X油田位于渤海南部海域，其主力含油层位胶结疏松，高孔高渗，平均孔隙度为31%，平均渗透率为2 715.5 ×10-3 μm2，加之原油属于常规稠油，黏度高，由此造成在注水开发过程中，水油流度比大，水波及区域内残余油含量高，油田采出程度整体偏低，采出液含水率高。截至目前，该油田动用储量采出程度为21%，采出液综合含水率已达87%。
近年来，油田结合油藏及油藏流体特征进行了含聚驱油体系(包括聚合物驱、表面活性剂/聚合物二元复合驱等)研究与现场试验[1-5]。虽取得了一定的“控水增油”效果，但采出液油水乳化严重、破乳困难[6-8]，使得该类驱油体系在海上油田的应用受到限制。表面活性剂驱作为一种水驱后大幅度提高原油采收率的重要技术手段[9]，已在陆上油田大规模应用，但目前尚未见海上油田单一采用表面活性剂驱的相关报道。
从前期含聚驱油体系研究和现场试验经验来看，X油田要取得单一表面活性剂驱的成功，表面活性剂需具有以下性能：①能将油水界面张力降至超低范围(10-3 mN/m)，从而实现残余油的高效启动[10-12]；②在油藏中对原油具有良好的乳化性，从而改善原油的流动性[13-15]；③乳化原油在地面具有良好的破乳性，能大幅度降低地面油水分离难度，节约成本。
在分析X油田原油饱和分和芳香分碳数分布的基础上，通过表面活性剂的优选及复配，得到了一种能将该油田油水界面张力降至超低的表面活性剂，评价了该表面活性剂的原油乳化及破乳性能、油藏滞留损失特性及提高采收率效果。
(1) 主要材料。脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠、十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠，成都科龙化工试剂厂生产；十六烷基二甲基甜菜碱、烷基糖苷APG1214，临沂绿森化工有限公司生产，上述药品均为工业级。实验用水为油田注入水，水质分析结果见表 1；实验用油为X油田原油，其基本物性见表 2。
(2) 主要仪器：自动旋转滴界面张力仪TX-500C，美国科诺公司生产；DT-102A型全自动表面张力仪，淄博华坤电子仪器有限公司生产；气相色谱-质谱联用仪ISQ(GC-MS，美国Thermo Fisher生产)；多功能岩心驱替装置，自制。
采用GC-MS，测定原油饱和分和芳香分的碳数分布。
室温下，用注入水配制质量分数为0.2%的表面活性剂溶液，在75 ℃、转速为6 000 r/min下，用界面张力仪测定油水动态界面张力。
在室温下，移取一定量的表面活性剂溶液于100 mL量筒中，然后向量筒中加入一定量的原油，油水体积比为3∶7。将长度为2.5 cm的A型磁力搅拌子放入量筒后，读取油水刻度。将量筒放入75 ℃磁力搅拌水浴锅中恒温20 min，然后以200 r/min的速度搅拌5 min后，读取乳化层刻度，记为V0，按式(1)计算乳化率。
在室温下，移取一定量的表面活性剂溶液于100 mL量筒中，按照第1.2.3节所述方法进行乳化，然后在75 ℃下静置10 min，读取析水体积，记为V1，按式(2)计算破乳率。
在75 ℃下，先用注入水饱和石英砂填制的岩心管(Ф2.5 cm ×30 cm)，然后以0.2 mL/min的流量注入1 PV用注入水配制的质量分数为0.3%的表面活性剂溶液后，继续以相同流量注水，并收集出口端液体。每收集1 PV液体测定一次表面张力，直至出口端所收集液体的表面张力与注入水表面张力一致。
将所收集液体的表面张力测定结果与表面活性剂质量分数-表面张力标准曲线比对，得出收集液体中表面活性剂的质量分数，按式(3)计算表面活性剂在岩心管中的滞留损失率。
式中：C为表面活性剂溶液初始质量分数，%；V为表面活性剂溶液注入体积，mL；Ci为第i次收集液体中表面活性剂的质量分数，%；Vi为第i次收集液体的体积，mL。
采用石英砂填制的岩心管(Ф2.5 cm ×30 cm)，在油藏温度(75 ℃)下，按照“饱和地层水-饱和原油”的顺序造束缚水。以0.2 mL/min的流量注水，直至出口端液体含水率为98%时，以相同的流量注入0.3 PV表面活性剂溶液，然后继续以相同的流量注水至出口端液体含水率为98%，记录压力和采收率变化。
疏水端扩散进入原油的能力对表面活性剂在油水界面吸附，降低油水界面张力有直接影响[16-17]。根据“相似相溶”原理，表面活性剂疏水端扩散进入原油的能力和其是否与原油中低极性组分(即饱和分和芳香分)具有相似结构密切相关[18-19]。因此，测定原油中饱和分和芳香分的碳原子数分布，对快速筛选驱油用表面活性剂具有指导意义。
图 1为原油饱和分和芳香分中碳原子数分布测定结果。从图 1可知，渤海某油田原油饱和分的碳原子数主要分布在C12~C21，芳香分的碳原子数主要分布在C16~C21和C23~C26。因此，在选择表面活性剂时，表面活性剂的疏水端碳数应保持在C12~C26范围内。
根据第2.1节原油饱和分和芳香分中碳原子数分布结果，同时考虑到成本的可行性，选择了脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠(疏水端碳原子数为12)、十二烷基苯磺酸钠、十二烷基硫酸钠、十六烷基二甲基甜菜碱、烷基糖苷APG1214(疏水端碳原子数为12~14)5种表面活性剂作为渤海某油田原油超低界面张力驱油剂的复配原料。
图 2为不同表面活性剂降低油水界面张力的情况。从图 2可知，在5种表面活性剂质量分数均为0.2%的情况下，十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214效果最好，分别能将油水界面张力降至0.38 mN/m和0.17 mN/m，低于0.50 mN/m。这是因为原油饱和分和芳香分中C12~C16组分所占比例大，使得这两种表面活性剂的疏水端碳原子数与其匹配较好，根据“相似相溶”原理，这两种表面活性剂疏水端扩散进入油相的能力较强，因而降低油水界面张力的效果更好。
图 2同时也说明，采用单一表面活性剂将油水界面张力降至超低(10-3 mN/m)难度大，因为单一表面活性剂难以在油水界面形成致密的界面膜。因此，在研究超低界面张力驱油表面活性剂时，除考虑表面活性剂疏水端碳原子数与原油中饱和分和芳香分碳原子数分布的匹配性外，还应在测定单一表面活性剂降低油水界面效果基础上，考虑将不同表面活性剂进行复配，利用表面活性剂分子亲水端之间的电荷效应或疏水端碳原子数差异引起的疏水端空间位置互补效应[19]，使表面活性剂分子能在油水界面形成致密的界面膜，从而实现将油水界面张力降至超低。
由于十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214降低油水界面张力效果最好，加之烷基糖苷APG1214本身疏水端碳原子数分布较宽(C12~C14)，因此，考虑将二者进行复配，充分利用二者疏水端的空间位置互补效应，实现油水界面张力的进一步降低。
图 3为二者按不同质量比复配后降低油水界面张力的效果。由图 3可知，在相同质量分数(0.2%)下，复配表面活性剂能在10 min内将油水界面张力降至超低，并在15 min内达到稳定。这不仅说明复配表面活性剂降低油水界面张力的能力明显优于单一表面活性剂，同时也证实了十六烷基二甲基甜菜碱与烷基糖苷APG1214疏水端之间存在良好空间位置互补效应。这种效应不仅有利于二者在油水界面快速发生吸附，并达到平衡，也有利于二者在油水界面上形成致密的界面膜。随着十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214质量比由2∶1降至1∶2，稳定油水界面张力由2.61×10-3降至5.10×10-4 mN/m，但当二者质量比降至1∶3时，稳定油水界面张力反而有所升高，为6.10×10-3 mN/m。这可能是因为当二者质量比低于1∶3时，二者疏水端的空间位置互补效应减弱所致。图 3表明，十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214的最佳质量比为1∶2。
图 4为十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214按质量比为1∶2复配所得表面活性剂，在不同质量分数时降低油水界面张力的效果。由图 4可知，随复配表面活性剂质量分数的增加，油水界面张力呈下降趋势。当复配表面活性剂质量分数≥0.10%时，油水界面张力可降至超低。这说明，在使用该复配表面活性剂作为驱油剂时，其质量分数不应低于0.10%。
图 5为复配表面活性剂对原油的乳化及破乳情况。从图 5(a)可知：随着复配表面活性剂质量分数的增加，乳化率呈上升趋势；当质量分数增至0.3%时，乳化率可达100%，说明复配表面活性剂对X油田原油具有良好的乳化性能。由于油田原油黏度高，使得在注水开发过程中，水油流度比大，注入水极易发生指进，水波及区域受效差。复配表面活性剂对原油良好的乳化性能不仅能改善原油的流动性，而且乳化原油形成的油滴还可通过叠加的贾敏效应，在一定程度上防止指进和提高水的波及效率[13, 15]。
图 5(b)为采用不同质量分数复配表面活性剂制备的油水乳液，在75 ℃下10 min的破乳率测定结果。从图 5(b)可知，虽然随着表面活性剂质量分数的增加，油水乳液的破乳率下降，但即使将表面活性剂质量分数增至0.3%时，油水乳液的破乳率仍高于90%。这说明，复配表面活性剂不会对产出液的地面处理增加难度。
表面活性剂在驱油过程中，不可避免地会与油藏岩石壁面发生吸附，造成滞留损失。测定表面活性剂在油藏岩石壁面的滞留损失量，对现场施工设计和表面活性剂的优化均具有重要的指导意义。图 6为复配表面活性剂在模拟油藏平均渗透率为2 720.3×10-3 μm2岩心管中的动态滞留损失测定结果。从图 6可知：随着后续注水量的增加，表面活性剂在岩心中的滞留损失率呈下降趋势；当后续注水量≥4 PV时，滞留损失达到恒定；恒定时的滞留损失率较小，仅为11.2%。这一结果与复配表面活性剂和岩石壁面间的相互作用能有关[20]。由于砂岩表面带负电，而复配表面活性剂中十六烷基二甲基甜菜碱亲水端同时含阴、阳离子，烷基糖苷APG1214亲水端为非离子，因此表面活性剂和岩石壁面间的相互作用能较大。相互作用能越大，吸附量越小，造成的滞留损失也就越小。
图 7为复配表面活性剂在模拟油藏条件下的岩心管(岩心管具体参数及对应表面活性剂的注入质量分数见表 3)驱油实验效果。由图 7可知，注入不同质量分数的复配表面活性剂后，后续水驱阶段原油采收率均比前期水驱阶段有所提高。当表面活性剂质量分数分别为0.1%、0.2%和0.3%时，采收率分别提高了5.8%、9.4%和10.3%。通过对比质量分数大小与采收率增幅发现：当表面活性剂质量分数由0.1%增至0.2%时，采收率增加了3.6%；当表面活性剂质量分数由0.2%增至0.3%时，采收率仅增加了0.9%。因此，从成本角度考虑，建议将表面活性剂的使用质量分数控制在0.2%~0.3%。
D13井是位于X油田南部的一口注水井，其对应生产井有4口，分别为D25井、D23井、D26井和C20井。该井自2007年9月开始注水，注水初期井组综合含水率为20.2%，由于水油黏度比大，加之日配注量大(460 m3)，造成注入水指进严重，井组综合含水逐年攀升，截至2022年3月，井组综合含水率高达91.8%。
油藏评估结果显示，D13井所控区域剩余可采储量约6.7×104 m3，剩余可采储量较大。为挖掘该井所控区域油藏潜力，2022年4月开始对该井进行超低界面张力表面活性剂驱油先导性试验，2022年10月结束，共计注入表面活性剂溶液3 600 m3。考虑到滞留损失，试验将表面活性剂质量分数设计为0.3%。在注入过程中，注入压力由8.9 MPa逐渐上升至10.2 MPa，分析认为表面活性剂在地层中将剩余油乳化，乳化形成的油滴产生叠加的贾敏效应所致。从表 3的试验结果可知，截至2022年11月，施工结束1个月后，D13井对应4口生产井中，除D26井因注采井距相对较远，尚未见效外，其余3口井均已开始逐渐见效。见效井含水率下降0.5%~1.8%，1个月内已实现在水驱基础上增油1 004.5 m3，这说明超低界面张力表面活性剂能实现剩余油的有效启动。
(1) 渤海X油田原油饱和分碳原子数主要分布在C12~C21，芳香分碳原子数主要分布在C16~C21和C23~C26。
(2) 十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214按质量比1∶2复配的表面活性剂，在质量分数≥0.1%时，不仅可将渤海某油田原油与地层水的界面张力降至超低界面张力范围，而且对原油的乳化率可达90%以上；在静置条件下，乳化原油具有良好的破乳性能，10 min破乳率达90%以上。
(3) 岩心实验表明，复配表面活性剂在岩心中的滞留损失率小，仅为11.2%；在质量分数为0.2%的条件下，原油采收率可在前期水驱基础上提高9.4%；现场试验表明，复配表面活性剂具有良好的降水增油效果，可用于X油田水驱后的“挖潜提采”。
2023, Vol. 52 Issue (4): 83-88 2023, Vol. 52 Issue (4): 83-88