楊森 ，舒政 ，閆婷婷 ，陳剛 ，4，盧申輝 ，杜巍

（1.西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川 成都 610500；2.中國石化華東石油工程有限公司國際業(yè)務(wù)項(xiàng)目部，江蘇 南京 210036；3.中國石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠，新疆 阜康 831500；4.延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西 延安 716000；5.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015；6.中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院，河北 任丘 062552）

0 引言

注水開發(fā)是低滲透油藏最主要的開發(fā)方式，但隨著各大油田注水開發(fā)時(shí)間的延長，逐漸出現(xiàn)了油井含水率升高、見水速度快、產(chǎn)油量下降等問題，導(dǎo)致注水開發(fā)整體驅(qū)油效率的下降［1-4］。因此，如何進(jìn)一步提高低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)后的采收率成為各大油田所面臨的一項(xiàng)重要的現(xiàn)實(shí)問題，而表面活性劑驅(qū)油技術(shù)是目前應(yīng)用較多、有前景的一種化學(xué)驅(qū)油技術(shù)［5-9］。

表面活性劑的界面張力是考察其作為驅(qū)油劑的一項(xiàng)重要指標(biāo)，較低的界面張力可以使毛細(xì)管力大幅減小，并且可以有效降低原油的黏附力和啟動壓力梯度，從而提高原油采收率。同時(shí)，研究結(jié)果表明［10-15］，驅(qū)油劑的乳化能力對采收率的提高也起著十分重要的作用。注入地層中的驅(qū)油劑與原油通過乳化作用可以形成具有一定黏度的乳狀液，有效改善流度比，大粒徑的乳狀液滴可以在一定程度上封堵儲層中的大孔隙，擴(kuò)大后續(xù)流體的波及體積；此外，驅(qū)油劑的乳化作用可以使黏附在巖石表面的原油剝落、分散，易于流動，從而提高洗油效率。因此，在低滲透油藏化學(xué)驅(qū)油過程中，不僅需要關(guān)注驅(qū)油劑的界面活性，還需要兼顧其乳化性能［16-18］。由于單一的表面活性劑很難同時(shí)兼具良好的界面活性和乳化能力，所以使用復(fù)合表面活性劑是低滲透油藏化學(xué)驅(qū)油過程中比較常用的技術(shù)手段。

本文以準(zhǔn)噶爾盆地B油田M區(qū)塊低滲透儲層為研究對象，在分析目標(biāo)區(qū)塊基本概況的基礎(chǔ)上，通過對不同類型表面活性劑的界面活性以及乳化性能進(jìn)行評價(jià)，優(yōu)選出適合目標(biāo)區(qū)塊的復(fù)合驅(qū)油體系，評價(jià)了其驅(qū)油性能，并開展了現(xiàn)場應(yīng)用試驗(yàn)。

1 目標(biāo)區(qū)塊概況

B油田位于準(zhǔn)噶爾盆地東北部，該油田M區(qū)塊屬于典型的低孔、低滲油藏，區(qū)塊含油面積為3.16 km2，石油地質(zhì)儲量為237×104t。油層之間的連通性較好，油層厚度平均10.3 m，儲層孔隙度為7.85%～15.61%，平均 12.64%，儲層滲透率為 2.37×10-3～67.32×10-3μm2，平均 19.46×10-3μm2。油層溫度在 50 ℃左右，平均地層原油黏度低于2 mPa·s，地層水為CaCl2型。該區(qū)塊經(jīng)過20多年的開發(fā)后，逐漸進(jìn)入中—高含水開發(fā)階段，目前該區(qū)塊內(nèi)采油井的綜合含水率已經(jīng)達(dá)到75%以上，且含水率有進(jìn)一步上升的趨勢，產(chǎn)油量遞減速度較快，采出程度低，水驅(qū)開發(fā)效率逐漸下降，需要采取更加高效的提高采收率技術(shù)措施。

2 實(shí)驗(yàn)

2.1 材料及儀器

實(shí)驗(yàn)材料：非離子型表面活性劑6501，AEO-3，海安石油化工廠；陰離子型表面活性劑AES，S12，廣州聚順化工有限公司；兩性離子型表面活性劑BS-16，LS-100，濟(jì)南浩然化工科技有限公司；雙子表面活性劑GMS-101，GMS-102，實(shí)驗(yàn)室自制；乳化劑 SOE-1，實(shí)驗(yàn)室自制；儲層脫氣原油（50℃下黏度為1.75 mPa·s，密度為0.841 g/cm3）；模擬地層水（礦化度為35 175 mg/L）；儲層天然巖心（長度和直徑分別為7.0，2.5 cm）。

實(shí)驗(yàn)儀器：TX-500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、SH122型自動乳化儀、CK-1型巖心抽真空飽和實(shí)驗(yàn)裝置，以及多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置。

2.2 方法

2.2.1 界面張力測定

使用TX-500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定不同驅(qū)油劑溶液與儲層脫氣原油之間的界面張力值，實(shí)驗(yàn)溫度為50℃。

2.2.2 乳化性能評價(jià)

將儲層脫氣原油和不同類型的驅(qū)油劑溶液按3∶7的質(zhì)量比進(jìn)行混合，然后使用SH122型自動乳化儀在溫度為50℃、轉(zhuǎn)速為30 r/min的條件下攪拌10 min，再在50℃下放置不同時(shí)間，記錄析出水相的體積，并計(jì)算分水率（析出水相體積與混合液中初始水相總體積的比值），以此評價(jià)驅(qū)油劑溶液的乳化性能。

2.2.3 驅(qū)油性能評價(jià)

1）將柱狀天然巖心洗油、烘干后稱重，測定其初始?xì)鉁y滲透率，然后抽真空，飽和模擬地層水，計(jì)算孔隙體積和孔隙度，備用；2）在50℃條件下將巖心飽和儲層脫氣原油，注入速度為0.03 mL/min，飽和原油結(jié)束后關(guān)閉巖心驅(qū)替裝置的進(jìn)出口閥門，50℃恒溫、老化24 h后，備用；3）使用模擬地層水驅(qū)替飽和原油后的巖心，驅(qū)替流速為0.3 mL/min，驅(qū)替至巖心出口端含水率達(dá)到98%以上為止，記錄驅(qū)替過程中含水率、壓力以及驅(qū)油效率的變化情況；4）繼續(xù)以相同的流速注入0.5 PV的驅(qū)油劑溶液，后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%以上為止，持續(xù)記錄驅(qū)替過程中含水率、壓力，以及驅(qū)油效率的變化情況，并計(jì)算最終的驅(qū)油效率。

2.3 結(jié)果與討論

2.3.1 不同驅(qū)油劑溶液界面張力值

參照2.2.1節(jié)中的實(shí)驗(yàn)方法，使用模擬地層水分別配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的不同類型的驅(qū)油劑溶液，測定其與儲層原油之間的界面張力，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 不同驅(qū)油劑溶液界面張力隨時(shí)間的變化情況

由圖1可以看出：AEO-3，AESd的界面活性較差，油水穩(wěn)定的界面張力為10-1mN/m數(shù)量級；6501，S12，BS-16，LS-100，SOE-1的界面活性一般，油水穩(wěn)定的界面張力為10-2mN/m數(shù)量級；GMS-101，GMS-102的界面活性較好，油水穩(wěn)定的界面張力可以維持在10-3mN/m數(shù)量級，達(dá)到了超低界面張力的水平。單從驅(qū)油劑界面活性的角度考慮，雙子表面活性劑GMS-101和GMS-102更適合于作為低滲透油藏提高采收率的驅(qū)油劑。

2.3.2 不同驅(qū)油劑溶液乳化性能

參照2.2.2節(jié)中的實(shí)驗(yàn)方法，評價(jià)了質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的不同類型的驅(qū)油劑溶液對儲層原油的乳化性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 不同驅(qū)油劑溶液乳化性能評價(jià)結(jié)果

由圖2可以看出：S12，BS-16，LS-100的乳化性能較差，120 min時(shí)的分水率均達(dá)到了90%以上；AEO-3，GMS-101，GMS-102的乳化能力一般，120 min時(shí)的分水率在 60%～80%；6501，AES的乳化性能較好，120 min時(shí)的分水率在40%～60%；SOE-1的乳化能力最強(qiáng)，120 min時(shí)的分水率在10%以下。而單從驅(qū)油劑乳化性能的角度考慮，SOE-1，6501，AES更適合于作為低滲透油藏提高采收率的驅(qū)油劑。

2.3.3 復(fù)合驅(qū)油體系的確定

化學(xué)驅(qū)油劑體系的界面張力和乳化能力都會影響原油的采收率，因此，為了找到兼具良好界面活性和乳化能力的驅(qū)油劑體系，室內(nèi)根據(jù)以上不同驅(qū)油劑溶液的界面活性以及乳化性能的評價(jià)結(jié)果，開展了使用復(fù)合表面活性劑作為驅(qū)油體系的研究。選擇界面活性較好的 GMS-101，GMS-102和乳化性能較強(qiáng)的 SOE-1，6501，AES進(jìn)行復(fù)配，以總質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%為標(biāo)準(zhǔn)，考察了不同復(fù)合驅(qū)油體系的界面活性和乳化性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 不同復(fù)合驅(qū)油體系界面活性和乳化性能

由表1可以看出：GMS-101和SOE-1復(fù)配后的效果最好，且隨著復(fù)合體系中GMS-101加量的增大，界面張力值逐漸降低，乳化分水率逐漸升高；當(dāng)兩者按1∶1（即 0.15%GMS-101+0.15%SOE-1）進(jìn)行復(fù)配時(shí)，界面張力值可以達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級，同時(shí)120 min分水率在25%以下，在保證良好界面活性的同時(shí)，還能具有較強(qiáng)的乳化能力。此外，GMS-101和SOE-1按1∶1復(fù)配時(shí)，隨著其總質(zhì)量分?jǐn)?shù)的不斷增大，界面張力先降低，然后稍有升高；當(dāng)其總質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)，界面張力值達(dá)到最低，并且此時(shí)的乳化能力較強(qiáng)。因此，綜合考慮復(fù)合驅(qū)油體系的界面活性、乳化性能，以及成本等因素，選擇復(fù)合驅(qū)油體系的配方為0.15%GMS-101+0.15%SOE-1。

2.3.4 驅(qū)油性能評價(jià)結(jié)果

參照2.2.3節(jié)中的實(shí)驗(yàn)方法，評價(jià)了復(fù)合驅(qū)油體系的驅(qū)油性能，并與單獨(dú)注入GMS-101和SOE-1的驅(qū)油效果進(jìn)行了對比，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2和圖3—5。

表2 不同驅(qū)油體系的驅(qū)油效果

圖3 單獨(dú)雙子表面活性劑GMS-101驅(qū)油效果

圖4 單獨(dú)乳化劑SOE-1驅(qū)油效果

圖5 復(fù)合驅(qū)油體系驅(qū)油效果

由表2可知，4塊滲透率相近的巖心水驅(qū)油效率均在43%左右，注入相同孔隙體積、不同類型的驅(qū)油劑后，巖心的驅(qū)油效率提升幅度差距較大。其中：注入具有超低界面張力的驅(qū)油劑0.3%GMS-101后，驅(qū)油效率僅提升7.6百分點(diǎn)，驅(qū)油效果較差；注入具有較強(qiáng)乳化能力的驅(qū)油劑0.3%SOE-1后，驅(qū)油效率提升13.8百分點(diǎn)，驅(qū)油效果一般；而注入具有超低界面張力和較強(qiáng)乳化性能的復(fù)合驅(qū)油體系0.15%GMS-101+0.15%SOE-1后，驅(qū)油效率提升了21.7百分點(diǎn)，驅(qū)油效果較好；注入具有乳化能力較強(qiáng)、而界面活性一般的復(fù)合驅(qū)油體系0.1%GMS-101+0.2%SOE-1后，驅(qū)油效率提升了17.2百分點(diǎn)。由此可見，同時(shí)提高驅(qū)油體系的界面活性和乳化能力可以有效提升其驅(qū)油效率。

由圖3可見，SC-1號巖心水驅(qū)油后注入0.5 PV的0.3%GMS-101，含水率出現(xiàn)一定程度的下降，驅(qū)油效率小幅上升，驅(qū)替壓力明顯下降。這是由于GMS-101具有較強(qiáng)的界面活性，可以降低注入流體的流動阻力，使得驅(qū)替壓力降低，同時(shí)會一定程度地提高驅(qū)油流體的洗油效率，但較低的界面張力會使水驅(qū)后的竄流程度進(jìn)一步加劇，使得后續(xù)流體無法更多地波及到巖心中的殘余油，從而導(dǎo)致驅(qū)油效率不高。

由圖4可知，SC-2號巖心水驅(qū)油后注入0.5 PV的0.3%SOE-1，含水率出現(xiàn)明顯下降，驅(qū)油效率提升明顯，驅(qū)替壓力明顯升高。這是由于乳化劑SOE-1在注入巖心后可以與原油形成比較穩(wěn)定的乳狀液，改善驅(qū)油流體的流度比，乳狀液滴可以對巖心孔隙中大孔道產(chǎn)生一定的封堵作用，局部調(diào)整巖心的吸液剖面，使后續(xù)注入流體更多地波及到巖心中的殘余油和剩余油，提高波及效率，因此具有較高的驅(qū)油效率。

由圖5可知，SC-3號巖心水驅(qū)油后注入0.5 PV的0.15%GMS-101+0.15%SOE-1，與單獨(dú)注入GMS-101和SOE-1的巖心相比，含水率下降幅度更大，驅(qū)油效率提升幅度更大，驅(qū)替壓力小幅升高。這是由于復(fù)合驅(qū)油體系0.15%GMS-101+0.15%SOE-1不僅具有良好的界面活性，還具有較強(qiáng)的乳化能力。驅(qū)油體系注入地層后，在通過乳化作用將巖心孔隙中的原油不斷聚并、分散以及運(yùn)移的過程中，可以使巖心含水率降低的時(shí)間延長。另外，復(fù)合驅(qū)油體系能在提高波及效率的同時(shí)，還具有較強(qiáng)的洗油能力，可以將殘留在巖心小孔隙中的原油更多地驅(qū)替出來，從而大幅度提升驅(qū)油效率。

綜合以上研究結(jié)果可以看出，對低滲透油藏巖心而言，驅(qū)油體系乳化能力的強(qiáng)弱對驅(qū)油效率的提升幅度影響較大，因此，應(yīng)盡可能選擇兼具良好界面活性和乳化能力的驅(qū)油體系，以最大程度地提高低滲透油藏的化學(xué)驅(qū)油效率。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

針對B油田M區(qū)塊水驅(qū)開發(fā)效率較低的問題，自2016年1月開始決定在該區(qū)塊內(nèi)采取化學(xué)驅(qū)油提高采收率現(xiàn)場試驗(yàn)，驅(qū)油劑選擇研制的超低界面張力強(qiáng)乳化復(fù)合驅(qū)油體系，驅(qū)油劑為0.15%GMS-101+0.15%SOE-1，區(qū)塊內(nèi)共設(shè)計(jì)注入井4口，GMS-101和SOE-1的總用量均為240 t，累計(jì)注入時(shí)間設(shè)計(jì)為780 d。通過監(jiān)測該區(qū)塊內(nèi)對應(yīng)油井的生產(chǎn)動態(tài)，在注入超低界面張力強(qiáng)乳化復(fù)合驅(qū)油體系3個(gè)月后，區(qū)塊整體見效，與措施前相比，油井呈現(xiàn)出“兩升一降”的特征，即產(chǎn)液量和產(chǎn)油量顯著提升，含水率明顯下降。至2018年3月，區(qū)塊內(nèi)6口油井的見效率達(dá)到100%，其中各油井具體的生產(chǎn)參數(shù)見表3。

表3 區(qū)塊內(nèi)油井試驗(yàn)前后產(chǎn)量及含水率變化情況

由表3可知，M區(qū)塊采取注入超低界面張力強(qiáng)乳化復(fù)合驅(qū)油體系試驗(yàn)后，6口油井的平均產(chǎn)液量由試驗(yàn)前的10.35 t/d升高至13.33 t/d，平均產(chǎn)油量由試驗(yàn)前的2.35 t/d升高至5.04 t/d，提升了1倍多，平均含水率由試驗(yàn)前的77.3%降低至62.2%，含水率降低幅度較大。這說明研制的超低界面張力強(qiáng)乳化復(fù)合驅(qū)油體系具有良好的降水增油效果，能夠滿足低滲透油藏水驅(qū)開發(fā)后繼續(xù)提高采收率的需求，具有較好的推廣應(yīng)用前景。

4 結(jié)論

1）通過對驅(qū)油劑的界面活性和乳化性能進(jìn)行綜合評價(jià)及優(yōu)選，研制出一種具有超低界面張力和較強(qiáng)乳化能力的復(fù)合驅(qū)油體系，配方為0.15%GMS-101+0.15%SOE-1。

2）驅(qū)油性能評價(jià)結(jié)果表明，低滲透油藏天然巖心水驅(qū)油后繼續(xù)注入0.5 PV的復(fù)合驅(qū)油體系，可使驅(qū)油效率提高21.7百分點(diǎn)，而單獨(dú)注入驅(qū)油劑GMS-101和SOE-1后驅(qū)油效率分別提高7.6百分點(diǎn)和13.8百分點(diǎn)，復(fù)合驅(qū)油體系的驅(qū)油效果明顯更好。

3）現(xiàn)場應(yīng)用試驗(yàn)結(jié)果表明，M區(qū)塊實(shí)施復(fù)合驅(qū)油體系現(xiàn)場施工措施后，6口油井的平均日產(chǎn)液量和平均日產(chǎn)油量均明顯升高，平均含水率顯著降低，達(dá)到了良好的現(xiàn)場施工效果。