摘要：目的為改善渤海X油田注水開發(fā)效果，對該油田進(jìn)行了驅(qū)油用超低界面張力表面活性劑研究。方法在分析油田原油飽和分和芳香分碳原子數(shù)分布基礎(chǔ)上，結(jié)合“相似相溶”原理和疏水端空間位置互補(bǔ)效應(yīng)，對表面活性劑進(jìn)行優(yōu)選和復(fù)配。結(jié)果從5種表面活性劑中優(yōu)選出了十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214兩種表面活性劑，二者按最佳質(zhì)量比1∶2復(fù)配后可獲得超低界面張力表面活性劑。該表面活性劑在巖心中滯留損失率小，僅為11.2%;在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%~0.3%時，原油的乳化和破乳率均高于90%;當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.20%時，可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高原油采收率9.4%。結(jié)論復(fù)配表面活性劑降水增油效果明顯，可用于實現(xiàn)油田水驅(qū)后“挖潛提采”的目的。

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(dá)87%。

近年來，油田結(jié)合油藏及油藏流體特征進(jìn)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。雖取得了一定的“控水增油”效果，但采出液油水乳化嚴(yán)重、破乳困難，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，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；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；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。

(2)主要儀器：自動旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀TX-500C，芬蘭Kibron公司生產(chǎn);全自動表面張力儀，芬蘭Kibron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?jǐn)?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。

乳化率=V0/油水總體積*100%(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(jìn)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。

破乳率=V1/水初始體積*100%(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?jǐn)?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?jǐn)?shù)-表面張力標(biāo)準(zhǔn)曲線比對，得出收集液體中表面活性劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，按式(3)計算表面活性劑在巖心管中的滯留損失率。

式中：C為表面活性劑溶液初始質(zhì)量分?jǐn)?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?jǐn)?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。

超低界面張力復(fù)配表面活性劑用于渤海X油田水驅(qū)后的“挖潛提采”（一）

超低界面張力復(fù)配表面活性劑用于渤海X油田水驅(qū)后的“挖潛提采”（二）

超低界面張力復(fù)配表面活性劑用于渤海X油田水驅(qū)后的“挖潛提采”（三）