高盐油藏提高采收率的室内研究

王烁，刘文博

（长江大学， 湖北 武汉 430100）

高盐油藏提高采收率的室内研究

王烁，刘文博

（长江大学， 湖北 武汉 430100）

高盐油藏在水驱采油之后仍有相当一部分原油滞留在地层中，很难将其采出，因此可选用化学方法动用，但高盐油藏地层水矿化度相对较高，温度相对较高，普通表面活性剂很难满足如此苛刻条件下的油藏环境。因此需要将表面活性剂进行复配，充分发挥各种活性剂的优势，进而达到提高采收率的目的。针对玉门油田鸭儿峡 L油藏地层水矿化度的特点，采用阴离子-两性表面活性剂复配，通过测定不同复配比和活性剂浓度下的油水界面张力，最终确定了适用于L油藏的表面活性剂驱油复配体系。实验表明在石油磺酸盐A与C14BE复配比为1:4、1:3，总浓度为0.6%、0.1%时，油水界面张力达到了10-3mN/m级别。此驱油配方适用于L油藏提高采收率的要求。

石油磺酸盐；两性表面活性剂；复配体系；提高采收率

油田经过注水开发后，二次采油的最终采收率一般仅为 40%左右[1]，如何最大限度的提高原油采收率，是多年来国内外共同关注的话题。在众多开发的油藏中，高盐油藏具有较大的开发难度。玉门油田鸭儿峡 L油藏地层水矿化度较大（5 600 mg/L），其中钙镁离子含量较高，普通表面活性剂很难适用如此高矿化度的油藏，因此选择合适的表面活性剂对L油藏提高采收率至关重要。

高温高盐油藏的普遍特征为：（1）油藏的埋藏深度达 3 000 m，储层非均质性严重[2]且物性差异大；（2）渗透率为5～70 mD，孔隙度为15%～20%；（3）油藏温度较高可以达到 120～150 ℃地层温度梯度为3.8 ℃/100 m；（4）异常高压，原始地层压力大 57.5～71.9 MPa，气油比高达 250～425 m3/t；（5）地层原油密度 0.48～0.571 5 g/cm3，地面原油密度0.806 3 ～ 0.816 0 g/cm3[3]；（6）地层原油粘度0.245～0.273 mPa·s，地面原油粘度 4.9～80 mPa·s。油藏地层水属于超饱和盐水，总矿化度高达30×104～37×104mg/L[11]，产出液呈弱酸性，综合含水率高，采油速度和采出程度较低[4]，具有很大的开发开采价值。

鸭儿峡油田地面海拔2 400 ～ 2 600 m，已探明地质储量1149×104t，含油面积10.35 km2，可采储量 330×104t；平均孔隙度 21%，油层有效厚度为16.2 m，渗透率为 358×103µm2。L油藏的沉积厚度为55.6～98.7m，油井大部分埋深2 570 ～ 2 700 m之间。鸭儿峡L油藏地层水矿化度较高达到了56 000 mg/L，属于典型的中高盐油藏。

目前油田常用的驱油表面活性剂主要有阴离子表面活性剂、非离子表面活性剂和两性表面活性剂[5,6]。阴离子表面活性剂具有较高的油水界面活性高、耐温性好的特点，但耐盐性差；非离子表面活性剂的耐盐、耐多价阳离子性能好，但在地层中的稳定性差，岩石对它的吸附量比对阴离子表面活性剂的吸附量高，而且非离子表面活性剂不耐高温，价格也高，非离子高温下氢键容易发生断裂，导致表面活性剂分子溶解性变差，出现浊点[7]；两性表面活性剂大多数都可以用于高矿化度、较高温度的油层，且能大大降低非离子与阴离子表面活性剂复配时所产生的色谱分离效应[8]。虽然表面活性剂在一定程度上可以达到降低界面张力的效果，但是在地层复杂的条件下，每种表面活性剂都具有一定的适用范围，在地层中由于高温高矿化度条件，表面活性剂的界面活性无法达到最佳，因此需要将多种表面活性剂通过一定的比例进行复配，这样一方面可以充分发挥各种表面活性剂的优势，克服单一表面活性剂的局限性，另一方面还可以降低表面活性剂的使用成本[9]，最重要的是可以使得采收率得到提高。此外，表面活性剂之间还能够有一定的左右，通过表面活性剂复配后的溶效果若比单一表面活性剂效果好，则称活性剂之间具有较好的协同效应。

对表面活性剂能否适用于该油藏则主要考虑以下几个方面：首先要根据表面活性剂自身的结构特点及其在水溶液中的性质，选择出适当的表面活性剂单剂并考察其界面活性[10]；其次，进行表面活性剂的复配，要求所选择的表面活性剂的驱油体系可以较大幅度的降低油界面张力，油水之间的界面张力最好能够达到10-3mN/m数量级；同时，要求表面活性剂要有一定的耐温抗盐性能，因为随着油藏向更深的地方开发，地层的温度越来越高，这会改变表面活性剂的性能，使得表面活性剂体系没有了本该起到的驱油效果；最后，所选用的表面活性剂最好易制得，且廉价，在现实应用中，虽然有的表面活性剂体系具有很好的驱油效果，但是由于其本身的投入过高，也不能很好的应用于实际的生产当中。

鸭儿峡L油藏地层水矿化度为56 000 mg/L，其中钙镁离子含量较高，因此可以考虑选择耐温、耐盐的阴离子和良性表面活性剂复配，通过控制复配比测定油水界面张力，筛选适用于此油藏的表面活性剂驱油体系。

1 实验部分

1.1 实验材料

分析天平、TX500C旋转滴界面张力仪、石油磺酸盐A、十四烷基甜菜碱（C14BE）、鸭儿峡L油藏脱气原油、实验室模拟地层水。

1.2 试剂配制

1.2.1 配制表面活性剂母液

用电子分析天平分别称取5 g磺酸盐A和5 g C14BE，将磺酸盐A与C14BE配制表面活性剂质量浓度为5%的母液，为后期稀释做准备；

1.2.2 配制模拟地层水

L油藏地层水矿化度为52 086 mg/L，地层水中各种离子的含量如表1所示。

表1 油田地层水水质成分表Table 1 Injection water quality of oil field

根据水质成分可以计算出每升地层水中所需的各种化学物质的用量，配制成模拟地层水，可以在实验室中模拟地层水条件进行表面活性剂的筛选和复配工作。

1.2.3 表面活性剂的复配及筛选

正磺酸盐型阴离子表面活性剂虽然有较好的界面活性和耐高温的特点，但是在油藏矿化度较高的情况下无法单独使用，因此可以考虑将其与有较好耐盐性的两性表面活性剂进行复配，充分发挥各自的作用。本文选择了石油磺酸盐A与十四烷基甜菜碱（C14BE）进行复配，通过测定不同复配比、不同活性剂浓度下油水界面张力，最终筛选出能够使油水界面张力的表面活性剂驱油有效降低的体系。之中表面活性剂的复配筛选包含：

（1）磺酸盐A与C14BE复配，配制当复配比为1∶9，活性剂浓度分别为0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%，模拟地层温度达到50℃时，运用TX500C旋转滴界面张力仪测定复配体系与L油藏脱气原油的界面张力；

（2）磺酸盐A与C14BE复配比为1∶5，活性剂浓度分别为0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%时，，运用TX500C旋转滴界面张力仪模拟地层温度为50℃时测定复配体系与L油藏脱气原油的界面张力；

（3）磺酸盐A与C14BE比为1∶4，活性剂浓度分别为0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%，模拟地层温度为50 ℃时，测定复配体系与L油藏脱气原油的界面张力；

（4）磺酸盐A与C14BE复配比为1∶3，活性剂浓度分别在0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%情况下，测定复配体系与L油藏脱气原油的界面张力；

2 实验结果与讨论

2.1 磺酸盐A/ C14BE=1∶9

分别取适量浓度为5%的磺酸盐A与C14BE溶液于25 mL容量瓶中，再往里面加入模拟地层水稀释至刻度线，在此复配比下分别配制总浓度为0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%，并且在 50℃的温度下用界面张力仪分别测定5组不同浓度的表面活性剂与油水界面张力，并记录界面张力在稳定时的数值，得到的结果如表2所示。

表2 磺酸盐A/C14BE=1∶9时的界面张力Table 2 The interfacial tension of petroleum sulfonate/C14BE=1∶9

从表2中可以看出当磺酸盐/C14BE=1∶9时，活性剂总浓度为0.1%～0.8%，油水界面张力有明显的降低，但变化较小，界面张力最低维持在 10-2mN/m刻度，没有达到超低界面张力（10-3mN/m）并且界面张力大致的变化情况伴随活性剂浓度的增加，界面张力也在不断增加。因此在此复配比条件下，驱油体系没有较高的界面活性，需要进一步控制复配比考察其界面活性。

2.2 磺酸盐A/ C14BE=1∶5

分别取一定量的浓度为5%的磺酸盐A与

C14BE溶液于25 mL容量瓶中，加入模拟地层水稀释至刻度线，在磺酸盐/C14BE=1∶5条件下分别配制总浓度为0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%混合溶液，用界面张力仪测定五组混合溶液与原油的界面张力在模拟地层温度为50 ℃时，得到的结果如表3所示。

表3 磺酸盐A/C14BE=1∶5时的界面张力Table 3 The interfacial tension of petroleum sulfonate/C14BE=1∶5

由表3可以看出，当磺酸盐A/C14BE=1∶5时，随着活性剂浓度的增加，界面张力的变化出现先增加后下降的趋势，界面张力值最小时活性剂总浓度为0.1%，说明此时的驱油体系有一定的降低界面张力的能力，但效果不显著且界面张力值没有达到超低界面张力的水平，要想达到超低界面张力需要进一步控制复配体系。

2.3 磺酸盐A/ C14BE=1:4

在磺酸盐/C14BE=1:4条件下分别配制总浓度为0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%混合溶液，在模拟地层温度为50 ℃条件下用界面张力仪分别测定五组混合溶液与原油的界面张力，得到的结果如表4所示。

表4 磺酸盐A/C14BE=1∶4时的界面张力Table 4 The interfacial tension of petroleum sulfonate/C14BE=1∶4

从图4可以看出，当磺酸盐A/C14BE=1:4时随着活性剂浓度的增加，油水界面张力变化情况是先下降后上升，当活性剂总浓度为0.4%时，界面张力值达到最低值7.60×10-3mN/m，说明在此浓度下两种表面活性剂能够互相协同增效，能够使界面张力达到超低。因此在磺酸盐A/C14BE=1:4，活性剂总浓度为0.4%时，磺酸盐A与C14BE具有较好的协同效应，在实验过程中，油滴的大致变化为：最开始的形状为球形，随着时间的延长油滴逐渐拉伸变长，最终达到细长的稳定状态。在浓度为0.4%时界面活性最高，可以考虑将此配方作为L油藏的驱油表面活性剂。

2.4 磺酸盐A/ C14BE=1:3

在磺酸盐A/C14BE=1:3条件下分别配制总浓度为0.1%、0.2%、0.4%、0.6%、0.8%混合溶液，在模拟地层温度为50℃条件下用界面张力仪分别测定五组混合溶液与原油的界面张力，得到的结果如表5所示。

表5 磺酸盐A/C14BE=1∶3时的界面张力Table 5 The interfacial tension of petroleum sulfonate/C14BE=1∶3

由表5可以看出磺酸盐A/C14BE=1∶3，随着活性剂总浓度的增加，油水界面张力变化情况是先上升后下降，当总浓度为0.1%时，油水界面张力值达到最低6.80×10-3mN/m，为超低界面张力，说明此时两者具有较高的协同效应，界面活性最高，，油水界面张力值随着浓度的增加而增加，在浓度为0.4%时，达到最大值为0.097 6 mN/m，此时协同效应不够明显，随后界面张力值开始下降，但是仍无法达到超低界面张力的状态。因此，在磺酸盐A/C14BE=1∶3，活性剂浓度为0.1%时，复配体系具有较高的界面活性，符合作为L油藏的驱油剂的条件。

2.5 复配体系与原油的动态关系

通过以上复配体系的筛选，最终确定在石油磺酸盐A/C14BE=1∶4，1∶3，活性剂总浓度为0.6%、0.1%时，复配体系与原油的界面张力达到超低界面张力。因此这两种情况下的复配体系，均可以作为L油藏的驱油剂。在实验室运用界面张力仪进行测定复配体系与原油界面张力时，伴随着油滴的变化，使界面张力值出现了一些变化，界面张力值的动态变化过程如图1所示。

图1 界面张力与时间变化关系Fig.1 The relationship between interfacial tension and time

从图1可以看出，随着时间的变化，在前15 min内界面张力值下降速度明显，复配比为4∶1，活性剂总浓度为0.6%的复配体系其下降的程度较复配比为3∶1，活性剂总共度为0.1%时下降的程度大，在15～35 min时，界面张力值成规律降低，但是下降的趋势并不明显，属于缓慢的下降，在35 min以后，界面张力值达到了动态平衡。此后随着时间的增加，界面张力值基本不发生变化，因此可以判断界面张力值相对处于比较稳定的水平，并且已经达到了超低界面张力。

在室内整个测定界面张力过程中油滴在复配体系中的变化程度为：首先为球形，随着时间的推移，油滴逐渐拉伸变成椭圆形状，随着时间的增加，界面张力值不断下降，油滴的形状也发生明显的变化，油滴由椭圆形逐渐拉伸而变的细长，随后再随着时间的增加，“棒状”油滴形状基本维持稳定，界面张力值也不再发生变化，达到动态平衡。油滴变化的大致三个过程如图2所示。

图2 油滴变化过程Fig.2 The change process of oil droplets

3 结 论

（1）根据玉门油田L油藏矿化度高的特点，再根据表面活性剂的性质，筛选了复配剂阴离子表面活性剂（磺酸盐A）和甜菜碱型两性表面活性剂（C14BE）；

（2）实验室条件下，根据L油藏地层水水质特点，通过计算配制成模拟地层水进行复配，为了获得较高界面活性的驱油剂，需要控制复配比以及活性剂总浓度；当磺酸盐A/C14BE=1:9和1:5，活性剂总浓度为0.1%～0.8%时，复配剂与原油的界面张力值相对处于较低的水平状态，但效果不明显，无法达到超低界面张力的水平，且在实验过程中，油滴从球形变为椭圆形，最后基本没有变化；当磺酸盐A/C14BE=1:4、1:3，活性剂总浓度为0.6%、 0.1%时，不仅复配体系降低油水界面张力的效果比较明显，而且界面张力值达到稳定时可维持在超低界面张力水平状态，其界面张力分别为7.60×10-3mN/m和 6.80×10-3mN/m；

（3）通过对表面活性剂复配体系在不同条件下的筛选，最终找到了最适宜与鸭儿峡L油藏的表面活性剂驱油的配方为磺酸盐A/C14BE=1:4、1:3，活性剂总浓度为0.6%、 0.1%。

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Indoor Study on Enhanced Oil Recovery in High-salt Reservoirs

WANG Shuo, LIU Wen-Bo
(Yangtze University, Hubei Wuhan, 430100, China)

High-salt reservoirs still have a considerable portion of crude oil trapped in the formation after the water flooding, and it is difficult to extract it. Therefore, the chemical treatment process need be used. However, the salinity and temperature of the high-salt reservoir are higher, and common surfactants are difficult to meet the harsh conditions of the reservoir environment. Therefore, it is necessary to mix the surfactants to give full play to the advantages of various active agents in order to achieve the purpose of improving oil recovery. In this paper, according to the characteristics of the mineralization degree of the formation in Yaerxia L reservoir, anion surfactant and amphoteric surfactant were compounded, through determining the oil-water interfacial tension under different mixing ratios and active agent concentrations, compounded surfactant flooding system was determined. The experimental results show that the interfacial tension of oil and water is 10-3mN / m when the ratio of petroleum sulfonate A and C14BE is 1: 4, 1:3 and the total concentration is 0.6% and 0.1%. This flooding formulation is suitable for enhancing oil recovery in L reservoir.

Petroleum sulfonate; Amphoteric surfactant; Compound system; Enhanced oil recovery

TE 327

A

1671-0460（2017）11-2258-04

2017-03-23

王烁（1992-），男，江苏扬州人，在读硕士研究生，研究方向：主要从事油田化学方面研究。E-mail：872761665@qq.com。