石油与天然气化工  2012, Vol. 41 Issue (4): 415-418
低渗透油田超低界面张力表面活性剂降压增注研究
李瑞冬 , 葛际江 , 李光辉 , 付欣 , 张贵才     
中国石油大学(华东)石油工程学院
收稿日期：2011-10-12
基金项目：山东省自然科学基金“三次采油中化学驱体系油水界面流变性研究”(ZR2011EEQ001)
作者简介：李瑞冬(1986-)，男，中国石油大学(华东)石油工程学院在读硕士研究生，现主要从事提高采收率与采油化学研究。地址：(266555)山东青岛开发区长江西路66号中国石油大学(华东)工科楼B座514。E-mail：lrd0103@163.com.
摘要：针对临盘低渗透区块水井注入压力高的问题，开展了室内低渗透岩心低界面张力表面活性剂降压驱替实验，实验筛选的烷醇酰胺(6501)与羧基甜菜碱(CBET)复配体系能与该区块含蜡原油界面张力达到10-3 mN/m数量级。实验通过注入一定量的原油来模拟储层中的残余油以及注入水中油滴对孔道的堵塞作用，水驱压力平衡后再转注表面活性剂溶液，考察活性剂的降压能力。结果表明：复配体系为0.01%6501+0.01%CBET时降压效果最好，压降率为19.56%。
关键词：低渗透    注水压力    降压    烷醇酰胺    羧基甜菜碱    
Research on depressurization and augmented injection for ultra low interfacial tension surfactants in low permeability reservoirs
Li Ruidong , Ge Jijiang , Li Guanghui , et al     
School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Qingdao 26655, Shandong, China
Abstract: In order to solve the problem of high water injection pressure in Linpan low permeability reservoirs, lab experiments of low interfacial tension surfactants displacement with low permeability cores were carried out. The value of interfacial tension between alkanolamide(6501)/carboxyl betaineall(CBET)combination systems and Linpan oil can reach the order of 10-3 mN/m. A certain amount of crude oil was injected into cores to simulate pore jams by the residual oil and oil droplets in injection water. After pressure balance of water flooding, surfactant solutions were injected to investigate the depressurization ability, the results showed that 0.01% 6501-0.01%system had the best depressurization effect, and the depressurization rate was 19.56%.
Key words: low permeability    water injection pressure    depressurization    alkanolamide    carboxyl betaineall    

低渗透油藏的主要特点是平均渗透率小，孔隙小、喉道细、地层渗流阻力大。这类油藏一般是注水开发，主要问题是注水压力高、注水困难。在储层绝对渗透率难以改变的客观条件下，可以改变油、水界面张力，从而改善油、水渗流性，提高水相渗透率[1-3]，从而降低低渗透油层注水压力。由于表面活性剂可以降低油水界面张力，减小相间表面的作用，降低注入水毛管阻力[4-6]，起到降压的作用，所以寻找与低渗透油藏原油达到超低界面张力的表面活性剂体系对于降压增注是非常重要的。

羧基甜菜碱是一种两性表面活性剂，它们不易受无机电解质的影响，具有极好的耐硬水性、易于生物降解、刺激性低，在较宽的pH值范围内有良好的表面活性以及与其它类型的表面活性剂有良好的复配性能[7-8]。6501属于烷醇酰胺，是一种非离子表面活性剂，没有浊点，性状为淡黄色至琥珀色粘稠液体，易溶于水、具有渗透去污、抗硬水等功能，能与多种表面活性剂配伍[9]。

本实验以临盘低渗透区块为研究对象，考察了羧基甜菜碱、烷醇酰胺以及复配体系与临盘含蜡原油的界面张力，并以筛选出的低界面张力体系进行物理模拟驱替实验，评价低界面张力体系对低渗透岩心油堵的解除能力。

1 实验部分
1.1 实验材料

实验用水为临盘X502区块现场注入水，矿化度39 501.45 mg/L，离子的质量浓度见表 1。实验用油为临盘X502区块原油，原油性质分析见表 2。

表 1    临盘X502区块注入水的离子浓度      mg·L-1

表 2    临盘X502区块原油性质分析

表面活性剂为6501以及实验室自制的羧基甜菜碱(CBET)。

实验仪器：TX-550A界面张力仪、90℃恒温箱、平流泵、中间容器罐、压力数据采集系统等。

1.2 实验方法
1.2.1 界面张力测定

在90℃条件下用TX-550A型界面张力仪测定临盘X502区块脱水原油与X502区块注入水配制的表面活性剂溶液的动态界面张力。

1.2.2 驱替实验评价

取临盘X502区块低渗透天然岩心，洗油后饱和地层水，以0.1 mL/min的恒定流速注入现场水样到压力稳定，然后注入一定孔隙体积的原油，模拟储层中的残余油以及注入水中油滴对孔道的堵塞作用。以0.1 mL/min的恒定流速注水到压力平衡，再注入不同浓度的活性剂水溶液至压力稳定，考察活性剂的注入对注入压力的降低能力。

2 实验结果与讨论
2.1 单一表面活性剂的界面张力评价

实验表明单一的6501、CBET与临盘含蜡原油不具有低界面张力，而且浓度的变化对其影响不大，界面张力值在1mN/m~2×10-1mN/m，结果见图 1和图 2。

图 1     不同质量分数6501与X502原油的动态界面张力曲线 1-0.05%; 2-0.075%; 3-0.1%; 4-0.3%

图 2     不同质量分数CBET与X502原油的动态界面张力曲线 1-0.0045%; 2-0.01%; 3-0.03%; 4-0.05%; 5-0.1%

2.2 复配体系的界面张力评价

固定6501的质量分数分别为0.1%、0.05%、0.01%和0.005%，改变CBET的质量分数，测得复配表面活性剂体系与X502区块原油的动态界面张力，见图 3~图 6。

图 3     0. 1% 6501-CBET复配体系与X502原油界面张力曲线 1-0.01%CBET; 2-0.025% CBET; 3 -0.05%CBET; 4-0.075%CBET; 5-0.1% CBET; 6-0.3% CBET

图 4     0.05% 6501-CBET复配体系与X502原油界面张力曲线 1-0.01%CBET; 2-0.025%CBET; 3 -0.05%CBET; 4-0.1% CBET; 5-0.3% CBET

图 5     0.01% 6501-CBET复配体系与X502原油界面张力曲线 1-0.0025%CBET; 2-0.005%CBET; 3 -0.01%CBET; 4-0.025% CBET; 5-0.05% CBET

图 6     0.005% 6501-CBET复配体系与X502原油界面张力曲线 1-0.0025%CBET; 2-0.005%CBET; 3 -0.01%CBET; 4-0.025% CBET

通过复配体系的油水动态界面张力曲线(图 3~图 6)可以看出，0.1% 6501+0.1%CBET、0.05% 6501+0.05%CBET、0.01% 6501+0.01%CBET和0.005% 6501+0.005%CBET复配体系均可与临盘原油的平衡界面张力达到10-3 mN/m数量级，其中后两种体系的瞬时界面张力最低达到10-4mN/m数量级，故6501与CBET以1:1复配在较宽的浓度范围都可以大幅度降低临盘X502原油与注入水的界面张力。

2.3 6501和CBET复配体系驱替实验

选用CBET与6501复配的低界面张力体系，考察其对含油岩心的降压驱替效果。配制低浓度的活性剂水溶液进行驱替实验，复配体系0.005% 6501+0.005%CBET、0.01%6501+0.01%CBET和0.025%6501+0.025%CBET的注入压力曲线见图 7~图 9。

图 7     注0. 005% 6501+0. 005% CBET驱替实验压力曲线

图 8     0.01% CBET+O.01% 6501驱替实验压力曲线

图 9     0.025% 6501+0.025% GBET驱替实验压力曲线

在开始注水过程中，一般是压力先上升到最高值后再下降至平衡值，这是因为对于低渗透岩心需要先克服一定的启动压力的结果。低渗透岩心表面存在一层不易流动的边界流体，岩石的渗透率越小，平均孔隙半径也越小，喉道越细，岩石喉道壁粘附的边界层厚度占孔道半径的比例就越大，孔隙中过流面积越小，驱动流体流动所需克服的阻力越大，启动压力梯度也就越大[10]。

对岩心注入一定量的原油，模拟残余油以及现场注入水中油滴对地层孔道的堵塞作用，可以发现在含油情况下注水压力明显上升，这主要是由于油滴在岩心孔道中的堵塞作用造成的。

注入低界面张力表面活性剂之后，发现压力有所下降，说明低界面张力活性剂体系使油滴更容易变形通过孔喉，可以降低注入压力。

降压率为注低浓度表面活性剂后平衡压力对注油后水驱平衡压力的降低率。

0.005% 6501+0.005%CBET体系降压率为：(0.969-0.841)/0.969=13.20%。

0.01% 6501+0.01%CBET体系降压率为：(0.583-0.467)/0.583=19.56%。

0.025% 6501+0.025%CBET体系降压率为：(0.577-0.473)/0.577=18.02%。

由以上驱替压力曲线可知，注入一定体积临盘原油后，由于油滴阻塞孔隙导致注水压力升高，注入表面活性剂后注入压力降低。0.005% 6501+0.005%CBET体系浓度较低，所以压力下降缓慢，注0.025% 6501+0.025%CBET和0.01% 6501+0.01%CBET的效果相差不大，由于前者粘度稍大，导致压降率稍低。

3 结论

(1) 研究了羧基甜菜碱和烷醇酰胺复配体系与临盘X502原油的界面张力，实验发现6501与CBET以1:1复配，活性剂总质量分数为0.01%~0.2%时，与临盘X502区块原油具有低界面张力，可以达到10-3 mN/m数量级。

(2) 对于低渗透岩心，油滴会堵塞在孔道中，造成注水压力上升，而表面活性剂体系的注入，可以减小油滴通过孔道的毛管力，从而降低注入压力，注入0.01% 6501+0.01%CBET体系的压降率最大，为19.56%。

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