梁玉凱，于曉聰，袁 輝，闞長賓，陶世林，馬 丁

（1.中海石油（中國）有限公司海南分公司，海南?？?570311；2.中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）資源學(xué)院，湖北武漢 430074）

隨著油氣開發(fā)力度的不斷加大，油藏資源儲量不斷降低，油田保產(chǎn)難度逐漸加大。低滲透油藏以其分布廣泛、儲量豐富等特點，已逐漸成為各油田增油挖潛的重點對象［1-3］。WCXX油田ZJ1-3U/L油組位于南海西部，由于儲層物性差、天然能量不足而轉(zhuǎn)注水開發(fā)。該油組具有原油含蠟量高（25.25%）、滲透率低（測井滲透率16.3×10-3～24.1×10-3μm2、喉道直徑8.0×10-6～2.8×10-5m）等特點。在作業(yè)、洗井過程中，儲層流體返吐至井筒，在二次啟注過程中，由于部分原油返吐至近井儲層，回注生產(chǎn)水與原油的油水界面張力大，啟注壓力高，導(dǎo)致注水難度增大。

微乳狀液驅(qū)是提高采收率（EOR）技術(shù)中一種較為先進的方法，可使原油采收率提高到80%～90%［4-6］。因微乳液是既增溶油又增溶水的透明穩(wěn)定體系，液滴半徑在1～100 nm 之間，較乳狀液（直徑為微米級）更易進入目標(biāo)儲層細(xì)小孔喉，洗油效率更高。微乳液分為下相微乳液、中相微乳液和上相微乳液3 種類型［7］。其中，中相微乳液可與儲層殘余油形成混相，實現(xiàn)高效驅(qū)替，洗油效率遠(yuǎn)高于其他兩種類型的微乳液［8-12］?，F(xiàn)有的自發(fā)生成中相微乳液針對微乳狀液驅(qū)研發(fā)，其形成穩(wěn)定中相微乳液的時間一般為7 d［13］，在用于水井作業(yè)洗井后回注啟注液時的效果較差。本文優(yōu)選出可以與原油自發(fā)生成穩(wěn)定的防膨中相微乳液體系，以快速形成增溶能力較大的中相微乳液為指標(biāo)進行配方優(yōu)選，評價了該體系對地層水離子的適應(yīng)性、對地層原油的洗油效率及低滲透模擬巖心的降壓增注效果，并根據(jù)油藏儲層參數(shù)和注水參數(shù)設(shè)計了自發(fā)生成中相微乳液注入工藝，為礦場應(yīng)用提供參考。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

氯化鉀、正戊烷、正己烷、正庚烷、正辛烷、C4醇、C5醇、C6醇等，均為分析純；表面活性劑（見表1），工業(yè)級，青島優(yōu)索化學(xué)有限公司；WCXX油田生產(chǎn)水（回注水），離子組成（單位mg/L）：K++Na+12 968.78、Ca2++Mg2+679.82、Cl-20 738.25、HCO3-272.15，礦化度35 275.70 mg/L；WCXX 油田地層水，礦化度32 405.90 mg/L，離子組成（單位mg/L）：K++Na+11 935.34、Ca2++Mg2+626.92、Cl-19 539.33、HCO3-278.43；WCXX 油田原油，50 ℃下的黏度為3.84 mPa·s；石英砂，上高華硅礦業(yè)有限公司；油砂，用WCXX油田原油和石英砂自制。

表1 表面活性劑成分與類型

JJ2000B 旋轉(zhuǎn)滴全量程界面張力測量儀，上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司；202-0型臺式干燥箱，北京市永光明醫(yī)療儀器有限公司；HH-28水浴鍋，湖南力辰儀器科技有限公司；85-2A電磁攪拌器，金壇區(qū)西城新瑞儀器廠；索氏抽提器，天長市長城玻璃儀器制造廠。

1.2 實驗方法及評價指標(biāo)

（1）等效烷烴的確定

中相微乳液體系優(yōu)選需要開展大量評價實驗，由于原油顏色為黑色，形成的中相微乳液顏色形態(tài)及穩(wěn)定性不宜評價。因中相微乳液體系中沒有堿，不需要考慮堿與原油中酸性組分的反應(yīng)，因此，采用無色的模擬油代替原油。實驗方法為：測試原油及不同碳數(shù)的正構(gòu)烷烴與表面活性劑體系的界面張力，選擇與原油最接近的正構(gòu)烷烴作為原油的等效烷烴。原油等效烷烴碳數(shù)與測量的表面活性劑體系無關(guān)。

（2）中相微乳液“魚狀”相圖

在具塞錐形瓶中，依次加入質(zhì)量不同的表面活性劑體系、鹽水、模擬油（原油）和醇，在一定的攪拌速度下使之混合均勻，然后轉(zhuǎn)移至具塞并帶刻度的試管中，置于70 ℃水浴中至相平衡，同時觀察試管中各相的變化，記錄微乳形成時間和相穩(wěn)定時間。

在表面活性劑體系（S）、醇（A）、油（O）、鹽水（W）4個組分中，定義α為油在油水中所占的質(zhì)量分?jǐn)?shù)、β為表面活性劑體系在整個微乳液體系中所占的質(zhì)量分?jǐn)?shù)、ε為醇在整個微乳液體系中所占的質(zhì)量分?jǐn)?shù)。所有實驗的實驗溫度為70 ℃，油水質(zhì)量比為3∶7，鹽水采用與生產(chǎn)水礦化度相當(dāng)且具有防膨效果的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.5%的KCl 溶液。以表面活性劑體系濃度β為橫坐標(biāo)，以不同醇濃度ε為縱坐標(biāo)，得到中相微乳液體系的ε-β“魚狀”相圖。根據(jù)中相微乳液的增溶參數(shù)，可以求得中相微乳液的界面張力［14］，計算公式見式（1）。

式中，C—常數(shù)，通常取0.3，mN/m；SP*—體系增溶參數(shù)，為增溶油相體積與表面活性劑體積之比，mL/mL；γ*—中相微乳液與油相或水相的界面張力，mN/m。

（3）洗油效率評價

配制含油量15%的油砂，稱取5 g 于比色管中，加入10 mL微乳溶液，置于70 ℃水浴中，靜置1 h后取出；傾倒上層清液，加入10 mL地層水，置于70 ℃水浴中1 h，傾倒上層清液，反復(fù)用地層水沖洗3次；清洗后的油砂置于105 ℃烘箱內(nèi)烘干4 h；用索氏抽提方式測試油砂的殘余油含量。洗油效率計算公式見式（2）。

式中，X—洗油效率，%；K—油砂含油質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；m0—所稱油砂的質(zhì)量，g；m1—比色管內(nèi)油砂的殘余含油量，g。

（4）降壓增注效果

將0.150～0.074 mm（100～200 目）與0.048～0.038 mm（300～400目）石英砂按體積比3∶7混合后充填，自制填砂管巖心。填砂管直徑24.4 mm、長度300 mm，水測滲透率為13.28×10-3μm2，孔隙度為22.78%。將自制填砂管飽和地層水，測定巖心滲透率，計算巖心孔隙度；以0.3 mL/min 的注入速度飽和原油，70 ℃下老化24 h；然后以0.5 mL/min 的流量用生產(chǎn)水驅(qū)直至出口端壓力基本不變；接著以0.5 mL/min的流量注入1 PV洗油體系，在相同流量下繼續(xù)生產(chǎn)水驅(qū)替，直至出口端壓力穩(wěn)定。實驗溫度70 ℃。

2 結(jié)果與討論

2.1 原油等效烷烴的確定

烷烴數(shù)是影響微乳相態(tài)的重要因素［15］，模擬油的選擇首先要確定原油的等效烷烴數(shù)。測得不同碳數(shù)的烷烴（正戊烷、正己烷、正庚烷、正辛烷）、原油與表面活性劑體系的界面張力分別為0.1672、0.0786、0.0098、0.0771、0.0035 mN/m，正庚烷（C7）與表面活性劑體系的界面張力與原油最接近。因此，WCXX油田原油的等效烷烴數(shù)為7，即正庚烷。

2.2 中相微乳液體系優(yōu)選

2.2.1 中相微乳液表面活性劑優(yōu)選

微乳體系由表面活性劑、醇、油和鹽水組成。在一定的鹽濃度下，醇為調(diào)整中相微乳液親水親油平衡（HLB）值的關(guān)鍵助劑，醇在表面活性劑中的溶解速度是中相微乳液形成并穩(wěn)定的關(guān)鍵指標(biāo)。70 ℃下，不同類型表面活性劑與C5醇的互溶速度如表2所示。非離子型表面活性劑更容易形成中相微乳液，形成中相微乳液的時間在10 min以內(nèi)。陰離子型表面活性劑次之（僅有YLZ-3 低于10 min），而兩性表面活性劑僅有LXJ-3可形成中相微乳液。表面活性劑和醇的互溶速度與微乳液的HLB 值密切相關(guān)。若醇不能與表面活性劑互溶，將無法調(diào)節(jié)微乳液的HLB值，無法快速形成中相微乳液。非離子型表面活性劑具有較好的耐鹽性，耐溫性略差，但陰離子表面活性劑具有較好的耐溫、耐鹽性，通過兩兩復(fù)配可達(dá)到協(xié)同效應(yīng)。因此，根據(jù)實驗結(jié)果，優(yōu)選非離子型表面活性劑FLZ-3和陰離子型表面活性劑YLZ-3，體系配比需開展復(fù)配實驗研究。

表2 快速形成中相微乳液的表面活性劑優(yōu)選結(jié)果

2.2.2 表面活性劑復(fù)配體系

在70 ℃、3.5%KCl 水溶液條件下，開展FLZ-3和YLZ-3 的復(fù)配實驗。FLZ-3、YLZ-3 質(zhì)量比為0∶1～1∶0、醇加量為1%～3%（不同表面活性劑配比及濃度下的醇加量不同，但均在此范圍內(nèi)），實驗結(jié)果如表3 所示。隨體系中表面活性劑濃度的升高，中相微乳液體積增大。FLZ-3和YLZ-3復(fù)配體系形成的中相微乳液體積均大于FLZ-3、YLZ-3 單獨形成的中相微乳液。當(dāng)FLZ-3∶YLZ-3 為3∶1 時，在表面活性劑較低的加量（0.5%）下仍可形成中相微乳液，而且醇寬（形成中相微乳液最小醇加量到最大醇加量的范圍）較大，由此形成的中相微乳液受地層水的稀釋影響較小。因此，表面活性劑FLZ-3 與YLZ-3 適宜的復(fù)配比為3∶1，后續(xù)實驗均按此配比進行。

表3 表面活性劑復(fù)配比對中相微乳液體積的影響

2.2.3 中相微乳液助表面活性劑醇的優(yōu)選

醇具有調(diào)節(jié)體系HLB值的作用，通過調(diào)節(jié)表面活性劑在水和油兩相之間的分布形成微乳液。醇還可中和表面活性劑的極性電荷，減弱其排斥作用，穩(wěn)定微乳液［16］。C4醇、C5醇、C6醇等助表面活性劑對快速形成中相微乳液的影響如表4所示。隨助表面活性劑醇分子量的減小，短碳鏈醇與表面活性劑形成親水親油平衡界面膜的時間縮短，形成穩(wěn)定中相微乳液時間縮短。這有助于在注水井近井儲層快速形成中相微乳液并清洗儲層以降低注水壓力，順利轉(zhuǎn)注。同時，中相微乳液的穩(wěn)定性提高，受溫度影響波動較小。C6醇助表面活性劑形成的中相微乳液受溫度影響變化最大，溫度波動易析出絮狀物質(zhì)，堵塞低滲孔喉，導(dǎo)致注水壓力升高。3種醇助表面活性劑體系形成的中相微乳液油水界面張力差別較小，平均值分別為0.0134、0.0088、0.0118 mN/m，均達(dá)到了低界面張力的效果?，F(xiàn)場降壓增注作業(yè)需要考慮時效性和經(jīng)濟性，C5醇具有更大的增溶能力，且用量較低，因此，優(yōu)選C5醇作為中相微乳液體系的助劑。

表4 醇對中相微乳液形成的影響

2.2.4 原油與模擬油自發(fā)生成中相微乳液體系對比

在70 ℃、復(fù)配表面活性劑（S）加量約為5%、KCl 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為3.5%、C5醇（A）加量約2%的條件下，考察與原油和模擬油（正庚烷）形成中相微乳液的情況。由表5 可知，原油與模擬油形成的中相微乳液效果相當(dāng)，均可形成低界面張力中相微乳液，中相微乳液油水平均界面張力值分別為0.0146、0.0135 mN/m。對比兩個中相微乳液體系發(fā)現(xiàn)，原油形成的中相微乳液增溶能力（平均值為4.6 mL）較模擬油（4.7 mL）的略低，中相微乳液油水平均界面張力較模擬油的僅高0.0011 mN/m。

表5 模擬油與原油形成的中相微乳液體系對比

2.3 自發(fā)生成中相微乳液體系性能評價

2.3.1 地層水離子的影響

中相微乳液增溶能力易受水相中離子類型及離子濃度的影響。將地層水與3.5%KCl 鹽水按不同的體積比混合后用于中相微乳液的配制，地層水加量對中相微乳液性能的影響如表6所示。當(dāng)KCl鹽水中地層水的混入量低于50%時，地層水中的離子對中相微乳體系的增溶能力沒有影響；當(dāng)混入量大于50%時，增溶能力略有降低，但中相微乳液油水界面張力的變化較小，仍處于10-2mN/m 低界面張力數(shù)量級范圍內(nèi)。

表6 地層水加量對中相微乳液性能的影響

2.3.2 洗油效率

配制表面活性劑濃度不同的中相微乳液體系，基于“魚狀”相圖醇中線確定醇的最佳加量，測得該體系的洗油效率如表7所示。中相微乳液均達(dá)到了10-2mN/m 的低界面張力。對含油量為15%的油砂清洗后，洗油效率均達(dá)到99%以上，較文獻［17］中十二烷基苯磺酸鈉（DDBS）微乳體系的洗油效率（88.9%）大幅提高，油砂由黑色變?yōu)榘咨Ρ劝l(fā)現(xiàn)，自發(fā)生成的中相微乳液體積越大（6.8 mL），洗油效率越高（99.7%）。

表7 自發(fā)生成中相微乳液的洗油效率

2.3.3 降壓增注效果

將5%表面活性劑體系+2.3% C5醇+3.5% KCl溶液作為洗油體系配方，對巖心進行驅(qū)替實驗。由圖1 可見，巖心在一次水驅(qū)中，驅(qū)替壓差（注入壓力與大氣壓力之差）迅速上升至0.46 MPa，然后趨于平穩(wěn)；在水驅(qū)1.81 PV后，注入1.07 PV洗油體系，此時巖心中的剩余油與洗油體系結(jié)合，自發(fā)生成中相微乳液，油水界面張力大幅降低，加之巖石表面親水性進一步加強，固液界面能減小，因此驅(qū)替壓差迅速降至0.23 MPa。與初始水驅(qū)驅(qū)替壓差相比，體系降壓率為50.0%，降壓效果明顯。

圖1 模擬巖心降壓增注效果對比

2.4 自發(fā)生成中相微乳液注入工藝設(shè)計

2.4.1 自發(fā)生成中相微乳液注入濃度設(shè)計

利用模擬油配制中相微乳液，評價表面活性劑和醇加量對中相微乳液邊界的影響，并繪制“魚狀”相圖，結(jié)果如圖2 所示。自發(fā)生成中相微乳液注入表面活性劑（S）和醇（A）的最大濃度，為其隨注入水稀釋后仍能保持中相微乳液的最長距離，即，注入水稀釋線與中相微乳液“魚狀”相圖的兩個交點A點和B 點的間距最大。利用最優(yōu)化方法，計算得到稀釋線方程為：y=x-3.68，A點坐標(biāo)為（7.01，3.33），B點坐標(biāo)為（5.14，1.46）。因此，起始注入的表面活性劑加量為7.01%、醇加量為3.33%。表面活性劑的起始加量為7.01%，中相微乳液中表面活性劑的最低加量為1%?？紤]現(xiàn)場作業(yè)余量，表面活性劑適宜的加量為1%～8%。在表面活性劑加量為1%時，中相微乳液需要的醇加量為1.5%；在表面活性劑加量為7.01%時，醇加量為3.33%?？紤]現(xiàn)場作業(yè)余量，醇的適宜加量范圍為1.5%～3.5%。

圖2 注入水稀釋線與中相微乳液“魚狀”相圖相交示意圖

2.4.2 自發(fā)生成中相微乳液注入半徑設(shè)計

自發(fā)生成中相微乳液注入的半徑需要大于油層臨界注入速度下的半徑。WCXX 油田低滲透油組的臨界注入流量實驗值為0.54 mL/min，注入速度為7.92 m/d。在實際油層17.8 m、注水量540 m3/d的條件下，計算注水速度與注水半徑的關(guān)系［18］。由圖3可知，在實際注水量下，注入半徑為3.0 m時，對應(yīng)的注水速度為8.05 m/d（＞7.92 m/d）。小于3.0 m的注水區(qū)域均是超過臨界注水速度的區(qū)域，是低滲油藏注水過程中降壓增注的關(guān)鍵區(qū)域。因此，設(shè)計中相微乳液處理半徑為3.0 m。

圖3 WCXX油田注水半徑與注入速度的關(guān)系

2.4.3 自發(fā)生成中相微乳液注入量設(shè)計

在轉(zhuǎn)注之后，中相微乳液的前端能到達(dá)儲層半徑3.0 m 處，目標(biāo)儲層的中相微乳液量需要達(dá)到100.61 m3，由此確定自發(fā)生成中相微乳液的注入量。為使稀釋線到達(dá)B點后仍保持中相微乳液的狀態(tài)，在注入表面活性劑加量為7.01%的中相微乳液后，注入水中需要補充醇才能使微乳液一直處于中相。表面活性劑加量為7.01%的中相微乳液段塞加量為Q1，后續(xù)添加含醇水溶液量為Q2，醇的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為x，建立方程組如下：

計算得到，中相微乳液最小處理液量Q1為14.35 m3。中相微乳液處理后，持續(xù)注入含有1.2%醇的水溶液86.25 m3，然后轉(zhuǎn)正常注水，此時3.0 m 半徑的儲層均被中相微乳液清洗，可達(dá)到98%以上的洗油效率。

為減少地層水對中相微乳液洗油效率的影響，在水井啟注時，先注入50 m33.5%的KCI溶液，然后轉(zhuǎn)注中相微乳液?？筛鶕?jù)兩次驅(qū)替壓差分析降壓增注的效果，并判別是否存在無機堵塞，及時實施解堵措施，保障注入井的注水量。

3 結(jié)論

優(yōu)選出一種快速自發(fā)生成的中相微乳液體系，體系組成為：1%～8% FLZ-3/YLZ-3 復(fù)配表面活性劑體系、1.5%～3.5% C5醇和3.5% KCl 水溶液。在70 ℃下，該體系可在15～30 min內(nèi)自發(fā)生成穩(wěn)定中相微乳液體系，達(dá)到10-2mN/m低界面張力水平，對含油量15%油砂的洗油效率大于99%，對低滲透率巖心的降壓效果可達(dá)50.0%。

中相微乳液體系的表面活性劑及醇濃度都較高，價格較貴。因此基于注水參數(shù)、微乳液“魚狀”相圖特征，設(shè)計了自發(fā)生成中相微乳液的最小注入量。即先注入7.01%表面活性劑+3.33% C5醇+3.5% KCl 溶液14.35 m3，然后補充1.2%醇溶液86.25 m3，使該體系在儲層半徑3.0 m范圍內(nèi)始終保持中相微乳液狀態(tài)，達(dá)到降壓增注的目的。