目前稠油开采的主要方法有蒸汽驱、热水驱和蒸汽吞吐等热力采油方法。在稠油热采过程中，由于稠油与蒸汽密度和粘度的差异，常常导致蒸汽重力超覆和指进，导致蒸汽开采体积波及系数降低；另一方面，即使在蒸汽所波及的区域，由于受岩石-原油-水体系界面特性的影响，有很大一部分稠油不能从岩石表面剥离下来，降低了原油的最终采收率[1-10]。为解决上述问题开展了热/化学驱油技术。即在热采过程中加入一些特定的化学剂来增大其波及系数和洗油效率，从而提高稠油最终采收率。
为提高稠油热水驱采收率，研究了商品代号为LC的表面活性剂及与碱复配后的理化性能，并分别进行了热水/表面活性剂和热水/碱/表面活性剂复合驱替试验，研究了LC浓度对采收率的影响。
试验用油为胜利油田孤岛三区原油，进行室内脱水脱气处理。其粘温曲线如图 1所示。
试验用表面活性剂LC为胜利油田地质院提供，有效固含量为40%。其主剂为阴离子型表面活性剂。试验用碱NaOH(国药集团化学试剂有限公司)为片状分析纯试剂。
试验用水为孤岛三区地层水，其矿化度及离子组成见表 1，为重碳酸钠水型。
油水界面张力的降低可以提高采收率，其主要机理为：
(1) 可以减小贾敏效应，降低水流阻力而提高热水驱波及体积；
(2) 可降低乳状液产生所需要的界面功，从而易于生成乳状液；
(3) 可以减小把油滴从岩石表面剥离下来所需克服的黏附功，提高热水驱的洗油效率。
用地层水配制不同质量浓度(商品浓度)LC溶液及LC/NaOH复配溶液，在70 ℃条件下用Texas—500型旋滴界面张力仪测定油水动态界面张力。图 2和图 3分别为不同浓度LC溶液、LC/NaOH复配溶液与原油之间的动态界面张力曲线。
由图 2可以看出，界面张力对活性剂浓度的敏感性很差，界面张力平衡值维持在10-1mN/m数量级之内，在很大的浓度范围内均不能形成超低界面张力。因此，选择LC与NaOH复配进行界面张力测定。
由图 3可以看出：单独的NaOH溶液与原油之间不能形成超低界面张力，其界面张力平衡值维持在10-2mN/m数量级；当其与LC进行复配后界面张力明显降低能形成超低界面张力且油滴很快被拉断，可见碱与活性剂LC有很好的协同效应。
表面活性剂在地层中的吸附损耗直接影响驱油效率，因此，研究表面活性剂的吸附特性对复合驱配方筛选及驱油机理的研究具有重要意义。
试验采用固液质量比为1:6(统一使用5 g石英砂与30 g溶液)，不同浓度表面活性剂溶液与石英砂(100目以上与80目~100目的比例为2:1)配制，置于三角瓶中。将三角瓶口用塞子密封，放在恒温振荡水浴中，在试验温度(70 ℃)下振荡24 h后取出，用高速离心机分离，取上部清液，用两相滴定方法进行吸附前后浓度测定，经计算得到静态吸附量，并绘制等温吸附量曲线，如图 4所示。
由图 4可知，在低表面活性剂浓度下吸附量缓慢上升，随着浓度的增大，吸附量上升速度加快，当表面活性剂浓度为1.0%时基本达到吸附平衡，继续增大活性剂浓度其吸附量趋于稳定，其吸附量为3.618 5 mg/g。
用地层水配制有效质量分数为1.0%的表面活性剂溶液，表面活性剂初始浓度为4.838 mmol/L，取一定体积装入不同安瓿瓶并密封，放入高温罐，置于高温下，每隔一段时间取样用两相滴定法进行浓度分析，并绘制耐温曲线图。
由图 5可以看出，表面活性剂LC在150 ℃下具有很好的耐温性能，放置10天后其浓度基本不再发生变化，且与原浓度比值大于0.9。在200 ℃下耐温性能较差，初期随放置天数的增加浓度降低较快，10天后浓度下降速度明显降低，15天时C/C0大于0.5，30天后其浓度与原浓度比值为0.486，因此其半衰期在15天以上，可以用做稠油热采添加剂。
用地层水配制不同质量浓度的表面活性剂溶液，按质量比为2:8和3:7与孤岛三区脱水原油混合，搅拌均匀并观察乳化效果。用NDJ-75旋转粘度计在70℃下测试生成的乳状液粘度，计算降粘率。试验结果见表 2。
从试验结果可以看出，表面活性剂具有很好的降粘效果，在较大浓度范围内降粘率都在85%以上。当混合比例为3:7时，活性剂浓度在0.42%~2.08%时，降粘率都大于95%，相比而言，混合比例为2:8时效果差一些。
热水/活性剂驱室内驱替装置如图 6所示，试验用石英砂(同上)填充长300 mm，直径25 mm的松散岩心，原油为孤岛三区脱水原油。表面活性剂溶液(商品浓度)与热水由两台平流泵分别进行控制，表面活性剂与热水在进入填砂管之前进行混合而进入岩心。试验过程中保持烘箱与注入驱替介质温度为150 ℃，设置回压为1.0 MPa，表面活性剂与热水同时注入，直到产出液含水率为100%时停止试验。
本试验对不同驱替试验进行编号，表 3为热水/表面活性剂驱替试验结果，活性剂浓度为商品浓度。
图 7为热水/表面活性剂复合驱采收率曲线。由图 7可以看出，复合驱采收率均大于单纯热水驱，且随着表面活性剂浓度的增大而提高。当活性剂浓度为0.1%、0.3%、0.5%时采收率分别为58.64%、62%、63.1%，比热水驱提高了2.64%、6%、7.1%，提高幅度明显；继续提高活性剂浓度至0.8%、1.6%，与热水驱相比采收率分别提高7.56%、10.4%，采收率提高效果不太明显。
表 4为热水/碱/表面活性剂复合驱试验数据，其中碱为NaOH，浓度为0.5%。图 8为热水/碱/表面活性剂复合驱采收率曲线。
由图 8可以看出，热水/碱/活性剂复合驱采收率均大于热水/碱复合驱采收率，当活性剂浓度为0.1%、0.3%、0.5%时，采收率分别为71%、74.1%、78.05%，比热水/碱复合驱提高3.8%、6.9%、10.85%，提高采收率效果显著。结合图 7可以看出，活性剂浓度相同时，热水/碱/活性剂驱比热水/碱驱采收率提高幅度与热水/活性剂驱比热水驱采收率提高幅度相比效果要好，说明碱与表面活性剂有很好的协同效应，与动态界面张力结果一致。
(1) 表面活性剂LC与原油动态界面张力维持在10-1mN/m，当与碱复配时则可以达到超低界面张力。
(2) 表面活性剂在150℃时具有很好的耐温性能，200℃下半衰期也在15天以上；在较宽浓度范围内有良好的降粘效果。因此，可以用作稠油热/化学驱添加剂。
(3) 动态驱替试验表明：加入活性剂可以提高采收率，当浓度在0.1%~0.5%时效果明显；当与碱复配时两者具有协同效应，采收率提高幅度增大。
2011, Vol. 40 Issue (2): 175-178
2011, Vol. 40 Issue (2): 175-178