驅(qū)油型表面活性劑在W 油田的研究與應(yīng)用

吳 婧，宋愛(ài)莉，陳維余，周際永，陳慶棟，張 宸

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452）

據(jù)統(tǒng)計(jì)，我國(guó)低滲油田資源量約占石油總資源量的22.41%，而一次采收率只能達(dá)到8%～15%，平均采油速度約0.27%，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于中高滲油田的動(dòng)用率，因此盤活低滲油田的儲(chǔ)量資源對(duì)保障國(guó)家能源安全具有重要意義。對(duì)于長(zhǎng)期呈現(xiàn)注采關(guān)系不平衡的低滲油田，地層能量存在大量虧空導(dǎo)致建立有效驅(qū)替的三類儲(chǔ)層動(dòng)用更加困難，同時(shí)常規(guī)壓裂發(fā)揮的作用有限。大慶、勝利和新疆等陸地油田開(kāi)展了一系列中低滲儲(chǔ)層壓裂滲濾的研究工作[1-3]，即采用壓裂與驅(qū)油相結(jié)合的工藝方式將大量驅(qū)油型表面活性劑注入井中，實(shí)現(xiàn)“能量補(bǔ)充+擴(kuò)容解堵+高效驅(qū)油”的目的，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得較好效果。

借鑒以往陸地注驅(qū)油劑溶液壓裂施工成功案例，開(kāi)展了油田壓裂用驅(qū)油型表面活性劑的適應(yīng)性研究，并將優(yōu)化形成的驅(qū)油劑溶液體系在W 油田首次成功應(yīng)用，增產(chǎn)效果十分顯著。

1 驅(qū)油劑結(jié)構(gòu)與性能的關(guān)系

1.1 驅(qū)油劑應(yīng)用情況

目前廣泛應(yīng)用的驅(qū)油劑種類有非離子表面活性劑、陰離子表面活性劑、陽(yáng)離子表面活性劑和兩性表面活性劑，分別有不同的限制條件。其中非離子表面活性劑耐鹽性能優(yōu)越但耐溫性不佳，陰離子表面活性劑耐溫好但耐鹽性差，兩性表面活性劑成本相對(duì)較高，陽(yáng)離子表面活性劑在巖石上吸附量較大且生物毒性較強(qiáng)[4-6]，因此礦場(chǎng)常使用陰離子-非離子表面活性劑的復(fù)配體系來(lái)達(dá)到提高油藏采收率的目的，然而色譜分離效應(yīng)往往使該種復(fù)配體系在實(shí)際油田應(yīng)用時(shí)達(dá)不到室內(nèi)研究的最佳比例協(xié)同驅(qū)油效果[7]，同時(shí)為達(dá)到較低界面活性，表面活性劑與堿復(fù)配的二元驅(qū)油體系也被廣泛應(yīng)用，但該體系在地層水礦化度及硬度較高的油田使用受限。

1.2 分子結(jié)構(gòu)與驅(qū)油性能的關(guān)系

結(jié)合陰離子表面活性劑和非離子表面活性劑各自的優(yōu)良性能，采用合成的方式將陰離子和非離子設(shè)計(jì)在同一表面活性劑分子結(jié)構(gòu)中，以陰離子表面活性劑為分子主鏈，在親水頭基和親油尾鏈之間嵌入非離子鏈段的方式制備陰離子-非離子驅(qū)油型表面活性劑。化驗(yàn)分析表明，W 油田產(chǎn)出原油中石蠟含量高，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量少，室溫下呈凝固狀態(tài)，根據(jù)相似相溶原理，驅(qū)油型表面活性劑的尾鏈應(yīng)在盡可能延長(zhǎng)且結(jié)構(gòu)穩(wěn)定的前提下以提高親油性和耐溫性能；針對(duì)地層水和注入水高鹽高硬度的特點(diǎn)，親水基在常見(jiàn)的磺酸基、羧酸基、硫酸基、磷酸基中選擇生物易降解、穩(wěn)定性優(yōu)越的羧酸基團(tuán)[8]。

研究合成的驅(qū)油型表面活性劑分子式見(jiàn)（1），分子鏈段中嵌入了聚氧乙烯（EO）、聚氧丙烯（PO）等非離子片段。其中EO 的加入不僅能夠降低表面活性劑的克拉夫特點(diǎn)，使其更容易形成膠束，還能與地層水中的陽(yáng)離子（如鈣離子）產(chǎn)生類似絡(luò)合效應(yīng)[9-11]，在增加驅(qū)油劑分子水化能力的同時(shí)削弱了離子頭基與配液水中高價(jià)金屬陽(yáng)離子的相互作用；PO 作為親油基團(tuán)則可以延長(zhǎng)分子疏水鏈。通過(guò)調(diào)節(jié)EO-PO 鏈結(jié)的數(shù)量不僅能在增強(qiáng)表面活性劑與油、水相互作用的同時(shí)，更能進(jìn)一步增強(qiáng)耐鹽性能。

2 室內(nèi)性能評(píng)價(jià)

2.1 實(shí)驗(yàn)材料及特征

實(shí)驗(yàn)用原油：W 油田平臺(tái)產(chǎn)出原油，投產(chǎn)初期原油性質(zhì)較好，地面原油黏度為4.9～13.3 mPa·s，石蠟含量高，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量少，隨著開(kāi)發(fā)的進(jìn)行，輕質(zhì)油組分容易流動(dòng)最先開(kāi)采出來(lái)，重質(zhì)油組分如長(zhǎng)鏈烷烴、芳香烴、石蠟等，黏滯吸附在油藏中殘留形成的“死油”更加難以流動(dòng)，常溫下呈凝固狀態(tài)。

實(shí)驗(yàn)用礦場(chǎng)水：油田地層產(chǎn)出水及平臺(tái)納濾注入水均屬于高礦化度級(jí)別，兩者7 種離子分析見(jiàn)表1。

表1 水樣離子分析 單位：mg·L-1

其他實(shí)驗(yàn)材料：航空煤油（密度0.78 g/cm3）、驅(qū)油型表面活性劑（有效含量50%）、配制模擬水、蒸餾水等備用。

2.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

實(shí)驗(yàn)設(shè)備：TX500C 界面張力儀、接觸角測(cè)定儀、巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)儀、恒溫烘箱、恒溫水浴鍋、高速攪拌器、便攜式濁度計(jì)等。

2.3 室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)方法

2.3.1 配伍性 將油田注入水配制的驅(qū)油型表面活性劑溶液與地層水按照體積1∶1 的比例攪拌混合，測(cè)試其配伍性。

2.3.2 界面張力 按照SY/T 5370—2018 表界面張力測(cè)定方法中旋轉(zhuǎn)滴法測(cè)量驅(qū)油劑溶液與油田脫水脫氣原油的界面張力值。

2.3.3 潤(rùn)濕性 潤(rùn)濕性的衡量指標(biāo)是通過(guò)接觸角測(cè)定儀測(cè)定的潤(rùn)濕角，即注射器將液滴滴在光滑的巖心端面上，從三相接觸處作液-氣界面切線與固-液界面切線形成的夾角。

2.3.4 乳化及破乳 參考SY/T 7627—2021 水基壓裂液中破乳實(shí)驗(yàn)方法，將原油與驅(qū)油劑溶液90 ℃預(yù)熱20 min 后，按照1∶1 的比例混合，經(jīng)高速攪拌10 min 后倒入量筒內(nèi)并置于95 ℃水浴中（油藏溫度高于95 ℃時(shí)，溫度設(shè)為95 ℃），記錄其破乳過(guò)程。

2.3.5 驅(qū)油效率 以恒定流速進(jìn)行水驅(qū)油的物模驅(qū)替實(shí)驗(yàn)（注入油為航空煤油與原油配制的模擬油，注入水為模擬地層水），得到驅(qū)油效率，接著注入納濾注入水配制好的0.3%驅(qū)油劑溶液到巖心中，注入體積為2 PV，靜置12 h 后再次進(jìn)行水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，得到驅(qū)油效率。

2.4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.4.1 配伍性 實(shí)驗(yàn)表明：該驅(qū)油型表面活性劑與油田地層水有良好的配伍性，肉眼觀察兩者混合后溶液中沒(méi)有明顯不溶物和沉淀物產(chǎn)生，圖1 為不同濃度驅(qū)油劑溶液與地層水1∶1 混合后測(cè)得的濁度，數(shù)值均在10以下，因此該驅(qū)油劑體系與該油田儲(chǔ)層配伍性較好。

圖1 不同濃度驅(qū)油劑溶液與地層水混合后的濁度

2.4.2 界面活性與穩(wěn)定性 使用TX500C 界面張力儀測(cè)定目標(biāo)油田原油與驅(qū)油劑溶液之間的界面活性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖2，驅(qū)油型表面活性劑與目標(biāo)油田原油在80 ℃下（實(shí)驗(yàn)儀器溫度限制），當(dāng)濃度小于0.3%時(shí)，界面張力值隨驅(qū)油劑溶液濃度的增加而大幅度降低，當(dāng)濃度等于0.3%時(shí)，可達(dá)到10-3mN/m 超低界面張力級(jí)別，當(dāng)濃度大于0.3%時(shí)，界面張力值降低幅度很小，基于施工成本及室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果考慮，建議驅(qū)油劑溶液的最佳濃度為0.3%。

圖2 不同濃度驅(qū)油劑溶液與原油的界面張力

將用納濾注入水配制好的0.3%驅(qū)油劑溶液裝入帶有聚四氟乙烯的耐溫耐腐蝕的老化管中，密封好后放置于130 ℃烘箱中靜置老化，分別在第1 d、2 d、3 d、4 d、5 d、6 d、7 d、8 d、14 d 檢測(cè)驅(qū)油型表面活性劑溶液與原油的界面張力值（圖3）。

圖3 驅(qū)油型表面活性劑溶液與原油界面張力隨時(shí)間變化

實(shí)驗(yàn)表明：驅(qū)油型表面活性劑的耐老化性能良好，在130 ℃、24 338.00 mg/L 老化條件下與原油的界面張力隨時(shí)間的變化關(guān)系見(jiàn)圖3，界面張力值隨老化時(shí)間的增加略有上升，但始終保持在（1～4）×10-3mN/m，14 d后仍在超低范圍，因此其耐溫耐鹽性能穩(wěn)定。

2.4.3 潤(rùn)濕性改變 為驗(yàn)證驅(qū)油型表面活性劑對(duì)儲(chǔ)層巖石表面潤(rùn)濕性的影響，采用座滴法測(cè)量不同濃度驅(qū)油型表面活性劑溶液與處理后巖心薄片的接觸角值，待測(cè)溶液使用平臺(tái)納濾注入水配制，接觸角變化情況見(jiàn)圖4。

圖4 不同濃度驅(qū)油型表面活性劑的接觸角變化

根據(jù)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，巖心本身呈弱親油性，該驅(qū)油型表面活性劑具有較好的潤(rùn)濕改變性能，隨著溶液濃度的增加，接觸角先減小后小幅增加，在0.3%時(shí)接觸角由108.0°降低至53.2°，達(dá)到最低值，將巖心薄片從弱親油性轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水性。

2.4.4 乳化及破乳 表面活性劑的乳化性能常用乳化水率與析水率來(lái)表征，兩者隨時(shí)間的變化及初期的乳化水率特征值可評(píng)價(jià)表面活性劑的乳化能力，乳化水率越高，析水時(shí)間越長(zhǎng)，表明在表面活性劑的作用下油水乳化結(jié)合得越強(qiáng)，但由于平臺(tái)產(chǎn)出液處理流程及空間限制，油水乳狀液在規(guī)定時(shí)間內(nèi)破乳脫水情況也相當(dāng)重要。

不同濃度驅(qū)油型表面活性劑與原油的乳化及破乳實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖5、圖6，驅(qū)油型表面活性劑濃度增大，析水量達(dá)到1 mL 所需的時(shí)間減少，5 min 時(shí)的乳化水率降低，油水乳化能力減弱；當(dāng)濃度大于0.3%時(shí)，乳狀液穩(wěn)定性大幅降低；當(dāng)破乳時(shí)間達(dá)到2 h 時(shí)，除0.1%濃度的驅(qū)油型表面活性劑乳狀液外，乳化水率均能降到10%以內(nèi)，破乳性能良好。

圖5 不同濃度驅(qū)油型表面活性劑的油水乳化實(shí)驗(yàn)

圖6 乳化水率隨時(shí)間變化

2.4.5 驅(qū)油效率 為模擬驅(qū)油型表面活性劑對(duì)地層實(shí)際水驅(qū)油的增效情況，采用室內(nèi)物模驅(qū)替實(shí)驗(yàn)進(jìn)行模擬，綜合前面幾項(xiàng)評(píng)價(jià)指標(biāo)，驅(qū)油型表面活性劑使用最優(yōu)濃度為0.3%，將與儲(chǔ)層滲透率相近的巖心先飽和模擬地層水，巖心物性參數(shù)見(jiàn)表2。實(shí)驗(yàn)用油為航空煤油與平臺(tái)原油混合配制的模擬油，黏度為6.2 mPa·s，驅(qū)替水采用礦場(chǎng)取回的平臺(tái)納濾注入水，實(shí)驗(yàn)溫度為70 ℃。

表2 巖心物性參數(shù)

巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖7、表3，整個(gè)驅(qū)油過(guò)程分為三個(gè)階段：在前水驅(qū)階段，以0.1 mL/min 水驅(qū)注入1.78 PV，階段驅(qū)油效率為26.54%，注入端壓力最終穩(wěn)定在1.29 MPa；在驅(qū)油劑溶液驅(qū)階段，以0.1 mL/min驅(qū)替速度累計(jì)注入0.3%驅(qū)油劑溶液2.07 PV 后靜置老化12 h；在后水驅(qū)階段，以相同注入速度水驅(qū)注入2.58 PV，壓力穩(wěn)定值為0.81 MPa，最終累計(jì)驅(qū)油效率40.35%，比純水驅(qū)增加了13.81%。

圖7 物模實(shí)驗(yàn)驅(qū)油動(dòng)態(tài)圖

表3 巖心驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)結(jié)果

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該驅(qū)油劑溶液有良好的洗油效果，可在純水驅(qū)的基礎(chǔ)上提升13.81%的驅(qū)油效率，同時(shí)，巖心經(jīng)過(guò)驅(qū)油劑溶液的充分沖洗及靜置老化后，水驅(qū)壓力降低了37.2%。

2.4.6 驅(qū)油劑溶液體系配方優(yōu)化 通過(guò)上述實(shí)驗(yàn)，優(yōu)選驅(qū)油型表面活性劑的濃度為0.3%，為保證驅(qū)油劑溶液體系的防膨、造縫性能（表4），考慮增加黏土穩(wěn)定劑和減阻劑兩個(gè)組分到驅(qū)油型表面活性劑溶液中進(jìn)行復(fù)配，最終優(yōu)化形成的驅(qū)油劑溶液體系配方為：納濾注入水+0.3%驅(qū)油型表面活性劑+0.3%防膨劑+0.1%減阻劑。

表4 驅(qū)油劑溶液體系其他性能指標(biāo)

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

施工油井位于W 油田南三區(qū)塊，儲(chǔ)層孔隙度12.2%～15.4%，滲透率1.6～6.2 mD，射孔厚度為44.2 m，西部、北部毗鄰斷層，與一口井形成注采系統(tǒng)且動(dòng)態(tài)連通性差，地層能量長(zhǎng)期虧空。該井初期產(chǎn)量遞減快，低液量生產(chǎn)特征明顯，停產(chǎn)前平均日產(chǎn)液21.7 m3，日產(chǎn)油18.6 m3，重復(fù)射孔增產(chǎn)效果不佳。

2022 年5 月該井實(shí)施分段塞壓裂施工作業(yè)，入井材料采用驅(qū)油劑溶液體系+凍膠加砂壓裂液體系，在高壓體積造縫連通剩余油區(qū)域、補(bǔ)充地層能量虧空的同時(shí)達(dá)到協(xié)同驅(qū)油的效果，其中驅(qū)油劑溶液施工分為7段，一共注入約12 000 m3，施工排量最大為6 m3/min。

注驅(qū)油劑溶液作業(yè)完后繼續(xù)開(kāi)展凍膠加砂壓裂，接著關(guān)井2 d 后投產(chǎn)，開(kāi)井生產(chǎn)情況見(jiàn)圖8，截至2022 年7月31 日，日產(chǎn)液145.0 m3，日產(chǎn)油97.5 m3，日產(chǎn)液是措施前的6.7 倍，日產(chǎn)油是措施前的5.2 倍，產(chǎn)量大幅提升的同時(shí)含水率也逐步降低，取得良好增產(chǎn)增油效果。

圖8 施工井作業(yè)后生產(chǎn)情況

4 結(jié)論

（1）通過(guò)對(duì)目標(biāo)油藏溫度及儲(chǔ)層流體性質(zhì)分析，從分子鏈結(jié)構(gòu)和基團(tuán)性能入手，設(shè)計(jì)了耐高溫高鹽的陰離子-非離子型驅(qū)油表面活性劑。

（2）實(shí)驗(yàn)表明該驅(qū)油劑溶液具有超強(qiáng)的界面活性，0.3%濃度即可與原油達(dá)到10-3mN/m 級(jí)別的界面張力，在130 ℃、26 061.73 mg/L 條件下具有良好的耐老化性能，同時(shí)可改善巖石的潤(rùn)濕性，乳化及破乳性能良好，室內(nèi)測(cè)試驅(qū)油效率可提高13.81%。

（3）室內(nèi)研究的驅(qū)油劑溶液體系在W 油田單井進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，日產(chǎn)液為措施前的6.7 倍，日產(chǎn)油為措施前的5.2 倍，該次施工案例表明：對(duì)于低孔低滲、地層能量虧空的油藏來(lái)說(shuō)，注驅(qū)油劑溶液壓裂技術(shù)可盤活低產(chǎn)低效井，是一項(xiàng)很好的油田增油上產(chǎn)措施。