關(guān) 丹，欒和鑫，闕庭麗，李 凱

（中國石油 新疆油田分公司實(shí)驗(yàn)檢測研究院 新疆礫巖油藏實(shí)驗(yàn)室，新疆 克拉瑪依 834000）

新疆油田礫巖油藏M區(qū)塊由于長期注水開發(fā)，層內(nèi)非均質(zhì)程度加劇，剖面和平面矛盾突出，水竄嚴(yán)重，水驅(qū)效果急待進(jìn)一步提高［1-3］。面對清水資源有限的制約及環(huán)保壓力，以及對采油污水進(jìn)行深度處理、利用會造成地面設(shè)施建設(shè)成本高等問題，有必要開展用采油污水直接配制表面活性劑/聚合物（S/P）二元驅(qū)油體系的研究［4-12］。由于污水水質(zhì)復(fù)雜、鈣鎂離子含量高及礦化度高，會造成聚合物溶液黏度顯著下降，同時(shí)對表面活性劑降低界面張力有負(fù)面影響。大慶油田早期開展過清水配制污水稀釋聚合物驅(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)，增油降水效果顯著［13］，但采用油田污水直接配制S/P二元驅(qū)的報(bào)道較少。配制S/P二元驅(qū)時(shí)，可以采用抗鹽聚合物，同時(shí)增加聚合物使用量，消除污水對聚合物溶液黏度的影響［14］，但是采用污水直接配制表面活性劑的報(bào)道較少，因此，需要對新疆油田礫巖油藏M區(qū)開展S/P二元驅(qū)油體系性能的研究。

本工作將石油磺酸鹽與甜菜堿按照不同比例復(fù)配，考察了復(fù)配體系的界面張力、乳化性能、抗鹽性能和驅(qū)油效率，并對S/P二元驅(qū)油體系注入?yún)?shù)進(jìn)行優(yōu)化，設(shè)計(jì)合成出了用污水配制的S/P二元驅(qū)油體系。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 主要試劑與儀器

抗鹽聚合物：工業(yè)品，疏水締合聚合物，固含量（w）為94.20%，相對分子質(zhì)量1 500×104，水解度25.7%，北京恒聚化工集團(tuán)有限責(zé)任公司；石油磺酸鹽：工業(yè)品，有效物含量36.7%（w），克拉瑪依金塔公司；甜菜堿：有效物含量50%（w），中國石油勘探開發(fā)研究院；氯化鈉、氯化鈣：分析純，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；M區(qū)脫水脫氣原油：原油黏度（40 ℃）8.2 mPa·s；配液用水：克拉瑪依油田M區(qū)污水，水質(zhì)分析結(jié)果見表1。

表1 實(shí)驗(yàn)用水水質(zhì)分析結(jié)果Table 1 Analysis results of experimental water quality

K100C型表面張力儀：德國KRUSS公司；SDT型旋轉(zhuǎn)界面張力儀：德國KRUSS公司；Zetasizer Nano ZS型激光粒度儀：英國馬爾文儀器有限公司；巖心驅(qū)油裝置：江蘇海安石油科技有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

根據(jù)QS/Y 1583—2013［15］標(biāo)準(zhǔn)測試S/P二元驅(qū)的界面張力、乳化性能、洗油效率。

乳狀液粒徑測試方法：采用激光粒度儀測試乳狀液的水動(dòng)力學(xué)尺寸。配制表面活性劑溶液，稱取表面活性劑溶液10 g、原油40 g，利用乳化儀在10 000 r/min的攪拌轉(zhuǎn)速下乳化1 h，靜置12 h，取乳狀液測試。測試時(shí)采用0.1 μm針頭式過濾器對待測試樣進(jìn)行過濾以除去雜質(zhì)，用針頭式過濾器吸取1 mL溶液緩慢注入到試樣池中，防止起泡且試樣池保持潔凈無擦痕，實(shí)驗(yàn)溫度設(shè)置為40 ℃，每個(gè)試樣至少重復(fù)3次。

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)步驟：1）實(shí)驗(yàn)用巖心規(guī)格為φ3.8 cm×30 cm礫巖人造巖心，具體參數(shù)見表2；2）束縛水：采用地層水飽和巖心，然后用油井原油驅(qū)水至再不出水；3）用污水水驅(qū)至含水率98%（w）后，注入化學(xué)劑段塞（0.7 PV），再用污水水驅(qū)至含水率98%（w），計(jì)算化學(xué)驅(qū)采收率。實(shí)驗(yàn)溫度40 ℃，單管巖心驅(qū)替速度0.5 mL/min，三管并聯(lián)巖心驅(qū)替速度1.5 mL/min。

表2 巖心參數(shù)Table 2 Core parameters

2 結(jié)果與討論

2.1 不同復(fù)配比例下的界面張力和臨界膠束濃度

分別測試質(zhì)量濃度為500 mg/L和3 000 mg/L時(shí)，石油磺酸鹽和甜菜堿兩種表面活性劑在不同復(fù)配比例下的界面張力及臨界膠束濃度見圖1和表3，復(fù)配比例為石油磺酸鹽與甜菜堿的質(zhì)量比。由圖1和表3可見，復(fù)配比例為5∶5時(shí)，體系的界面張力和臨界膠束濃度達(dá)到最低，復(fù)配體系的界面張力性能優(yōu)于單一的石油磺酸鹽和甜菜堿。在復(fù)配比例高于5∶5時(shí)，界面張力增大，臨界膠束濃度也增大。當(dāng)石油磺酸鹽比例較高時(shí)，體相中形成以石油磺酸鹽為膠束內(nèi)核、甜菜堿分插在膠束內(nèi)核中的膠束體系；界面上，形成以石油磺酸鹽為主導(dǎo)、甜菜堿插入到石油磺酸鹽分子間的定向排列模式。隨著甜菜堿比例逐漸升高，膠束結(jié)構(gòu)及界面排列方式發(fā)生了改變。

圖1 不同復(fù)配比例下的界面張力Fig.1 Interfacial tension(IFT) under different compounding ratio.

表3 單一與復(fù)配表面活性劑的臨界膠束濃度Table 3 Critical micelle concentration(CMC) of single and compound surfactants

2.2 乳化性能

石油磺酸鹽、甜菜堿、石油磺酸鹽與甜菜堿復(fù)配體系的析水率見圖2。由圖2可見，2 h時(shí)甜菜堿和石油磺酸鹽的析水率大于30%、復(fù)配體系析水率為10%；隨著時(shí)間的延長，析水率逐漸增大，12 h時(shí)石油磺酸鹽與甜菜堿的析水率約為85%、復(fù)配體系的析水率保持在80%。

圖2 析水率的對比Fig.2 Comparison chart of water separation rate.

不同乳狀液的粒徑見表4。由表4可知，復(fù)配體系乳狀液的粒徑遠(yuǎn)小于石油磺酸鹽、甜菜堿乳狀液粒徑，粒徑越小比表面積越大，包裹油或水的能力越強(qiáng)，析水率也越低。這說明復(fù)配體系形成的界面膜強(qiáng)度高，促進(jìn)了液滴的變形，有助于形成小尺寸液滴，提高了乳狀液的穩(wěn)定性。

表4 乳狀液的粒徑Table 4 Particle size of emulsion

2.3 抗鹽性能

污水配制S/P二元驅(qū)油體系不但會導(dǎo)致驅(qū)油體系黏度下降，同時(shí)對界面張力也有影響。為了考察礦化度對驅(qū)油體系界面張力的影響，分別配制了含有不同質(zhì)量濃度氯化鈉和氯化鈣的S/P二元驅(qū)油體系，考察了驅(qū)油體系界面張力隨氯化鈉、氯化鈣質(zhì)量濃度變化的情況，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3和圖4。

由圖3和圖4可知，在氯化鈉質(zhì)量濃度小于15 000 mg/L、氯化鈣質(zhì)量濃度小于150 mg/L范圍內(nèi)，隨著氯化鈉及氯化鈣質(zhì)量濃度的增加，S/P二元驅(qū)油體系的界面張力隨之降低。這主要是因?yàn)榈V化度的增加壓縮了表面活性劑雙電層的厚度，迫使表面活性劑分子遠(yuǎn)離水相從而在界面上定向排列，表面活性劑分子在界面上排列得越多，降低界面張力的效能越大。

圖4 氯化鈣質(zhì)量濃度對界面張力的影響Fig.4 Effect of calcium chloride concentration on IFT.

2.4 耐吸附性能

用污水配制S/P二元驅(qū)油體系（3 000 mg/L表面活性劑+1 500 mg/L聚合物），按固液比1∶9加入石英砂，在40 ℃下吸附6 h后離心分離，測試油水界面張力，余下的二元體系溶液重復(fù)進(jìn)行吸附實(shí)驗(yàn)，直至界面張力超過1.0×10-2mN/m為止［16］。測試得到甜菜堿的吸附量為0.433 mg/g、石油磺酸鹽與甜菜堿復(fù)配體系的吸附量為0.694 mg/g，吸附后的界面張力如圖5所示。

圖5 吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.5 Adsorption experiment results.

由圖5可見，雖然復(fù)配體系的抗吸附性能比甜菜堿差，但仍具有優(yōu)異的抗吸附性能，吸附8次后平衡界面張力仍維持在10-2mN/m數(shù)量級。這主要是因?yàn)樘鸩藟A組分單一，避免了石油磺酸鹽與甜菜堿復(fù)配體系因自身的差別在巖心上的吸附量不同而引起的色譜分離、最終導(dǎo)致失效的可能。

2.5 驅(qū)油效率

分別采用滲透率為0.313，0.325，0.308 μm2的人造礫巖巖心開展石油磺酸鹽、甜菜堿、石油磺酸鹽與甜菜堿復(fù)配體系三種表面活性劑的巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，各驅(qū)油體系的配方組成、界面張力、體系黏度及驅(qū)油效率見表5。由表5可知，相同條件下，復(fù)配體系的驅(qū)油效率為16.39%，比單獨(dú)的石油磺酸鹽和甜菜堿的驅(qū)油效率高2%～4%，顯示出了良好的協(xié)同效應(yīng)，可進(jìn)一步提高原油采收率。

表5 不同驅(qū)油體系的驅(qū)油效率Table 5 Oil displacement efficiency of different oil displacement systems

2.6 注入方式優(yōu)化

2.6.1 表面活性劑注入方式優(yōu)化

在注入方式優(yōu)化實(shí)驗(yàn)中，使用復(fù)配比例為5∶5的石油磺酸鹽/甜菜堿復(fù)配表面活性劑。根據(jù)儲層物性，選取了滲透率和滲透率極差與現(xiàn)場參數(shù)相近的巖心，在聚合物用量及含量不變的前提下，考察了S/P二元驅(qū)中表面活性劑注入方式對采收率的影響，實(shí)驗(yàn)方案見表6。由表6可見，表面活性劑的三種注入方式為梯次增加表面活性劑含量（方案1）、梯次降低表面活性劑含量（方案2）、恒定表面活性劑含量（方案3）。

采用S/P二元驅(qū)油體系，在超低界面張力條件下，改變注入的表面活性劑的含量可以增加洗油效率，這主要體現(xiàn)在中滲層的動(dòng)用上。表面活性劑注入方式對采收率的影響見表7。由表7可見，梯次降低表面活性劑含量可以最大化實(shí)現(xiàn)非均質(zhì)儲層的均衡動(dòng)用，提高低滲儲層采收率（11.87%）；而梯次增加表面活性劑含量則最大幅度提高中滲儲層的采收率（19.59%），但低滲透儲層動(dòng)用程度較低。在達(dá)到超低界面張力的前提下，梯次降低表面活性劑含量有利于實(shí)現(xiàn)剖面控制，采收率最高（14.35%）。

表6 梯次改變表面活性劑含量對比方案Table 6 Comparison scheme of surfactant concentration with echelon change

表7 表面活性劑注入方式對采收率的影響Table 7 Effect of surfactant injection mode on oil recovery

2.6.2 聚合物注入方式優(yōu)化

聚合物的含量關(guān)系到它與儲層的匹配關(guān)系，采用梯次降低聚合物黏度的注入方式，可避免堵塞地層［17-18］。但在非均質(zhì)性儲層中，竄流是限制油田開發(fā)的主要因素，特別是在低界面張力條件下，體系黏度是保證流度控制、減緩竄流發(fā)生的關(guān)鍵參數(shù)。因此，在梯次降低表面活性劑含量的前提下，考察了聚合物注入方式對采收率的影響，實(shí)驗(yàn)方案見表8。

由表8可見，聚合物的三種注入方式為梯次增加聚合物含量（方案4）、梯次降低聚合物含量（方案5）、恒定聚合物含量（方案6）。

表8 梯次改變聚合物含量對比方案Table 8 Contrast scheme of changing polymer concentration by echelon

S/P二元驅(qū)油體系中改變聚合物注入方式可以在超低界面張力條件下改變體系流度控制作用，擴(kuò)大波及體積，主要體現(xiàn)在中、低滲儲層的動(dòng)用上。聚合物注入方式對采收率的影響見表9。

表9 聚合物注入方式對采收率的影響Table 9 Effect of polymer injection mode on oil recovery

由表9可見，梯次降低聚合物含量時(shí)的采收率為12.43%，較恒定聚合物含量時(shí)提高了1.73百分點(diǎn)。這主要是因?yàn)?，梯次降低聚合物含量出現(xiàn)了局部階段的高黏段塞，有效實(shí)現(xiàn)了流度控制，大幅提高了波及體積。而梯次增加聚合物含量比梯次降低聚合物含量時(shí)的采收率高3.36百分點(diǎn)，這主要是由于初始的低黏段塞可以進(jìn)入中高滲層，逐漸增加體系黏度，有效減緩體系的突破和竄流，擴(kuò)大波及體積。但梯次降低聚合物含量注入一旦突破后續(xù)的低黏段塞則很難起到恢復(fù)流度控制的作用，易造成驅(qū)油體系的竄流。在梯次降低表面活性劑含量的前提下，梯次增加聚合物含量有利于實(shí)現(xiàn)剖面控制，最大程度提高采收率（15.79%）。

在此基礎(chǔ)上，采用CMG軟件Star模塊建立組分模型，模擬S/P二元驅(qū)不同開發(fā)方式的生產(chǎn)效果，模擬預(yù)測結(jié)果見表10。

表10 數(shù)模預(yù)測結(jié)果Table 10 Prediction results of numerical simulation

由表10可見，采用梯次降低表面活性劑含量及梯次增加聚合物含量的注入方式時(shí)，采收率最高（21.26%），累計(jì)增油量最高，含水率下降幅度最大，經(jīng)濟(jì)效益最好。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

在新疆油田礫巖油藏M區(qū)塊的現(xiàn)場開發(fā)試驗(yàn)中，利用梯次降低表面活性劑含量及梯次增加聚合物含量的注入方式，使典型井A井高峰期含水率由水驅(qū)末的90.82%下降為49.83%，日產(chǎn)油量由水驅(qū)末的17.29 t增至高峰期的62.93 t，結(jié)果如圖6所示。

圖6 A油井產(chǎn)油量和含水率的變化Fig.6 Oil production and moisture content of oil well A.

4 結(jié)論

1）石油磺酸鹽與甜菜堿的復(fù)配比例為5∶5時(shí)，復(fù)配體系的界面張力最低，2 h時(shí)復(fù)配體系析水率為10%，小于甜菜堿及石油磺酸鹽的析水率（30%）；在一定氯化鈉、氯化鈣質(zhì)量濃度下，復(fù)配體系的界面張力始終保持超低，顯示出了良好的抗鹽性能；復(fù)配體系的驅(qū)油率為16.39%，比單獨(dú)的石油磺酸鹽與甜菜堿的驅(qū)油效率高2%～4%。

2）人造非均質(zhì)礫巖三管并聯(lián)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中，聚合物含量及用量不變的情況下，梯次降低表面活性劑含量的注入方式提高采收率幅度最高。在表面活性劑注入方式不變的條件下，梯次增加聚合物含量的注入方式可提高采收率，比恒定聚合物含量注入方式的采收率高5.09百分點(diǎn)。

3）將梯次降低表面活性劑含量及梯次增加聚合物含量的注入方式應(yīng)用于新疆礫巖油藏M區(qū)現(xiàn)場試驗(yàn)，顯示出了良好的降水增油效果。