随着中高渗油藏可采储量的减少，低渗透油藏的开发越来越引起了人们的重视[1]。表面活性剂驱被证明是一种极有前途的提高低渗油田的采收率技术[2-5]。目前低渗油藏表面活性剂驱筛选的主要依据是其能否使油水界面张力达到超低，对表面活性剂的乳化能力及改变岩石润湿性能力并未给予足够的重视。中高渗油藏化学驱研究表明，表面活性剂的乳化能力[6]及改变岩石润湿性能力[7]等对提高原油采收率也具有重要影响。本试验通过降低油水界面张力能力、乳化能力、改变岩石润湿性能力、吸附能力以及驱油效率的评价，研究了表面活性剂SHSA-03-JS用于江苏油田沙七断块油藏表面活性剂驱的性能，并对低渗透油藏表面活性剂驱油机理进行了探究。
沙七断块位于高邮市沙埝镇北，南邻富民油田，可采储量50多万吨。该区储层物性相对较差，属中孔低渗储层，其中孔隙度平均为21.9%，渗透率平均值为51.1×10-3 μm2，渗透率变异系数在0.7左右。该断块经历20多年的注水开发，目前已进入高含水开发后期。为提高开发效果，提出了在该区开展表面活性剂驱的三次采油先导试验。目前适于驱油的表面活性剂主要有磺酸盐类、羧酸盐类、非离子表面活性剂、非离子-阴离子表面活性剂以及烷基多糖苷和gemini(孪连)表面活性剂等，后两种表面活性剂由于成本较高并未得到推广应用，磺酸盐类和羧酸盐类表面活性剂的耐盐性较差，非离子表面活性剂耐温性能不好，非离子-阴离子表面活性剂因其抗盐能力强、地层吸附损失小等优点而引起了人们的重视[8-9]。室内经过对国内现有的驱油表面活性剂体系的初步筛选，发现表面活性剂SHSA-03-JS具有较好的界面活性，而且这种表面活性剂在油藏岩石上具有较低的吸附量，与沙七断块油水具有较好的配伍性，可以满足江苏油田沙七断块进行表面活性剂驱油的要求。因此初步确定表面活性剂SHSA-03-JS为沙七断块表面活性剂驱的首选表面活性剂。
Texas-500型旋转滴界面张力仪、Data Physics DCAT表/界面张力-动态接触角测量仪、UV2802型紫外可见分光光度计、IKA 4000i control恒温摇床、DY-Ⅲ多功能物理模拟装置等。
非离子-阴离子型表面活性剂SHSA-03-JS，江苏油田地面脱气脱水原油(83 ℃下原油粘度为2 mPa·s，密度为0.8314 g/cm3)，江苏油田模拟地层水(组成见表 1)，石油醚(分析纯)，正庚烷(分析纯)等。
83 ℃下用Texas-500型旋转滴界面张力仪，测定表面活性剂SHSA-03-JS溶液与江苏油田脱水脱气原油的界面张力。
向10 mL具塞刻度试管中加入5 mL表面活性剂SHSA-03-JS溶液，再加入江苏油田脱水原油5 mL，密封后于83 ℃恒温水浴中恒温20 min，然后将每支试管上下震荡200次，后立即垂直放入83 ℃恒温水浴中，开始计时，每隔一段时间记录试管中分出水的体积，观察乳状液稳定性。
将石英片用江苏油田脱水原油进行老化，用Data Physics DCAT界面张力/动态接触角测量仪分别测定水和表面活性剂溶液在老化石英片表面的接触角。
在250 mL三角瓶中称入净砂5.00 g(准确到0.01 g)，按固液比1:20加入用江苏油田地层水配制的表面活性剂溶液100 mL，密封置于IKA 4000i control恒温摇床中, 83 ℃下震荡24 h，取出后在3 000 r/min的转速下离心分离约30 min，取上层清液。用UV2802型紫外可见分光光度计测定吸附前后溶液的浓度变化。静态吸附量计算式见式(1)。
式中：г为静态吸附量，mg/g；G为表面活性剂溶液的总体积，mL；C0为表面活性剂溶液的初始浓度，mg/L；Ce为表面活性剂溶液的平衡浓度，mg/L；m为吸附剂的质量，g。
选用人造长方柱状三层纵向非均质低渗透岩心(变异系数为0.72)，在83℃条件下评价不同表面活性剂浓度的驱油效果。先将岩心饱和模拟地层水，测岩心渗透率，再饱和江苏油田原油，以0.2 mL/min的速度进行水驱，至含水率达到98%，注入0.3 Vp驱油体系，后续水驱至含水率达到98%为止，计算采收率。
油水界面张力的降低可导致粘附力的减小，使油易从岩石表面脱落，驱替水驱后油藏地层内的各种不流动的残余油，从而提高原油的可采储量，提高驱油效率[10]。实验用江苏油田模拟地层水配制不同浓度的表面活性剂SHSA-03-JS溶液，在地层温度83℃下，测定表面活性剂溶液与江苏脱水原油间的平衡界面张力值，结果如图 1所示。结果表明，表面活性剂SHSA-03-JS溶液在0.05%~0.6%浓度范围内，油水界面张力均可达到1×10-2 mN/m的数量级，当浓度在0.1%~0.3%时，可达到1×10-3mN/m的超低数量级，显示出较好的降低油水界面张力的能力。
由图 1可知，表面活性剂浓度从0.2%开始，界面张力就一直上升，直至0.6%，原因是当油水界面张力达到最低时，表面活性剂分子大量聚集于油水界面，油、水及二者界面三相间分子的作用力达到动态平衡，随着体系中表面活性剂分子继续增多，这种平衡被破坏，导致界面张力出现上升的趋势[11]。
为了考察矿化度对界面张力的影响，实验用不同矿化度的水配制质量分数为0.1%的表面活性剂溶液，测其与原油的平衡界面张力，结果如图 2。图 2表明，矿化度在5 000 mg/L~2 5000 mg/L时，界面张力都在1×10-3 mN/m的超低数量值范围，表明该表面活性剂能适应沙七断块的矿化度变化范围。
表面活性剂和原油能够发生乳化通过乳化捕集、乳化携带机理提高驱油效率。然而，过强的乳化性能会造成产出液破乳困难，增加产出液处理成本[12]，因此有必要研究表面活性剂的乳化性能。实验考察了不同浓度表面活性剂溶液的乳化性能，结果如图 3。
不同浓度表面活性剂溶液的乳化性能呈现出较大的差异，0.2%~0.5%时，溶液具有较强的乳化性能，形成的水包油型乳状液较稳定，在75 min内均未出现破乳，但7天后发现析水率达到100%，基本破乳完全；在0.05%、0.1%和0.6%浓度时乳状液稳定性较差，在30 min内即大量破乳。乳状液稳定的决定性因素是界面膜强度。当表面活性剂浓度较低时，界面上吸附的分子较少，膜的强度也差，乳状液稳定性较差；当表面活性剂的浓度过高时，形成的胶束会对界面膜起到破坏作用[13]。
岩石表面的润湿性对原油采收率具有重要影响，表面活性剂注入地层后会引起油藏岩石润湿性发生变化[11]，因此，考察不同浓度表面活性剂SHSA-03-JS对石英片表面润湿性的影响。
经过20%正庚烷原油处理后，地层水在石英表面的前进角均在100°左右，表面的亲油性较强。不同浓度的表面活性剂溶液在老化石英片表面的前进角大多在30°左右，说明表面活性剂使石英片表面变为水湿性。表面活性剂SHSA-03-JS在较低浓度下就可以使油湿石英片表面变得亲水，显示出较好的改变润湿性的能力。
表面活性剂在岩石中的吸附作用在一定程度上降低了表面活性剂的驱油效果。低渗透油藏由于孔喉细小，比表面积较大，表面活性剂吸附量的考察显得十分重要。利用江苏油田沙七断块油砂和净砂在83℃测定了表面活性剂SHSA-03-JS的吸附性能，结果见表 2。
从表 2可以看出，表面活性剂SHSA-03-JS在油砂的吸附量小于在净砂的吸附量。在浓度为0.05%~0.4%时，随表面活性剂平衡浓度的增加，在净砂和油砂的吸附量均逐渐增大，在设计注入浓度0.3%时，表面活性剂在净砂和油砂上的吸附量分别为5.38 mg/g和4.78mg/g，吸附量较低，能够满足江苏油田沙七断块进行表面活性剂驱的要求。
选取不同浓度表面活性剂溶液在非均质岩心上进行驱油试验，相关数据见表 3和表 4。
驱替实验表明，0.3%的表面活性剂溶液提高采收率幅度最大，可比水驱提高采收率11.47%，0.1%表面活性剂溶液仅比水驱提高采收率4.12%。采收率产生较大差异的原因主要在于其乳化能力存在一定差别，一方面乳化性能较好的表面活性剂溶液会与原油形成较稳定的水包油型乳状液，乳化的油在向前移动中不易重新粘湿回地层表面，从而提高洗油效率[14]；另一方面，表面活性剂溶液与原油形成粒径较大的乳滴，在喉道处产生叠加的Jamin效应，可以起到封堵较高渗透层的作用，从而扩大波及系数，提高较低渗透层的采收率。另外，由化学驱与水驱最高注入压力梯度比值可以发现，0.3%表面活性剂驱替时，其注入压力有所升高，是水驱的1.35倍，这可能是由于原油乳化造成的。由于低渗透砂岩岩心渗透能力主要受喉道控制[15]，根据岩心孔隙度较大，渗透率较小，可以认为岩心孔隙较大，而喉道较窄，驱油体系在岩心孔隙中形成较大粒径的乳滴，通过喉道时发生堵塞，造成驱替压力升高。
(1) 表面活性剂SHSA-03-JS溶液用于江苏油田沙七断块油藏原油时，在0.05%~0.6%浓度范围内，界面张力可达到1×10-2 mN/m的数量级，当浓度在0.1%~0.3%时，界面张力可达到1×10-3 mN/m的超低数量级；同时，该表面活性剂能使油湿石英片向水湿方向转变；
(2) 在浓度为0.3%时，表面活性剂在油砂吸附量为4.78 mg/g，吸附量较低，能够满足江苏油田沙七断块进行表面活性剂驱的要求；
(3) 室内岩心模拟驱油实验结果表明，当SHSA-03-JS表面活性剂浓度为0.3%时，表面活性剂驱可比水驱提高采收率11.47%；
(4) 表面活性剂的乳化性能有利于扩大低渗透非均质油藏的波及系数，提高采收率。
2011, Vol. 40 Issue (5): 486-489, 498
2011, Vol. 40 Issue (5): 486-489, 498