表面活性劑驅室內評價實驗研究論文
表面活性劑驅室內評價實驗研究論文
摘要：三次採油是油藏水驅開發之後提高原油採收率的重要途徑，表面活性劑驅是三次採油技術中的重要組成部分，對提高高溫高鹽油藏採收率起到了較好的效果；表面活性劑透過降低油水介面張力或改變儲層岩石潤溼性來提高洗油效率，表面活性劑溶液的濃度、注入倍數、注入時機直接影響原油最終採收率，結合實際區塊岩石，透過室內表面活性劑驅替實驗優選出表面活性劑以及相應的注入引數，應用於該油田區塊，原油遞減趨勢明顯變緩，增油效果很好。
關鍵詞：三次採油；表面活性劑；介面張力；驅油效率
中圖分類號：TE357文獻標識碼：A文章編號：1671-0460（2017）09-1779-03
我國大部分油田是透過注水開發方式進行開發的，隨著幾十年的注水開發，部分油田已經進入高含水期，油田穩產難度越來越大，採出程度也很低。為了提高油田採出程度，達到控水穩油的效果，三次採油技術[1]中的表面活性劑驅[2-8]是很好提高採收率方法，表面活性劑驅對儲層的傷害相對其他三採技術較低，能夠顯著降低油水介面張力或改變儲層岩石的潤溼性，從而將一些剩餘油從儲層岩石中驅替出來，達到提高原油採收率[9-13]的效果。表面活性劑主要有陰離子表面活性劑、非離子表面活性劑、兩性表面活性劑，我國很多油田是高鹽高礦化度雙高[14-17]的情況，對錶面活性劑提出了較高的要求，上個世紀60年代，大慶油田和勝利油田開展了表面活性劑驅先導性試驗，為我國表面活性劑驅積累了相關經驗。透過對江漢油田某區塊儲層岩石進行表面活性劑驅替實驗，確定了表面活性劑型號、濃度、注入倍數以及注入時機，現場實際應用取得了很好的增油效果，提高了驅油效率，區塊開發狀態得到了改善。
1實驗部分
1.1實驗材料及儀器
表面活性劑有如下三種：YD-G1（非離子表面活性劑和離子表面活性劑復配），有效含量為45%；YC-3[18，19]（磺酸鹽類、陰陽離子共存的雙子型表面活性劑），有效含量為50%；TX-30（非離子表面活性劑，工業品），有效含量為55%。
實驗用水為江漢油田某區塊現場注入水，其礦化度為126700mg/L，鈣離子和鎂離子濃度為3800mg/L和390mg/L，密度為1.1g/cm3。
實驗用油為江漢油田某區塊產出脫氣原油，70℃時的粘度為20mPa·s。
實驗所用的岩心是該實際區塊儲層岩心，規格為：直徑25mm，長度為800mm。
實驗儀器如下：Texas-500型旋轉滴介面張力儀、微量計量泵、六通閥、水儲罐、LPS儲罐、岩心夾持器、恆溫箱、燒杯、壓力感測器、環壓泵、壓力顯示儀、計算機等。
1.2實驗過程
第一步（油水介面張力評價）：使用江漢油田現場實際區塊注入水配置不同質量分數的表面活性劑溶液，採用美國產Texas-500型旋轉滴介面張力儀測定溫度在70℃條件下YD-G1、YC-3、TX-30這三種表面活性劑（優選出的適合該油藏環境的.三種表面活性劑）與區塊脫氣原油間的介面張力。
第二步（表面活性劑耐溫抗鹽效能評價）：用現場注入水配置質量分數為0.4%的YD-G1、YC-3溶液，溫度為70℃條件下測定其與現場脫氣原油的介面張力，將表面活性劑溶液在100℃密封恆溫箱中，放置一個月之後取出，測試油水介面張力。
第三步（驅油效率評價）：①用現場脫氣原油飽和岩心，計算含油飽和度；②注水驅替至含水率達到98%時，注入0.4PV質量分數為0.4%的表面活性劑，後續注水驅替，當含水率達到98%截止，整個驅替過程保持70℃恆溫環境。
第四步（注入引數最佳化）：注入體積倍數最佳化，①用現場脫氣原油飽和岩心，計算含油飽和度；②注水驅替至含水率達到98%時，注入0.2、0.4、0.6、0.8、1.0體積倍數的質量分數為0.4%的YC-3，後續注水驅替，當含水率達到98%截止，整個驅替過程保持70℃恆溫環境。
第五步（注入時機優選）：當含水率為0%、10%、30%、50%、70%、80%、90%、98%時（溫度為70℃）注入0.4PV的質量分數為0.4%的YC-3表面活性劑溶液，分別記錄最終採出程度。
2實驗結果及分析
2.1評價油水介面張力
表面活性劑擴散至油水介面，可以降低油水介面張力，由圖1可知：TX-30溶液的油水介面張力處於10-1mN/m數量級，為低介面張力，YD-G1和YC-3溶液介面張力處於10-3mN/m數量級，達到了超低介面張力[20-25]，因此YD-G1和YC-3溶液更加適用於該區塊的表面活性劑驅溶液。
表面活性劑YD-G1和YC-3質量分數超過0.4%以後，介面張力有所上升，主要是因為油水介面張力達到最低值的時候油水介面聚集了大量的表面活性劑分子，水、油以及油水介面的分子作用力處於動態平衡狀態，當繼續新增表面活性劑時，動態穩定體系將被打破，造成油水介面張力上升，直到達到新的動態平衡。
2.2評價耐溫抗鹽效能
表面活性劑的耐溫抗鹽效能實驗非常重要，表面活性劑溶液在一定條件下能夠達到很好的降低油水介面張力的效果，有些表面活性劑溶液在溫度（特別是在高溫的條件下）有所上升後效能有所降低，為了優選出抗高溫高鹽的表面活性劑，我們將表面活性劑溶液在該高溫高鹽環境中儲存一段時間之後在測定其效能是否下降。
由圖2可知，YD-G1和YC-3溶液（質量分數為0.4%）放入100℃恆溫環境以前，油水介面張力均達到10-3mN/m超低介面張力，YD-G1和YC-3溶液（質量分數為0.4%）放入100℃恆溫環境一個月之後，由Texas-500型旋轉滴介面張力儀測定的油水介面張力，50min以後油水介面張力也達到了10-3mN/m超低介面張力，說明了YD-G1和YC-3溶液均具有較強的耐溫抗鹽特性，表明YD-G1和YC-3表面活性劑溶液可以適應高溫高鹽油藏環境。
2.3驅油效率對比
YD-G1和YC-3表面活性劑溶液驅油效率如圖3、4所示，注入0.4倍孔隙體積之後，含水率有所下降，注入YC-3表面活性劑溶液後含水率波動性較大。根據表1可知，注入YC-3溶液之後，原油採出程度提高了14.3%，而注入YD-G1溶液後，原油採出程度提高了8.2%，說明了YC-3溶液更加有利於驅替出更多原油，驅油效果最佳，所以優選出的表面活性劑是YC-3。
2.4最佳化表面活性劑YC-3注入引數
注入0.2、0.4、0.6、0.8、1.0PV質量分數為0.4%的YC-3溶液，相比較於純注水驅替採出程度增加值分別為5.6%、14.3%、15.1%、15.5%，在注入0.4倍孔隙體積之後，採出程度增幅顯著降低，增加0.6PV，採出程度僅增加1.2%，從0.2PV增加到0.4PV，採出程度增幅達8.7%，綜合考慮，優選最佳注入的孔隙體積倍數為0.4PV；在其他條件不變的情況之下，含水率為0%、10%、30%、50%、70%、80%、90%、98%時，最終採出程度分別為73.5%、73.3%、73.2%、73.0%、72.8%、72.6%、71.5%、70.7%，在含水率達到80%以上時，最終採出程度下降幅度較大，所以優選出的注入時機是在含水率低於80%，最佳的注入時機是開發初期就注入表面活性劑溶液，但是油田基本上是在含水率較高時採取三採技術進行提高油田採收率，所以建議該區快在含水率低於80%時注入驅油效果更佳。
該實際區塊某井組（該井組綜合含水率達到了75%）進行注表面活性劑YC-3溶液（質量分數為0.4%，注入孔隙體積倍數為0.4PV，含水率在80%以下時注入）試驗，注水井周圍油井增油量明顯，油量增幅介於30%～70%之間，洗油效果較好，在注入該表面活性劑溶液一段時間之後，含水率出現較為明顯的波形，與實驗室驅替實驗的含水率變化趨勢較為接近，全區含水率下降明顯。透過對現場實際區塊岩石做表面活性劑驅替實驗，優選出適合該區塊最佳的表面活性劑以及該表面活性劑的質量分數、注入孔隙體積倍數、注入時機等引數，現場實際運用效果很好，驅油效率較高，到達了一定的控水穩油成效，為其他可以進行表面活性劑驅提高採收率的油田提供了思路。
3結論
（1）在江漢油田實際區塊高溫高礦化度環境下，表面活性劑YC-3、YD-G1溶液在質量分數為0.2%～0.8%時，油水介面張力達到10-3mN/m數量級超低介面張力，並且耐溫抗鹽效果很好。
（2）YD-G1、YC-3、TX-30三種表面活性劑中，YC-3表面活性劑溶液在江漢油田該實際區塊岩石驅替實驗中的驅油效果最佳。
（3）現場井組試驗表明，注入體積倍數為0.4PV質量分數為0.4%的表面活性劑YC-3溶液，最佳化的注入時機是含水率低於80%時注入，井組增油量明顯，驅油效果很好。
參考文獻：
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