石端勝 王宏申 華科良 梅苑 叢越男 張志軍 陳增輝

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司

X油田位于渤海南部海域,其主力含油層位膠結(jié)疏松,高孔高滲,平均孔隙度為31%,平均滲透率為2 715.5 ×10-3μm2,加之原油屬于常規(guī)稠油,黏度高,由此造成在注水開發(fā)過程中,水油流度比大,水波及區(qū)域內(nèi)殘余油含量高,油田采出程度整體偏低,采出液含水率高。截至目前,該油田動用儲量采出程度為21%,采出液綜合含水率已達87%。

近年來,油田結(jié)合油藏及油藏流體特征進行了含聚驅(qū)油體系(包括聚合物驅(qū)、表面活性劑/聚合物二元復(fù)合驅(qū)等)研究與現(xiàn)場試驗[1-5]。雖取得了一定的“控水增油”效果,但采出液油水乳化嚴重、破乳困難[6-8],使得該類驅(qū)油體系在海上油田的應(yīng)用受到限制。表面活性劑驅(qū)作為一種水驅(qū)后大幅度提高原油采收率的重要技術(shù)手段[9],已在陸上油田大規(guī)模應(yīng)用,但目前尚未見海上油田單一采用表面活性劑驅(qū)的相關(guān)報道。

從前期含聚驅(qū)油體系研究和現(xiàn)場試驗經(jīng)驗來看,X油田要取得單一表面活性劑驅(qū)的成功,表面活性劑需具有以下性能：①能將油水界面張力降至超低范圍(10-3mN/m),從而實現(xiàn)殘余油的高效啟動[10-12];②在油藏中對原油具有良好的乳化性,從而改善原油的流動性[13-15];③乳化原油在地面具有良好的破乳性,能大幅度降低地面油水分離難度,節(jié)約成本。

在分析X油田原油飽和分和芳香分碳數(shù)分布的基礎(chǔ)上,通過表面活性劑的優(yōu)選及復(fù)配,得到了一種能將該油田油水界面張力降至超低的表面活性劑,評價了該表面活性劑的原油乳化及破乳性能、油藏滯留損失特性及提高采收率效果。

1 實驗部分

1.1 實驗材料及儀器

(1) 主要材料。脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉、十二烷基苯磺酸鈉、十二烷基硫酸鈉,成都科龍化工試劑廠生產(chǎn);十六烷基二甲基甜菜堿、烷基糖苷APG1214,臨沂綠森化工有限公司生產(chǎn),上述藥品均為工業(yè)級。實驗用水為油田注入水,水質(zhì)分析結(jié)果見表1;實驗用油為X油田原油,其基本物性見表2。

表1 油田注入水水質(zhì)分析結(jié)果離子名稱Na++K+Mg2+Ca2+CO2-3Cl-SO2-4HCO-3質(zhì)量濃度/(mg·L-1)2 209.3442.43216.4715.813 141.44604.43530.50總礦化度/(mg·L-1)6 760.41

表2 原油基本物性原油性質(zhì)20 ℃密度/(g·cm-3)50 ℃黏度/(mPa·s)凝固點/℃四組分,w/%飽和分芳香分膠質(zhì)瀝青質(zhì)測定結(jié)果0.950478.001445.2221.8223.722.38

(2) 主要儀器：自動旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀TX-500C,美國科諾公司生產(chǎn);DT-102A型全自動表面張力儀,淄博華坤電子儀器有限公司生產(chǎn);氣相色譜-質(zhì)譜聯(lián)用儀ISQ(GC-MS,美國Thermo Fisher生產(chǎn));多功能巖心驅(qū)替裝置,自制。

1.2 實驗方法

1.2.1原油族組分碳數(shù)分布測定

采用GC-MS,測定原油飽和分和芳香分的碳數(shù)分布。

1.2.2油水界面張力測定

室溫下,用注入水配制質(zhì)量分數(shù)為0.2%的表面活性劑溶液,在75 ℃、轉(zhuǎn)速為6 000 r/min下,用界面張力儀測定油水動態(tài)界面張力。

1.2.3乳化性測定

在室溫下,移取一定量的表面活性劑溶液于100 mL量筒中,然后向量筒中加入一定量的原油,油水體積比為3∶7。將長度為2.5 cm的A型磁力攪拌子放入量筒后,讀取油水刻度。將量筒放入75 ℃磁力攪拌水浴鍋中恒溫20 min,然后以200 r/min的速度攪拌5 min后,讀取乳化層刻度,記為V0,按式(1)計算乳化率。

(1)

1.2.4破乳性測定

在室溫下,移取一定量的表面活性劑溶液于100 mL量筒中,按照第1.2.3節(jié)所述方法進行乳化,然后在75 ℃下靜置10 min,讀取析水體積,記為V1,按式(2)計算破乳率。

(2)

1.2.5滯留損失量的測定

在75 ℃下,先用注入水飽和石英砂填制的巖心管(Ф2.5 cm ×30 cm),然后以0.2 mL/min的流量注入1 PV用注入水配制的質(zhì)量分數(shù)為0.3%的表面活性劑溶液后,繼續(xù)以相同流量注水,并收集出口端液體。每收集1 PV液體測定一次表面張力,直至出口端所收集液體的表面張力與注入水表面張力一致。

將所收集液體的表面張力測定結(jié)果與表面活性劑質(zhì)量分數(shù)-表面張力標準曲線比對,得出收集液體中表面活性劑的質(zhì)量分數(shù),按式(3)計算表面活性劑在巖心管中的滯留損失率。

(3)

式中：C為表面活性劑溶液初始質(zhì)量分數(shù),%;V為表面活性劑溶液注入體積,mL;Ci為第i次收集液體中表面活性劑的質(zhì)量分數(shù),%;Vi為第i次收集液體的體積,mL。

1.2.6注入?yún)?shù)研究

采用石英砂填制的巖心管(Ф2.5 cm ×30 cm),在油藏溫度(75 ℃)下,按照“飽和地層水-飽和原油”的順序造束縛水。以0.2 mL/min的流量注水,直至出口端液體含水率為98%時,以相同的流量注入0.3 PV表面活性劑溶液,然后繼續(xù)以相同的流量注水至出口端液體含水率為98%,記錄壓力和采收率變化。

2 結(jié)果與討論

2.1 原油族組分碳數(shù)分布

疏水端擴散進入原油的能力對表面活性劑在油水界面吸附,降低油水界面張力有直接影響[16-17]。根據(jù)“相似相溶”原理,表面活性劑疏水端擴散進入原油的能力和其是否與原油中低極性組分(即飽和分和芳香分)具有相似結(jié)構(gòu)密切相關(guān)[18-19]。因此,測定原油中飽和分和芳香分的碳原子數(shù)分布,對快速篩選驅(qū)油用表面活性劑具有指導(dǎo)意義。

圖1為原油飽和分和芳香分中碳原子數(shù)分布測定結(jié)果。從圖1可知,渤海某油田原油飽和分的碳原子數(shù)主要分布在C12～C21,芳香分的碳原子數(shù)主要分布在C16～C21和C23～C26。因此,在選擇表面活性劑時,表面活性劑的疏水端碳數(shù)應(yīng)保持在C12～C26范圍內(nèi)。

2.2 單一表面活性劑降低油水界面張力性能

根據(jù)第2.1節(jié)原油飽和分和芳香分中碳原子數(shù)分布結(jié)果,同時考慮到成本的可行性,選擇了脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉(疏水端碳原子數(shù)為12)、十二烷基苯磺酸鈉、十二烷基硫酸鈉、十六烷基二甲基甜菜堿、烷基糖苷APG1214(疏水端碳原子數(shù)為12～14)5種表面活性劑作為渤海某油田原油超低界面張力驅(qū)油劑的復(fù)配原料。

圖2為不同表面活性劑降低油水界面張力的情況。從圖2可知,在5種表面活性劑質(zhì)量分數(shù)均為0.2%的情況下,十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214效果最好,分別能將油水界面張力降至0.38 mN/m和0.17 mN/m,低于0.50 mN/m。這是因為原油飽和分和芳香分中C12～ C16組分所占比例大,使得這兩種表面活性劑的疏水端碳原子數(shù)與其匹配較好,根據(jù)“相似相溶”原理,這兩種表面活性劑疏水端擴散進入油相的能力較強,因而降低油水界面張力的效果更好。

圖2同時也說明,采用單一表面活性劑將油水界面張力降至超低(10-3mN/m)難度大,因為單一表面活性劑難以在油水界面形成致密的界面膜。因此,在研究超低界面張力驅(qū)油表面活性劑時,除考慮表面活性劑疏水端碳原子數(shù)與原油中飽和分和芳香分碳原子數(shù)分布的匹配性外,還應(yīng)在測定單一表面活性劑降低油水界面效果基礎(chǔ)上,考慮將不同表面活性劑進行復(fù)配,利用表面活性劑分子親水端之間的電荷效應(yīng)或疏水端碳原子數(shù)差異引起的疏水端空間位置互補效應(yīng)[19],使表面活性劑分子能在油水界面形成致密的界面膜,從而實現(xiàn)將油水界面張力降至超低。

2.3 復(fù)配表面活性劑降低油水界面張力性能

由于十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214降低油水界面張力效果最好,加之烷基糖苷APG1214本身疏水端碳原子數(shù)分布較寬(C12～C14),因此,考慮將二者進行復(fù)配,充分利用二者疏水端的空間位置互補效應(yīng),實現(xiàn)油水界面張力的進一步降低。

圖3為二者按不同質(zhì)量比復(fù)配后降低油水界面張力的效果。由圖3可知,在相同質(zhì)量分數(shù)(0.2%)下,復(fù)配表面活性劑能在10 min內(nèi)將油水界面張力降至超低,并在15 min內(nèi)達到穩(wěn)定。這不僅說明復(fù)配表面活性劑降低油水界面張力的能力明顯優(yōu)于單一表面活性劑,同時也證實了十六烷基二甲基甜菜堿與烷基糖苷APG1214疏水端之間存在良好空間位置互補效應(yīng)。這種效應(yīng)不僅有利于二者在油水界面快速發(fā)生吸附,并達到平衡,也有利于二者在油水界面上形成致密的界面膜。隨著十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214質(zhì)量比由2∶1降至1∶2,穩(wěn)定油水界面張力由2.61×10-3降至5.10×10-4mN/m,但當(dāng)二者質(zhì)量比降至1∶3時,穩(wěn)定油水界面張力反而有所升高,為6.10×10-3mN/m。這可能是因為當(dāng)二者質(zhì)量比低于1∶3時,二者疏水端的空間位置互補效應(yīng)減弱所致。圖3表明,十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214的最佳質(zhì)量比為1∶2。

2.4 復(fù)配表面活性劑含量對降低油水界面張力的影響

圖4為十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214按質(zhì)量比為1∶2復(fù)配所得表面活性劑,在不同質(zhì)量分數(shù)時降低油水界面張力的效果。由圖4可知,隨復(fù)配表面活性劑質(zhì)量分數(shù)的增加,油水界面張力呈下降趨勢。當(dāng)復(fù)配表面活性劑質(zhì)量分數(shù)≥0.10%時,油水界面張力可降至超低。這說明,在使用該復(fù)配表面活性劑作為驅(qū)油劑時,其質(zhì)量分數(shù)不應(yīng)低于0.10%。

2.5 復(fù)配表面活性劑對原油的乳化及破乳性能

圖5為復(fù)配表面活性劑對原油的乳化及破乳情況。從圖5(a)可知：隨著復(fù)配表面活性劑質(zhì)量分數(shù)的增加,乳化率呈上升趨勢;當(dāng)質(zhì)量分數(shù)增至0.3%時,乳化率可達100%,說明復(fù)配表面活性劑對X油田原油具有良好的乳化性能。由于油田原油黏度高,使得在注水開發(fā)過程中,水油流度比大,注入水極易發(fā)生指進,水波及區(qū)域受效差。復(fù)配表面活性劑對原油良好的乳化性能不僅能改善原油的流動性,而且乳化原油形成的油滴還可通過疊加的賈敏效應(yīng),在一定程度上防止指進和提高水的波及效率[13,15]。

圖5(b)為采用不同質(zhì)量分數(shù)復(fù)配表面活性劑制備的油水乳液,在75 ℃下10 min的破乳率測定結(jié)果。從圖5(b)可知,雖然隨著表面活性劑質(zhì)量分數(shù)的增加,油水乳液的破乳率下降,但即使將表面活性劑質(zhì)量分數(shù)增至0.3%時,油水乳液的破乳率仍高于90%。這說明,復(fù)配表面活性劑不會對產(chǎn)出液的地面處理增加難度。

2.6 復(fù)配表面活性劑在油藏中的滯留損失特性

表面活性劑在驅(qū)油過程中,不可避免地會與油藏巖石壁面發(fā)生吸附,造成滯留損失。測定表面活性劑在油藏巖石壁面的滯留損失量,對現(xiàn)場施工設(shè)計和表面活性劑的優(yōu)化均具有重要的指導(dǎo)意義。圖6為復(fù)配表面活性劑在模擬油藏平均滲透率為2 720.3×10-3μm2巖心管中的動態(tài)滯留損失測定結(jié)果。從圖6可知：隨著后續(xù)注水量的增加,表面活性劑在巖心中的滯留損失率呈下降趨勢;當(dāng)后續(xù)注水量≥4 PV時,滯留損失達到恒定;恒定時的滯留損失率較小,僅為11.2%。這一結(jié)果與復(fù)配表面活性劑和巖石壁面間的相互作用能有關(guān)[20]。由于砂巖表面帶負電,而復(fù)配表面活性劑中十六烷基二甲基甜菜堿親水端同時含陰、陽離子,烷基糖苷APG1214親水端為非離子,因此表面活性劑和巖石壁面間的相互作用能較大。相互作用能越大,吸附量越小,造成的滯留損失也就越小。

2.7 復(fù)配表面活性劑的驅(qū)油性能

圖7為復(fù)配表面活性劑在模擬油藏條件下的巖心管(巖心管具體參數(shù)及對應(yīng)表面活性劑的注入質(zhì)量分數(shù)見表3)驅(qū)油實驗效果。由圖7可知,注入不同質(zhì)量分數(shù)的復(fù)配表面活性劑后,后續(xù)水驅(qū)階段原油采收率均比前期水驅(qū)階段有所提高。當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分數(shù)分別為0.1%、0.2%和0.3%時,采收率分別提高了5.8%、9.4%和10.3%。通過對比質(zhì)量分數(shù)大小與采收率增幅發(fā)現(xiàn)：當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分數(shù)由0.1%增至0.2%時,采收率增加了3.6%;當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分數(shù)由0.2%增至0.3%時,采收率僅增加了0.9%。因此,從成本角度考慮,建議將表面活性劑的使用質(zhì)量分數(shù)控制在0.2%～0.3%。

表3 實驗用巖心管參數(shù)及對應(yīng)表面活性劑注入質(zhì)量分數(shù)編號滲透率/10-3 μm2孔隙度/%w(表面活性劑)/%12 708.029.30.122 723.632.10.232 720.430.60.3

2.8 現(xiàn)場應(yīng)用

D13井是位于X油田南部的一口注水井,其對應(yīng)生產(chǎn)井有4口,分別為D25井、D23井、D26井和C20井。該井自2007年9月開始注水,注水初期井組綜合含水率為20.2%,由于水油黏度比大,加之日配注量大(460 m3),造成注入水指進嚴重,井組綜合含水逐年攀升,截至2022年3月,井組綜合含水率高達91.8%。

油藏評估結(jié)果顯示,D13井所控區(qū)域剩余可采儲量約6.7×104m3,剩余可采儲量較大。為挖掘該井所控區(qū)域油藏潛力,2022年4月開始對該井進行超低界面張力表面活性劑驅(qū)油先導(dǎo)性試驗,2022年10月結(jié)束,共計注入表面活性劑溶液3 600 m3。考慮到滯留損失,試驗將表面活性劑質(zhì)量分數(shù)設(shè)計為0.3%。在注入過程中,注入壓力由8.9 MPa逐漸上升至10.2 MPa,分析認為表面活性劑在地層中將剩余油乳化,乳化形成的油滴產(chǎn)生疊加的賈敏效應(yīng)所致。從表3的試驗結(jié)果可知,截至2022年11月,施工結(jié)束1個月后,D13井對應(yīng)4口生產(chǎn)井中,除D26井因注采井距相對較遠,尚未見效外,其余3口井均已開始逐漸見效。見效井含水率下降0.5%～1.8%,1個月內(nèi)已實現(xiàn)在水驅(qū)基礎(chǔ)上增油1 004.5 m3,這說明超低界面張力表面活性劑能實現(xiàn)剩余油的有效啟動。

表4 D13井組超低界面張力表面活性劑驅(qū)效果(截至2022年11月)井號措施前含水率/%措施后含水率/%增油量/m3D2595.293.4676.1D2394.092.8188.6C2081.781.2139.8D2691.891.80.0合計1 004.5

3 結(jié)論

(1) 渤海X油田原油飽和分碳原子數(shù)主要分布在C12～C21,芳香分碳原子數(shù)主要分布在C16～C21和C23～C26。

(2) 十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214按質(zhì)量比1∶2復(fù)配的表面活性劑,在質(zhì)量分數(shù)≥0.1%時,不僅可將渤海某油田原油與地層水的界面張力降至超低界面張力范圍,而且對原油的乳化率可達90%以上;在靜置條件下,乳化原油具有良好的破乳性能,10 min破乳率達90%以上。

(3) 巖心實驗表明,復(fù)配表面活性劑在巖心中的滯留損失率小,僅為11.2%;在質(zhì)量分數(shù)為0.2%的條件下,原油采收率可在前期水驅(qū)基礎(chǔ)上提高9.4%;現(xiàn)場試驗表明,復(fù)配表面活性劑具有良好的降水增油效果,可用于X油田水驅(qū)后的“挖潛提采”。