王建峰 ，孟兆玲 ，朱慶峰 ，張釗睿 ，盧承吉

（1.中國海洋大學，山東青島 266000；2.勝利油田中勝環(huán)保有限公司，山東東營 257000）

腰英臺油田腰西區(qū)塊位于腰英臺油田西部，構造上位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)長嶺凹陷中部大情字井低幅隆起的東端，其北臨大情字井和乾安油田，東臨大老爺府油田，是有利的油氣聚集帶。腰西區(qū)塊的原油含硫量較低、含蠟量高、油質較輕、凝固點高。地層水性質在縱向上有明顯的變化，地層水礦化度范圍為24 833.0 mg/L左右，由下至上呈遞增趨勢。水型主要為碳酸鈉型，pH值為7.16~8.82，為堿性油田水。平均地層溫度為95℃，屬于高溫高礦化度低滲油藏[1,2]。

勝利油田生產的系列石油磺酸鹽類產品主要應用于勝利區(qū)塊，其油藏主要特點是礦化度較低、原油酸值較高、原油含蠟量低[3,4]。關于石油磺酸鹽在高溫高礦化度低滲油藏中的應用研究鮮有報道。本文選取腰西區(qū)塊作為高溫高礦化度低滲油藏代表，針對這一區(qū)塊進行了驅油配方設計，通過研究勝利石油磺酸鹽界面活性發(fā)揮機制及油藏特點選取最佳石油磺酸鹽驅油體系，對驅油體系的界面張力濃度窗口、穩(wěn)定性及洗油能力等進行評價，發(fā)現(xiàn)石油磺酸鹽具有很好的降粘驅油效果，為石油磺酸鹽在高溫低滲油藏中的應用提供實驗數(shù)據(jù)支持，進一步拓寬石油磺酸鹽類系列產品在高溫高鹽低滲油藏的應用。

1 實驗條件與參數(shù)

1.1 實驗材料

實驗原油：YB1-11-8油井油樣；實驗用水：YB1-12-8井水樣；表面活性劑：石油磺酸鹽類表面活性劑（DMPS-I、DMPS-II、DMPS-III、DMPS-IV、DMPS-V）。

1.2 實驗參數(shù)

TX-500C界面張力儀；油水密度差0.13 g/cm3；測試轉速5 000 r/min；實驗溫度95℃。

2 石油磺酸鹽配方體系篩選

2.1 配方篩選

不同的原油由于飽和烴、芳烴、膠質瀝青質等含量的不同，石油酸堿值和碳鏈長度分布的不同，顯示出了不同的物化性質，因此驅油體系針對不同的原油具有很強的選擇性，針對腰西區(qū)塊油藏特點，優(yōu)選合理的驅油體系至關重要。

驅油體系降低界面張力主要考察兩個方面，即降低界面張力的能力和降低界面張力的效率。降低界面張力的能力是指驅油體系可以將油水界面張力降低的最低值，降低界面張力的效率是指將油水界面張力降低至超低所需的表面活性劑最低濃度。根據(jù)石油開采驅油體系實際，選取不同石油磺酸鹽體系0.3%濃度作為界面張力考察的標準，其結果（見表1）。

通過表1可以看出在較短的時間內，不同的石油磺酸鹽體系可以明顯的降低油水界面張力，特別是DMPS-II對YB1油水樣可達到10-3mN/m超低界面張力。

表1 不同體系界面張力測定結果

2.2 石油磺酸鹽樣品分析

石油磺酸鹽系列產品是利用勝利油田原油不同餾分段餾分油，采用間歇式三氧化硫磺化工藝，再經堿中和后得到，其DMPS-II樣品主要產品性能分析結果（見表2）。

表2 DMPS-II樣品分析結果

由表2知，DMPS-II類石油磺酸鹽的有效成分為33.7%，其對YB1井油水界面張力動態(tài)測定結果（見圖1）。

圖1 DMPS-II對YB1井區(qū)油水樣界面張力動態(tài)平衡曲線

測試結果表明，隨著石油磺酸鹽在油水界面上吸附，界面張力持續(xù)降低，直至趨于平衡，界面張力曲線連續(xù)、穩(wěn)定，平衡界面張力低。0.3%濃度DMPS-II界面張力動態(tài)平衡大約10 min，平衡界面張力值為4.3×10-3mN/m。

3 配方體系室內評價實驗

3.1 界面張力濃度窗口測試結果

一般作為三采添加劑，在較低濃度下即能實現(xiàn)降低界面張力的能力和較好的降粘驅油能力。相同的添加劑針對不同的驅油體系，其濃度窗口也不盡相同。用較低的濃度便能取得較好的采收率一直是研發(fā)的重點。本體系選取最優(yōu)配方對油水樣進行界面張力濃度窗口測試，檢測結果（見表3、圖2）。

表3 不同濃度石油磺酸鹽對YB1井區(qū)油水樣界面張力

圖2 DMPS-II界面張力濃度窗口曲線

DMPS-II界面張力濃度窗口測試結果表明，在0.3%～0.6%濃度范圍內，界面張力均能達到超低，界面張力最低值對應的石油磺酸鹽濃度為0.4%。

3.2 石油磺酸鹽溶液穩(wěn)定性評價

三采的石油磺酸鹽必須具有良好的熱穩(wěn)定性，以保證在高溫油藏溫度條件下能有效地發(fā)揮作用。采用界面張力法實驗評價石油磺酸鹽溶液穩(wěn)定性，實驗中，連續(xù)測試、觀測石油磺酸鹽與腰北區(qū)原油之間的界面張力，通過其變化檢測石油磺酸鹽溶液的穩(wěn)定性和界面活性的持續(xù)性。這里，石油磺酸鹽的有效濃度為0.3%，測試時間為7 d，測試溫度為95℃，測試結果（見表 4，圖 3）。

圖3 DMPS-II石油磺酸鹽溶液穩(wěn)定性測試曲線

表4、圖3可知石油磺酸鹽濃度為0.3%的活性劑溶液界面活性持續(xù)穩(wěn)定。7天后，界面張力測試結果與初次測試結果無明顯的變化，石油磺酸鹽溶液界面活性表現(xiàn)出較強的穩(wěn)定性和持續(xù)性。

表4 石油磺酸鹽溶液的穩(wěn)定性測試實驗

3.3 石油磺酸鹽洗油能力測試

實驗中，首先將石英砂表面親油化處理，活化備用。將YB1-11-8、脫水原油與處理好的石英砂以質量比1:4混合攪拌，攪拌均勻后，95℃靜置48 h，使原油在石英砂顆粒表面充分吸附。而后，油水和與配制好的不同濃度石油磺酸鹽溶液以質量比1:4放入50 mL比色管驅替，95℃放置2 d觀察原油自顆粒表面剝離和析出過程。

圖4 DMPS-II/YB1洗油圖片

觀察圖4可以發(fā)現(xiàn)：YB1-12-8地層注入水空白樣油砂層僅有少量原油析出，加入石油磺酸鹽溶液的油砂洗油量增多，低、高濃度石油磺酸鹽溶液均具有較好的洗油能力，使油砂整體成斑白色，表現(xiàn)出較好的乳化降粘能力。根據(jù)洗出原油量占油砂總原油量比例計算洗油效率，計算結果（見表5）。

表5 DMPS-II/YB1洗油實驗測定結果

從表5知用注入水做空白，僅能驅替出9.25%的油。加入一定濃度石油磺酸鹽表面活性劑后，油砂表面親油潤濕性得到一定程度的潤濕反轉，使親油的油層表面轉變?yōu)橛H水，改善油水在孔隙和在砂巖顆粒表面的分布模式，油水分布向著更有利于驅油方向轉變，部分原油從油砂表面脫離，聚集到表面活性劑溶液上層，洗油效率明顯改善。與注入水相比，可多洗出60%～70%的油。

4 結論及建議

石油磺酸鹽對高溫高礦化度低滲透油藏具有良好的降粘驅油能力，表面活性劑能滿足腰西區(qū)塊高礦化度、高溫低滲油藏油水體系。DMPS-II類石油磺酸鹽對YB1井區(qū)油水體系，0.3%～0.6%濃度范圍內界面張力均能降至10-3mN/m，達到超低。其低濃度溶液有較強的界面活性持續(xù)性和較好的洗油能力。在較短時間內能顯著降低油水界面張力；且具有較寬的界面張力濃度窗口；表面活性劑溶液有較強的界面活性持續(xù)性和較強的洗油能力。石油磺酸鹽配方體系室內研究表明其對腰西區(qū)塊油水體系下具有良好的適應性，可進一步拓寬其在高溫低滲油藏的應用。

[1]唐胡瓊，段永剛，李季，等.腰英臺啟天腰深井產能評價及試井分析[J].鉆井工藝，2009，（3）：38-40.

[2]靖偉，趙淑霞.腰英臺油藏CO2驅油注采參數(shù)優(yōu)化設計研究[J].石油天然氣學報，2011，33（10）：329-333.

[3]蔣益民，趙國勝.三次采油用石油磺酸鹽、制法及其應用:中國，98101774[P].1999.

[4]宋作鈺.石油磺酸鹽的合成與應用性能研究[D].石油大學（華東）：2003.