高鹽油藏表面活性劑的適應性及作用機制
——以雁木西油田為例*

鄭 銳，李南星，李 乾，李 慧，周小淞

（中國石油吐哈油田分公司工程技術研究院，新疆鄯善 838200）

0 前言

雁木西油田為高鹽疏松砂巖油藏，該油藏地層水的礦化度高達191.8 g/L，其中Ca2+和Mg2+質量濃度超過7 g/L，注水開發后出砂嚴重，儲層非均值性嚴重，滲透率極差達30～73，變異系數為0.8～1.15，導致采油速率低、綜合含水高。前期水驅實驗表明該區塊水驅油效率小于40%，水驅開發效率明顯低于國內其他稀油油田。因此通過表面活性劑改變固-液界面性質，從而降低油水界面的張力，獲得更高的采收率十分必要［1-4］。大慶油田在化學驅技術研究和應用方面取得重大成果，為進一步提高采收率提出新方向［5-10］，多元復合體系采油技術研究和礦場試驗也受到廣泛重視［11-14］。國內外油田及院校在高效表面活性劑研制和改性方面取得大量的研究成果，但因每個區塊油藏特征不同，不具備統一適應性［15-18］。目前常用陰離子型表面活性劑（石油磺酸鹽類）抗鹽能力較差，陽離子型表面活性劑或陽離子-非離子型表面活性劑吸附損耗大，非離子型表面活性劑的優勢在于其較強的抗鹽能力，但是濁點低，在高溫下適應性較差，一般陰離子-非離子表面活性劑復配體系報導較多。筆者針對雁木西油藏特征，根據其原油組分，利用聚氧乙烯烷基醇醚PAA-15和聚氧乙烯烷基苯酚醚LAP-10 研制復配型非離子表面活性劑體系DW-01，評價了其耐鹽、耐吸附和驅油效率；模擬了表面活性劑的驅替規律，提出表面活性劑注入時機對提高采收率的貢獻；并開展表面活性劑配合其他深部液流轉向措施在雁木西油田提高采收率方面的潛力論證，明確了表面活性劑油藏適應性，對后續提高采收率技術礦場試驗技術決策具有重要參考價值。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

五水偏硅酸鈉、氯化鈣、分析純，國藥集團化學試劑有限公司；復配型非離子表面活性劑（DW-01），聚氧乙烯烷基醇醚PAA-15 和聚氧乙烯烷基苯酚醚LAP-10 質量比為7∶3，實驗室自制；實驗用油為雁木西脫水原油，密度0.8093 g/cm3，地層溫度（50 ℃）下黏度3.66 mPa·s；實驗所用巖心為雁木西油藏天然巖心，幾何尺寸為φ2.5 cm×6 cm，滲透率為108×10-3～147×10-3μm2；油砂由天然巖心粉碎和過篩獲取，粒徑為40～80目；實驗用水為模擬地層水，礦化度為153288 mg/L，離子組成和含量（單位mg/L）：K++Na+49433、Ca2+5173、Mg2+712、HCO3-59、Cl-70 582、SO42-329。

TEXAS500 界面張力儀，美國德州大學；GJS-B12K 型變頻高速攪拌器，青島恒泰達機電設備有限公司；MacroMr12-150H-I 型核磁共振分析儀，蘇州紐邁分析儀器股份有限公司；VT550 型旋轉黏度計，德國哈克科技股份有限公司；高溫高壓驅替實驗裝置，江蘇華安科研儀器有限公司，主要由手搖泵、QX 泵、中間容器和壓力傳感器等組成，具體見圖1。

圖1 驅替實驗裝置流程示意圖

1.2 實驗方法

（1）驅油體系的配制

采用模擬地層水配制一定濃度的復配表面活性劑DW-01溶液。

（2）界面張力測定

將一定濃度的（質量分數0.025%～0.3%）DW-01 表面活性劑溶液注滿試管，滴入一滴原油，在溫度50 ℃、轉速3000 r/min下測定油水動態界面張力。

（3）吸附實驗

在200 mL的三角燒瓶中放入25 g的油砂，加入75 mL質量分數0.3%的DW-01表面活性劑溶液（固液比為1∶3），蓋緊塞子后置于恒溫水浴振蕩器中，在50 ℃下振蕩24 h，取清液測量與原油的界面張力，然后取清液重復如上步驟多次吸附實驗。

（4）發泡性實驗

采用GJS-B12K變頻高速攪拌器測試不同質量濃度的DW-01非離子表面活性劑溶液的發泡性能，記錄起泡體積、泡沫半衰期、析液半衰期和消泡時間，并由起泡體積與析液半衰期乘積計算泡沫綜合指數。采用旋轉黏度計在地層溫度、剪切速率170 s-1下測試穩定30 min的泡沫視黏度。

（5）驅油實驗及剩余油分布測定

使用雁木西天然巖心，在常溫下抽真空，飽和模擬地層水，在50 ℃地層溫度下飽和原油，確定原始含油飽和度；50 ℃下水驅至含水98%以上；按照實驗方案設計表面活性劑驅、再水驅至98%以上，計算原油采收率。采用MacroMr12-150H-I 核磁共振分析儀測試水驅后、表面活性劑驅后剩余油的分布。

2 結果與討論

2.1 驅油體系的界面活性

模擬地層水配制的質量分數分別為0.025%、0.05%、0.1%、0.2%和0.3%的DW-01 非離子表面活性劑溶液在地層溫度下與原油間界面張力見圖2。從圖2可知，隨測試時間的延長，界面張力總體上呈現下降趨勢，部分樣品呈現“下降、升高、再下降和趨于穩定”的變化趨勢。隨表面活性劑濃度增加，界面張力呈現下降趨勢。當表面活性劑質量分數達到或超過0.05%后，界面張力達到超低界面張力（10-3mN/m）。

圖2 不同濃度DW-01溶液與原油間的界面張力隨測試時間的變化

2.2 吸附特性

將質量分數為0.3%的DW-01非離子表面活性劑溶液與油砂按固液比1∶3 多次吸附，上層清液與原油間的界面張力見圖3。由圖3可以看出，隨表面活性劑溶液與油砂吸附次數增多，油水界面張力總體上呈現上升趨勢，但當吸附次數為3 時的界面張力仍可保持在10-2mN/m，表明DW-01 非離子表面活性劑具有良好的抗吸附能力。

圖3 油水界面張力隨吸附次數的變化

2.3 發泡特性

采用模擬地層水配制的質量分數分別為0.05%、0.1%、0.2%和0.3%的DW-01 非離子表面活性劑溶液在常溫下的發泡性能測試結果見表1。從表1可以看出，隨DW-01濃度的增大，起泡體積逐漸增大，泡沫穩定性逐漸增強。當DW-01質量分數由0.05%增至0.3%時，起泡體積由415 mL 增至575 mL；泡沫半衰期由215 s 增至555 s；析液半衰期由23 s 增至75 s；泡沫綜合指數由9545 mL·s 增至43 125 mL·s；泡沫的視黏度由653.5 mPa·s 增至809.7 mPa·s。分析認為隨DW-01濃度的增大，溶液表面張力降低，表面活性增大，發泡能力增強，因而所形成的泡沫穩定性逐漸增強。DW-01 與地層水具有較好的配伍性。

表1 不同濃度DW-01溶液的發泡性能

2.4 不同段塞尺寸和濃度對驅油效率的影響

在目標油藏天然柱狀巖心上，開展DW-01非離子表面活性劑（0.3%）溶液不同段塞下的驅油效率實驗，驅替方案為：水驅98%+非離子表面活性劑驅+后續水驅98%，DW-01溶液段塞尺寸對驅油效率影響見表2。從表2可以看出，隨著DW-01溶液段塞尺寸的增大，采收率增幅增大。當段塞尺寸超過0.1 PV 后，表面活性劑與原油乳化作用增強，乳狀液存在的“賈敏效應”致使滲流阻力增加，液流轉向和擴大波及體積作用效果增強，采收率增幅明顯提高。

表2 DW-01溶液段塞尺寸對采收率的影響

在目標油藏天然柱狀巖心上，開展相同段塞尺寸（0.4 PV）下不同濃度的DW-01 非離子表面活性劑溶液的驅油實驗，驅替方案為：水驅98%+非離子表面活性劑驅0.4 PV+后續水驅98%。表面活性劑濃度對驅油效率影響實驗結果見表3。從表3 可以看出，隨DW-01 濃度的增大，采收率增幅增大。DW-01 濃度越大，油水界面張力越低，原油與巖石黏附力越低，驅油效率越高。不過，在現場試驗中要綜合考慮經濟效果。

表3 DW-01溶液濃度對采收率的影響

2.5 表面活性劑注入時機對驅油效率的影響

在目標油藏天然柱狀巖心上，開展DW-01非離子表面活性劑（質量分數為0.3%）溶液驅油效率實驗，驅替方案為：水驅（0～98%）+非離子表面活性劑驅（0.2～0.4 PV）+后續水驅98%，方案3-1、3-2 中考慮水驅后注入不同段塞尺寸表面活性劑的驅油效果；方案3-2、3-3、3-4中考慮不同水驅階段注入同樣段塞尺寸表面活性劑的驅油效果，結果見表4。驅替過程中，注入壓力、含水和采收率隨注入體積的變化見圖4。從表4 可以看出，在DW-01 溶液注入時機（含水率98%）相同條件下，表面活性劑驅提高采收率增幅隨著該段塞尺寸的增加而增大。在同一表面活性劑溶液段塞尺寸（0.4 PV）下，隨注入時機延后，表面活性劑驅采收率增幅減小。分析認為，隨著注入時機延后，巖心內水驅波及體積增大，水相滲透率增加的同時滲流阻力減小，注入壓力降低（見圖4），巖心中小孔隙驅替壓力梯度減小，微觀波及體積減小，驅油效率降低，采收率增幅減少。與“方案3-1”和“方案3-2”相比較，“方案3-3”和“方案3-4”注入壓力明顯提高，驅替壓力梯度較大，采收率增幅較大。由此可見，表面活性劑溶液注入時機越早，表面活性劑擴大波及體積效果越好，采收率增幅越大。

圖4 注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化

表4 DW-01溶液的注入時機對采收率的影響

采用核磁共振成像儀觀察了“方案3-2”不同驅替階段的T2譜（見圖5）。從圖5可以看出，巖心非均質特征明顯，T2譜曲線呈現3個峰展布，T2弛豫時間表明巖心內大孔隙占主要部分（T2值在100～1000 ms），其次為中孔隙。隨著驅替不斷推進，3 個峰值面積均呈現下降趨勢，水驅結束時右峰曲線降幅明顯。分析認為，由于大孔隙滲流阻力較小，驅替過程中注入水主要沿大孔道推進，中小孔隙難以波及，中小孔隙內仍存在較多剩余油。同樣，表面活性劑也主要進入大孔隙內發揮洗油作用，水驅未波及區域波及程度較低。

圖5 驅替過程各階段的T2譜分布曲線

2.6 配套其他液流轉向措施效果

在目標油藏天然柱狀巖心上，開展配套其他液流轉向措施的提高采收率實驗。驅替方案為表面活性劑驅（方案4-1），本源凝膠+表面活性劑驅（方案4-2）、本源凝膠+表面活性劑和氣交替注入驅（方案4-3）。結果見表5，驅替過程中注入壓力、含水、采收率隨注入體積變化見圖6。其中DW-01質量分數為0.3%，方案4-2和4-3中本源凝膠為0.2 PV質量分數為3%的五水偏硅酸鈉+0.05 PV去離子水+0.2 PV質量分數為1.2%氯化鈣，方案4-3 中所用氣體為氮氣，DW-01溶液和氮氣按體積比1∶1 分為5個輪次交替注入，每輪次注入0.08 PV DW-01+0.08 PV氮氣。

圖6 配套液流轉向措施實驗中注入壓力、含水率、采收率隨注入體積的變化

表5 配套液流轉向措施提高采收率實驗數據

從表5 和圖6 可以看出，與單純表面活性劑驅相比，調剖段塞增加了高滲通道滲流阻力，注入壓力升高，后續的表面活性劑及水驅段塞發生液流轉向，驅油效率顯著提高（采收率增幅7.88%）；泡沫可以進一步增強液流轉向效果，“本源凝膠+表面活性劑溶液+氣”交替注入方式擴大波及體積效果明顯，采收率增幅11.33%。

3 結論

在高鹽油藏儲層條件下，由聚氧乙烯烷基醇醚PAA-15和聚氧乙烯烷基苯酚醚LAP-10復配的非離子表面活性劑DW-01具有界面張力低、抗吸附能力強及發泡性能好等特點，與目標油藏間具有良好適應性。

表面活性劑溶液提高采油率幅度，隨著段塞濃度和尺寸的增大而增加，同一段塞尺寸，隨著注入時機延后而逐漸減小。

天然巖心核磁共振T2譜呈現3峰，T2值在100～1000 ms 范圍內大孔隙占主要部分，其次為中小孔隙。無論是水驅還是表面活性劑驅，3 個峰值面積均呈現下降趨勢，其中以右峰曲線降幅明顯。水驅后表面活性劑主要沿水驅形成優勢通道流動，水驅未波及區域的波及程度較低，表面活性劑必須與其他液流轉向措施聯合使用才能獲得較好增油降水效果。