柳興邦

（中國(guó)石油大學(xué) 地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院 ，山東 青島266580）

降低原油與驅(qū)替介質(zhì)的界面張力，改善巖石顆粒表面的水潤(rùn)濕性質(zhì)，從而降低驅(qū)替壓力，提高驅(qū)替效率是改善驅(qū)替效果的重要技術(shù)路徑［1－2］。低滲透油藏孔隙度小，吼道半徑小，分布范圍大，孔喉連通性差，水作驅(qū)替介質(zhì)的界面張力大，導(dǎo)致驅(qū)替壓力高，注水難度大［3］。注不進(jìn)、采不出是該類油藏注水開發(fā)的典型特征。表面活性劑水溶液驅(qū)油是常規(guī)注水的一種本質(zhì)改善，其機(jī)制主要是降低油水界面的表面張力，降低排出喉道必須的功；同時(shí)彌散作用使油滴變小，潤(rùn)濕性改變，原油黏度下降［4］。牛25－C砂體位于東營(yíng)凹陷牛莊洼陷。含油面積4.7km2，探明儲(chǔ)量272.2×104t。含油層系沙三中，油藏埋深3 250m，孔隙度15%～20%，滲透率平均18.5×10－3μm2，以細(xì)孔喉為主，孔喉半徑一般0.12～1.45μm，平均0.83μm；中值孔喉半徑一般0.7～1.21μm，平均0.89μm。壓力系數(shù)1.60，地層溫度126℃，為異常高壓低滲透巖性油藏。潤(rùn)濕性為偏親油型。平均地層水礦化度125g/L，水型為CaCl2型。注入水礦化度為1.148g/L。開發(fā)中的主要矛盾是注水壓力高（31MPa），單井注水量小（10～15 m3/d），水驅(qū)波及體積小，驅(qū)油效率低，沿壓裂縫和高滲相帶水淹嚴(yán)重。筆者以牛莊油田牛25－C砂體的巖心、原油和地層水，篩選表面活性劑，從注入段塞、界面張力、注入速度等3個(gè)方面開展降壓增注試驗(yàn)研究，為礦場(chǎng)應(yīng)用提供試驗(yàn)依據(jù)。

1 表面活性劑篩選及性能評(píng)價(jià)

1.1 試驗(yàn)條件

1.1.1 試驗(yàn)儀器

TX－500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、恒溫箱、分析天平、實(shí)驗(yàn)室玻璃儀器等。

1.1.2 試驗(yàn)藥品

分析純5種（十二烷基苯磺酸鈉、十二烷基硫酸鈉、司盤、OP－10、吐溫80）、國(guó)內(nèi)外產(chǎn)品11種（HNBill－1、HNBill－2、羥磺基甜菜堿、FQ－1、OEA－2、調(diào)剖劑、GCF－1、HY－6、HYFQ－A、HYFQ－B、HFFQ－C）。

1.1.3 試驗(yàn)條件

試驗(yàn)溫度為70℃。地層水使用模擬地層水（礦化度130g/L）。試驗(yàn)用油為牛23－斜25生產(chǎn)的牛25－C原油。

1.1.4 原油物性測(cè)定

用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，在2rad/min轉(zhuǎn)速下測(cè)定不同溫度下的黏度，測(cè)定80℃下原油的黏度與剪切速度的關(guān)系。

1.2 表面活性劑篩選

以溶解性和油水界面張力為篩選指標(biāo)［5］。用模擬地層水將表面活性劑配成0.3%溶液，觀察不同表面活性劑的溶解性。用TX－500C旋滴界面張力儀，在6 000rad/min（70℃）轉(zhuǎn)速下測(cè)定表面活性劑溶液與牛23－斜25原油的瞬時(shí)最低界面張力。試驗(yàn)結(jié)果表明，HFFQ－C、FQ－1、OEA－2、HY－6、GCF－1、羥磺基甜菜堿等6個(gè)樣品界面張力達(dá)到10－1mN/m級(jí)。

1.3 表面活性劑耐溫性評(píng)價(jià)

表面活性劑耐溫性能是重要指標(biāo)。試驗(yàn)將相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)（0.3%）下的表面活性劑溶液在高溫（140℃）下恒溫不同時(shí)間，測(cè)量其在70℃下與原油的界面張力，結(jié)果見表1。

表1 表面活性劑恒溫前后與原油界面張力變化試驗(yàn)結(jié)果mN/m

試驗(yàn)結(jié)果表明，F(xiàn)Q－1、OEA－2、HY－6在140℃下恒溫110h后，表面活性劑溶液與原油界面張力變化大，其耐高溫性能差。HFFQ－C的表面活性在140℃下恒溫110h界面張力與恒溫前相比變化小，耐溫效果最好，羥磺基甜菜堿、GCF－1次之。

1.4 表面活性劑耐鹽性評(píng)價(jià)

根據(jù)牛25－C砂體地層水礦化度范圍（27.5～155g/L），配制不同礦化度地層水和0.3%的HFFQ－C，GCF－1和羥磺基甜菜堿表面活性劑溶液，測(cè)定表面活性劑溶液與牛23－斜25原油的界面活性如表2所示。

表2 0.3%表面活性劑與原油界面張力隨礦化度變化試驗(yàn)結(jié)果mN/m

試驗(yàn)結(jié)果表明，3種表面活性劑都有較好的耐鹽性能，都達(dá)到低界面張力。

1.5 表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)優(yōu)選

70℃下，用試驗(yàn)地層水配制不同表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的溶液，測(cè)定各溶液與試驗(yàn)油間的界面張力，優(yōu)選不同界面張力的表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)值如表3所示。

表3 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)表面活性劑與原油界面張力試驗(yàn)結(jié)果mN/m

試驗(yàn)結(jié)果表明，表面活性劑溶液與原油的界面張力值隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加迅速降低，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.25%后，隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加界面張力降幅減緩，表面活性劑HFFQ－C、GCF－1在0.25%～0.4%內(nèi)能形成低界面張力，具有較好界面活性。

1.6 表面活性劑穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

以界面張力為評(píng)價(jià)指標(biāo)，研究表面活性劑界面活性隨時(shí)間變化規(guī)律。用試驗(yàn)地層水配制0.25%HFFQ－C和0.3%GCF－1和羥磺基甜菜堿溶液，靜置，間隔時(shí)間取樣，用界面張力儀測(cè)定在70℃下與牛23－斜25原油的界面張力值，分析表面活性劑的穩(wěn)定性如表4所示。

表4 表面活性劑溶液與原油界面張力隨時(shí)間變化試驗(yàn)結(jié)果mN/m

試驗(yàn)結(jié)果表明，隨溶液放置天數(shù)的增多，表面活性劑溶液與原油界面張力有平緩增長(zhǎng)趨勢(shì)，3種表面活性劑穩(wěn)定性好。

2 表面活性劑降壓增注試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)條件

試驗(yàn)巖心：制備試驗(yàn)巖心，測(cè)定其參數(shù)如表5所示。

表5 試驗(yàn)巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

試驗(yàn)溫度：110℃；試驗(yàn)用油：牛23－斜25脫氣原油；試驗(yàn)用水：礦化度13×104mg/L。表面活性劑：0.25%HFFQ－C溶液。

2.2 試驗(yàn)步驟及流程

（1）將巖心烘干后稱干重，抽真空飽和地層水，稱濕重，確定巖心的孔隙體積；

（2）將飽和地層水的巖心放入巖石夾持器中，加圍壓，110℃下恒溫2h以上，用地層水以0.05mL/min的速度，測(cè)定其水相滲透率；

（3）以低流速（0.01mL/min）油驅(qū)巖心至巖心末端不出水，后提高油驅(qū)速度，油驅(qū)10倍孔隙體積以上，計(jì)量驅(qū)出水的體積，計(jì)算束縛水飽和度，老化24h；

（4）用地層水以恒定速度（0.05mL/min）驅(qū)替巖心至出口端不出油，記錄驅(qū)替過(guò)程的壓力變化；

（5）以一定的注入速度，注入一定質(zhì)量分?jǐn)?shù)和體積的表面活性劑段塞；

（6）繼續(xù)以一定流速（0.05mL/min）水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，記錄驅(qū)替過(guò)程中的壓力變化；

（7）將巖心重新洗油、烘干，改變注入段塞大小或表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)（界面張力不同），重復(fù)步驟（1）～（6）。

試驗(yàn)流程如圖1所示：

圖1 巖心驅(qū)替試驗(yàn)流程

2.3 注入段塞大小對(duì)降壓效果的影響

2.3.1 試驗(yàn)設(shè)計(jì)

試驗(yàn)以表面活性劑溶液段塞大小為唯一變量。將巖心（氣測(cè)滲透率為35.68×10－3μm2）飽和油后分別注入0.3Vp、0.4Vp、0.5Vp、0.7Vp（Vp為孔隙體積）的表面活性劑溶液段塞，記錄注入表面活性劑段塞前后兩次水驅(qū)過(guò)程中的注入壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化［6－7］。表面活性劑：0.25%HFFQC，界面張力為0.244mN/m。

2.3.2 注入量為0.3PV時(shí)的降壓效果

巖心注入0.3Vp表面活性劑溶液段塞前后入口壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)變化的對(duì)比曲線見圖2（a）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)過(guò)程中，注入壓力不斷上升，在2.8Vp處達(dá)到峰值5.52MPa，后有小幅回落并逐漸穩(wěn)定在5.31MPa。注入0.3Vp的表面活性劑溶液段塞后，注入壓力下降，達(dá)到穩(wěn)定時(shí)的注入壓力為4.92MPa，降壓率為7.34%。

2.3.3 注入量為0.4Vp時(shí)的降壓效果

巖心注入0.4Vp表面活性劑溶液段塞前后入口壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)變化的對(duì)比曲線見圖2（b）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)的的壓力峰值為5.82 MPa，穩(wěn)定壓力為5.63MPa。注入0.4Vp的表面活性劑溶液段塞后，穩(wěn)定注入壓力為4.95MPa，降壓率為12.08%。

2.3.4 注入量為0.5Vp時(shí)的降壓效果

巖心注入0.5Vp表面活性劑段塞前后注入壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)變化的對(duì)比曲線見圖2（c）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)過(guò)程中，注入壓力不斷上升，在3Vp達(dá)到峰值5.67MPa，后回落并穩(wěn)定在5.5MPa。注入0.5Vp表面活性劑溶液段塞后，注入壓力迅速下降，穩(wěn)定在4.66MPa，降壓率為15.27%。

2.3.5 注入量為0.7Vp時(shí)的降壓效果

在注入0.7Vp表面活性劑溶液段塞前后入口壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)變化的對(duì)比曲線見圖2（d）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)過(guò)程中，注入壓力快速上升，在3.2Vp達(dá)到峰值5.86MPa，后下降并穩(wěn)定在5.69MPa。注入0.7Vp表面活性劑溶液段塞后，注入壓力迅速下降，并穩(wěn)定在4.73MPa左右，降壓率為16.87%。

可以看出，表面活性劑溶液段塞大小對(duì)降低注入壓力效果影響很大。注入段塞小，表面活性劑作用范圍小，降壓效果不明顯。隨段塞體積增加，降壓效果變好，但超過(guò)一定數(shù)值以后，降壓效果的變化趨緩，同時(shí)表面活性劑段塞的增大也意味著注入成本增加［8］。因此驅(qū)替中存在最優(yōu)的表面活性劑段塞尺寸，礦場(chǎng)上在進(jìn)行表面活性劑段塞驅(qū)降壓增注時(shí)，需在室內(nèi)先對(duì)注入段塞大小進(jìn)行優(yōu)化。

圖2 不同注入量對(duì)應(yīng)一次水驅(qū)及二次水驅(qū)壓力對(duì)比曲線

2.4 界面張力大小對(duì)降壓效果的影響

2.4.1 試驗(yàn)設(shè)計(jì)

試驗(yàn)用巖心氣測(cè)滲透率為31.2×10－3μm2。注入0.5Vp表面活性劑HFFQ－C，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.00 7%、0.008 5%、0.01%和0.015%，測(cè)得油水界面張力分別為0.326 1、0.074 5、0.008 0、0.000 4 mN/m。

2.4.2 界面張力為10－1mN/m級(jí)別時(shí)的降壓效果

巖心在一次水驅(qū)、注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.007%HFFQ－C溶液（3.261×10－1mN/m）段塞、二次水驅(qū)過(guò)程中注入壓力的變化曲線見圖3（a）。

結(jié)果表明，一次水驅(qū)過(guò)程中，開始驅(qū)替注入壓力急劇上升，在2.6Vp處達(dá)到峰值3.61MPa，后有小幅回落并穩(wěn)定在3.4MPa。注入0.5Vp0.007%HFFQ－C溶液段塞后，注入壓力緩慢下降，壓力平衡后降至3.14MPa，降壓率為7.65%。

2.4.3 界面張力為10－2mN/m級(jí)別時(shí)的降壓效果

巖心在一次水驅(qū)、注入0.008 5%的HFFQ－C溶液段塞、二次水驅(qū)過(guò)程中注入壓力的變化曲線見圖3（b）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)過(guò)程中，驅(qū)替的初始階段注入壓力急劇上升，注入0.5Vp后，注入壓力漸漸穩(wěn)定在3.49MPa。注入0.5Vp0.008 5%的HFFQ－C溶液段塞后，水驅(qū)壓力逐漸降低并穩(wěn)定在3.08MPa，降壓率為11.7%。

2.4.4 界面張力為10－3mN/m級(jí)別時(shí)的降壓效果

巖心在一次水驅(qū)、注入0.01%的HFFQ－C溶液段塞、二次水驅(qū)過(guò)程中注入壓力的變化曲線見圖3（c）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)注入壓力先急劇上升，在2.4Vp處達(dá)到3.62MPa，后回落并穩(wěn)定在3.51 MPa。注入0.5Vp0.01%的HFFQ－C溶液段塞后，注入壓力迅速下降并穩(wěn)定在2.89MPa，降壓率約為17.67%。說(shuō)明界面張力為10－3mN/m時(shí)，降壓效果非常明顯。

2.4.5 界面張力為10－4mN/m級(jí)別時(shí)的降壓效果

巖心在一次水驅(qū)、注入0.5Vp0.015%的HFFQ－C溶液段塞、二次水驅(qū)過(guò)程中注入壓力的變化曲線見圖3（d）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)注入壓力急劇上升，在2.5Vp處達(dá)到峰值3.57MPa，后回落并穩(wěn)定在3.48MPa。注入0.5Vp0.015%的HFFQ－C溶液段塞后，注入壓力迅速下降并穩(wěn)定在2.61MPa，表面活性劑段塞驅(qū)的降壓率約為25%。說(shuō)明界面張力為10－4mN/m時(shí)，降壓效果非常明顯。

圖3 不同界面張力對(duì)應(yīng)注入壓力變化曲線

可以看出，注入不同界面張力的表面活性劑溶液段塞，后續(xù)水驅(qū)注入壓力有著不同程度的下降，且隨著界面張力的降低，表面活性劑降壓率逐漸增高，降壓效果逐漸增強(qiáng)，最大降壓率達(dá)到25%。隨著油水界面張力的降低，有更多的原油被乳化，減小水相在巖心中的滲流阻力，降壓效果逐漸變好［9］。證明表面活性劑HFFQ－C是一種可行的降壓增注化學(xué)藥劑。

2.5 注入速度對(duì)降壓效果的影響

2.5.1 試驗(yàn)設(shè)計(jì)

巖心氣測(cè)滲透率為9.32×10－3μm2飽和油后，分別以0.03、0.05、0.1mL/min的速度進(jìn)行水驅(qū)，注入相同的表面活性劑溶液段塞（0.5Vp）后進(jìn)行二次水驅(qū)，二次水驅(qū)速度同一次水驅(qū)速度，記錄兩次水驅(qū)過(guò)程中的注入壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化。

表面活性劑：0.015%HFFQ－C，界面張力為0.000 4mN/m。

2.5.2 注入速度為0.03mL/min時(shí)的降壓效果

以0.03mL/min的速度水驅(qū)，在注入表面活性劑溶液段塞前后，兩次水驅(qū)入口壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化曲線見圖4（a）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)注入壓力不斷上升，在3Vp達(dá)到峰值4.55MPa，后回落并穩(wěn)定在4.1 MPa。注入0.5Vp表面活性劑溶液段塞后，以0.03 mL/min的速度驅(qū)替，注入壓力迅速下降并穩(wěn)定在3.43MPa，降壓率為16.64%。

2.5.3 注入速度為0.05mL/min時(shí)的降壓效果

以0.05mL/min的速度水驅(qū)，在注入表面活性劑溶液段塞前后，兩次水驅(qū)入口壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化曲線見圖4（b）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)注入壓力上升，在3Vp達(dá)到峰值5.67MPa，后回落并穩(wěn)定在5.5MPa。注入0.5Vp表面活性劑溶液段塞后，以0.05mL/min的速度驅(qū)替，注入壓力下降并穩(wěn)定在4.66MPa，降壓率為15.27%。

2.5.4 注入速度為0.1mL/min時(shí)的降壓效果

以0.1mL/min的速度水驅(qū)，在注入表面活性劑溶液段塞前后，兩次水驅(qū)入口壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化曲線見圖4（c）。

試驗(yàn)結(jié)果表明，一次水驅(qū)注入壓力上升，在2.5Vp處到達(dá)峰值6.8MPa，隨后注入壓力穩(wěn)定在6.55 MPa。注入表面活性劑溶液段塞后，以0.5mL/min的速度驅(qū)替，注入壓力下降并穩(wěn)定在6.0MPa，降壓率為9.73%。

可以看出，不同驅(qū)替速度下，注入壓力變化差別大。隨著注入速度的增加，一次水驅(qū)注入壓力升高，穩(wěn)定時(shí)間不斷延長(zhǎng)。當(dāng)流速大于0.05mL/min，降壓效果不明顯。因此，表面活性劑驅(qū)替過(guò)程中存在合理的注入速度范圍，優(yōu)化水驅(qū)速度，最大限度發(fā)揮降壓效果［2］。

3 結(jié) 論

（1）從16種表面活性劑中篩選出羥磺基甜菜堿、HFFQ－C和GCF－1等3種適應(yīng)牛25－C地層條件的表面活性劑。礦場(chǎng)應(yīng)用具體使用哪種表面活性劑，應(yīng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)比選。

（2）確定注入段塞、界面張力和注入速度等3個(gè)變量參數(shù)的礦場(chǎng)應(yīng)用界限參考值。

致謝 感謝中國(guó)石油大學(xué)（華東）李愛芬教授提供試驗(yàn)數(shù)據(jù)！

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