質性的變化具有一定的適應性。隨著滲透率級差的增加，非均質程度增強，表面活性劑輔助CO2驅油對水驅后采收率的增油效果也相應下降。此外，表面活性劑S1 輔助CO2驅油對水驅后采收率的增油效果仍然高于S2和S3，這表明隨著滲透率級差的增大，巖心非均質性增強，具備強乳化、強發泡能力且兼顧弱泡沫穩定性的表面活性劑輔助CO2驅油對巖心非均質性變化的適應性最好，實現驅油-調驅的協同作用最佳。

圖9 表面活性劑輔助CO2驅油不同非均質巖心采收率增幅Fig.9 Increase in recovery factor of different heterogeneous cores with surfactant-assisted CO2flooding

4 結論

表面活性劑可以與CO2產生驅油-調剖作用，對稠油油藏高含水期具有明顯的增油效果。3 種表面活性劑輔助CO2對滲透率級差為3.0 的非均質巖心的采收率增幅分別為19.7%，13.2%和15.2%，高于直接注入CO2的采收率增幅（5.7%）。表面活性劑驅油過程中，其乳化作用對驅油效率的貢獻明顯優于界面張力，乳化能力越強，驅油效率增幅越高；與CO2形成的泡沫應該具有靜態發泡能力強、形成泡沫穩定性弱的特征，有利于在巖心中運移到中后部位與CO2發泡，在巖心中后部位殘余阻力系數更高，能夠實現深部調驅；并且隨著非均質巖心滲透率級差增大，表面活性劑輔助CO2驅油的采收率增幅逐漸下降。

強乳化、強發泡能力且兼顧弱泡沫穩定性的表面活性劑S1 輔助CO2驅油的驅油效果最佳，其驅油機理主要包含表面活性劑驅油貢獻及其與后續CO2產生的泡沫調驅貢獻，兩者可以產生協同驅油-調驅效果；同時，隨著巖心非均質性的增強，對非均質性變化的適應性較好。