原位微乳液表面活性劑驅(qū)替低滲高凝油的適應性*

李 強 ，丁名臣張 星，吳寒超陳利霞，王業(yè)飛

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2.勝利油田石油工程技術研究院，山東東營 257000）

0 前言

隨著易采普通原油油藏進入高含水開發(fā)后期，一些低品位的低滲、高凝油藏逐漸開始動用。高凝油一般是指原油凝固點高于40 ℃，含蠟量大于10%的原油。高凝油的析蠟點和凝固點較高，在常規(guī)注水開發(fā)過程中，由于油層溫度降低，原油會發(fā)生析蠟現(xiàn)象，導致流動性變差，水驅(qū)采收率降低［1-2］。例如，勝利濰北油田低滲高凝油油藏，1996 年開始試驗注水，截止2020 年采出程度僅為12.3%。熱采（注熱水、蒸汽加熱和注水井井筒電磁加熱等）、微生物驅(qū)、注氣（CO2、減氧空氣）等是當前高凝油提高采收率應用較多的方法，尤其是熱采法取得了較好的應用效果［3-8］。但是熱采法往往成本較高，人們考慮將化學驅(qū)應用于高凝油提高采收率，發(fā)現(xiàn)聚合物和表面活性劑復合體系能夠通過流度控制和超低界面張力洗油等機理，達到較好的高凝油驅(qū)替效果［9-10］。除了傳統(tǒng)的超低界面張力洗油作用外，部分學者強調(diào)表面活性劑形成微乳液對高凝油的増溶作用。原位微乳液可増溶高凝油中的蠟質(zhì)組分，降低原油凝固點。王偉琳等［11］將陰非離子表面活性劑與陽非離子表面活性劑復配，得到了一種能夠在地下與原油形成原位微乳液的表面活性劑體系，發(fā)現(xiàn)膠束優(yōu)先増溶原油中C18—C30的蠟質(zhì)組分，具有降低高凝油凝固點、改善其流動性的潛力。難動用的原油可被増溶于微乳液中而采出，増溶參數(shù)可達23［11-14］。在較低的使用濃度下微乳液將油水界面張力降低至超低數(shù)量級，實現(xiàn)高效洗油。梁玉凱等［15］發(fā)現(xiàn)自發(fā)生成中相微乳液的洗油效率大于99%，且具有降壓增注效果。殷代印等［16］直接用微乳液在低滲透巖心中進行驅(qū)油實驗，在水驅(qū)基礎上提高采收率7.41%。崔樂雨等［17］認為將微乳液與泡沫相結(jié)合是提高原油采收率的較好思路，但未提供實驗證據(jù)。為了進一步明確這種能夠在地下與原油形成原位微乳液的表面活性劑體系驅(qū)替高凝油的適應性，找到其最佳注入方式，針對濰北低滲高凝油油藏條件，開展了表面活性劑吞吐/驅(qū)替、二元復合體系和泡沫驅(qū)油實驗，為類似高凝油藏化學驅(qū)油體系的設計與選擇提供借鑒。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

原位微乳液表面活性劑（IMS），為陰非離子表面活性劑和陽非離子表面活性劑的混合物，工業(yè)級，有效含量25%，臨界膠束濃度為20 mg/L，膠束増溶參數(shù)為32，上海石油化工研究院；部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），相對分子質(zhì)量為500×104～800×104，水解度21.0%，固含量89.5%；實驗用水為模擬地層水，礦化度為50 975.9 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）為：K++Na+18 655.1、Ca2+848.9、Mg2+282.9、Cl-30 915.2、SO42-36.6、HCO3-237.2；實驗用油為勝利油田濰北高凝油，黏度為18.0 mPa·s（67.4 ℃）；氮氣，青島天源氣體制造有限公司，純度99.99%。填砂管模型，內(nèi)徑2.5 cm、長30.0 cm，滲透率等參數(shù)如表1所示，江蘇研創(chuàng)石油科技有限公司。

表1 巖心參數(shù)和驅(qū)油方式

Agilent 7890b-5977a 型三重四級桿氣質(zhì)聯(lián)用儀，美國安捷倫公司；MCR302 型旋轉(zhuǎn)流變儀，奧地利安東帕公司；TX-500C 型界面張力儀，美國科諾工業(yè)有限公司。

1.2 實驗方法

（1）原油的全烴組分分析

先配制質(zhì)量分數(shù)為8%的表面活性劑溶液，然后將表面活性劑溶液和原油按照油水比1∶1 混合，在67.4 ℃下?lián)交炀鶆蛐纬晌⑷橐?，靜置5 d 后取增溶油和增溶后剩余油樣本，利用色質(zhì)聯(lián)用儀分別分析初始原油、増溶油以及増溶后剩余油的全烴組成。

（2）原油黏度測定

利用Brookfield旋轉(zhuǎn)黏度計在溫度39～89 ℃、剪切速率7.34 s-1條件下測定初始原油和増溶后剩余油的黏度。

（3）界面張力測定

在67.4 ℃下，采用TX-500C型界面張力儀測定質(zhì)量分數(shù)為0.1%～0.3%的表面活性劑IMS 溶液與原油間的界面張力。

（4）驅(qū)油實驗

①表面活性劑吞吐實驗。將飽和油后的巖心水驅(qū)至含水率98%以上，分別注入0.3 PV質(zhì)量分數(shù)為0.1%、0.3%和0.5%的表面活性劑IMS 溶液，然后反向注水至含水率達到98%以上，記錄驅(qū)替過程中的產(chǎn)水量和產(chǎn)油量。

②表面活性劑驅(qū)替實驗。將飽和油后的巖心水驅(qū)至含水率98%以上，再分別按照低濃度大段塞（1.0%，0.5 PV）和高濃度小段塞（2.0%，0.25 PV）兩種方案注入表面活性劑溶液，然后繼續(xù)正向注水，記錄驅(qū)替過程中的產(chǎn)水量和產(chǎn)油量。

③輔助表面活性劑驅(qū)油實驗。將飽和油后的巖心水驅(qū)至含水率98%以上，按照設計的聚合物（0.2%）、復合體系（0.2%聚合物+1.0%表面活性劑）和泡沫（氮氣+1.0%表面活性劑同注，氣液比2∶1）分別開展填砂模型中的驅(qū)油實驗，化學劑注入體積均為0.5 PV。

表面活性劑吞吐/驅(qū)替、二元復合體系和泡沫驅(qū)油實驗均在溫度67.4 ℃下開展，流體注入速率均為0.5 mL/min。

2 結(jié)果與討論

2.1 表面活性劑與原油相互作用

2.1.1 増溶對原油的影響

將原位微乳液表面活性劑應用于高凝油驅(qū)替的目的之一是：通過表面活性劑膠束對高凝油中的蠟質(zhì)増溶，降低原油的析蠟點和凝固點。部分表面活性劑膠束増溶原油的色譜分析結(jié)果表明，微乳液中的膠束會優(yōu)先増溶高凝油中的蠟質(zhì)組分［11］。為進一步驗證和判斷微乳液對高凝油性質(zhì)的影響，分析了表面活性劑増溶前初始原油、増溶油和増溶剩余油的全烴組成，結(jié)果如圖1 所示。與初始原油相比，増溶到微乳液中的原油明顯變輕，C10、C13和C16含量增大，相對分子質(zhì)量較大的C25和C26很少被増溶。這說明表面活性劑増溶作用可能會在一定程度上改善増溶原油的析蠟問題，但難以降低増溶剩余油的析蠟和凝固點。為了驗證上述判斷，考察了表面活性劑作用前后，初始原油、增溶油和増溶后剩余油的黏度隨測試溫度的變化，結(jié)果如圖2所示。

圖1 表面活性劑作用前后原油的全烴組成

圖2 表面活性劑作用前后原油的黏溫曲線

由圖2 可見，對于初始原油，隨著溫度的降低，原油黏度表現(xiàn)出升高速率不同的3 個區(qū)間：當溫度高于65 ℃時，原油中的蠟質(zhì)組分處于溶解狀態(tài)，原油黏度隨溫度的降低僅略微增大；當溫度低于65 ℃時，原油中蠟質(zhì)逐漸析出，形成網(wǎng)絡結(jié)構(gòu)，導致黏度升高加快，原油黏度隨溫度的降低上升明顯加快，該油樣的析蠟點為65 ℃。當溫度進一步降至42 ℃以下時，原油黏度隨溫度的降低而急劇增大，逐漸凝固失去流動性，油樣的凝固點在42 ℃。對比不同原油樣本的黏-溫曲線發(fā)現(xiàn)，在相同溫度下，増溶原油的黏度較初始原油和増溶后剩余油略微減小，但是不同原油樣本的析蠟點和凝固點差異較小。這說明選用的原位微乳液表面活性劑IMS對高凝油具有增溶作用，但是這種増溶作用很難顯著改善高凝油的析蠟和凝固特性。

2.1.2 界面張力

為了進一步確認表面活性劑與高凝油的界面特征，測試了不同質(zhì)量分數(shù)表面活性劑與原油的界面張力，結(jié)果如圖3所示。不同表面活性劑濃度下，隨著測試時間的延長，油水界面張力均先顯著降低后趨于穩(wěn)定。表面活性劑質(zhì)量分數(shù)為0.1%、0.3%和0.5%時，穩(wěn)定油水界面張力分別為0.6×10-3、0.2×10-3和0.7×10-4mN/m。這說明表面活性劑具有極高的界面活性，能夠在較寬的濃度范圍內(nèi)與高凝油形成超低界面張力，具備提高洗油效率的潛力。

圖3 不同濃度表面活性劑溶液與高凝油的界面張力

2.2 表面活性劑驅(qū)替高凝油

考慮到低滲高凝油藏中傳統(tǒng)的聚合物或者復合驅(qū)油體系存在潛在的注入性問題，首先選擇單一表面活性劑開展高凝油吞吐和驅(qū)替研究。

2.2.1 吞吐采收率

表面活性劑可以通過微乳液増溶和降低界面張力機理驅(qū)替高凝油，為了進一步判斷其實際驅(qū)油效果，首先開展了不同濃度表面活性劑的吞吐驅(qū)油實驗，結(jié)果如圖4和表2所示。

圖4 不同濃度表面活性劑吞吐采收率隨注入體積的變化

表2 不同濃度表面活性劑吞吐實驗參數(shù)及采收率

質(zhì)量分數(shù)為0.1%、0.3%和0.5%的表面活性劑溶液吞吐，對應高凝油采收率增幅分別為1.7%、4.3%和6.0%。表面活性劑吞吐能夠通過増溶和超低界面張力協(xié)同提高高凝油的采收率，但是提高幅度有限。考慮到表面活性劑與原油的接觸和微乳液的形成需要一定的作用時間，設計了0.5%表面活性劑燜井吞吐實驗，即注入表面活性劑溶液后關閉模型入口與出口閥門待燜5 d 后再進行反向注水，采收率增幅僅為5.6%?？梢姡瑺F井難以顯著改善表面活性劑吞吐驅(qū)替高凝油的效果。

2.2.2 驅(qū)替采收率

為了進一步改善表面活性劑驅(qū)替高凝油效果：一方面，采用驅(qū)替的方式，在表面活性劑注入后進行正向后續(xù)注水，以增強表面活性劑與原油的接觸；另一方面，增大表面活性劑濃度（1.0%和2.0%）和段塞尺寸（0.5 PV），強化表面活性劑的微乳液増溶驅(qū)油機理，結(jié)果如圖5和表3所示。

圖5 表面活性劑溶液驅(qū)替采收率隨注入體積的變化

表3 表面活性劑驅(qū)替實驗參數(shù)及采收率

注入0.5 PV 的質(zhì)量分數(shù)為1.0%的表面活性劑驅(qū)替時，采收率增幅為8.5%，較注入0.3 PV 的質(zhì)量分數(shù)為0.5%的表面活性劑吞吐時的6.0%有所提高（圖5），但是驅(qū)油經(jīng)濟性變差。進一步選擇高濃度小段塞（2.0%，0.25 PV）的注入方式，增大表面活性劑段塞中形成的膠束數(shù)量，原油采收率增幅為12.3%，較低濃度大段塞（1.0%，0.50 PV）的驅(qū)油效果得到改善。高濃度小段塞的表面活性劑驅(qū)替，能夠在一定程度上改善表面活性劑驅(qū)替高凝油效果，但是與常規(guī)油藏中傳統(tǒng)復合驅(qū)［9-10］相比，采收率增幅相對較低。這說明盡管表面活性劑體系具有極高的界面活性，可以實現(xiàn)超低界面張力洗油和原位微乳液増溶原油的協(xié)同作用，但是其仍難以達到傳統(tǒng)復合體系驅(qū)油效果。為了進一步改善表面活性劑驅(qū)油效果，以下利用低黏度聚合物和泡沫輔助輔助擴大波及體積。

2.3 聚合物與泡沫輔助表面活性劑驅(qū)替

單一表面活性劑吞吐/驅(qū)替能夠提高高凝油的采收率，但增幅遠低于普通原油復合驅(qū)。這是因為實驗溫度（67.4 ℃）接近原油的析蠟點（65.0 ℃），原油黏度（20.8 mPa·s）相對較高，單一表面活性劑増溶和超低界面張力驅(qū)油中，體系的流度控制能力不足。為了保證驅(qū)油體系在低滲高凝油藏中的注入性，分別選用低黏度聚合物（6.3 mPa·s）輔助表面活性劑復合體系（0.2%聚合物+1.0%表面活性劑）和氮氣-表面活性劑同注的泡沫體系（氮氣+1.0%表面活性劑同注，氣液比2∶1）驅(qū)替高凝油，同時開展了單一低黏度聚合物驅(qū)作為對比，結(jié)果如圖6 和表4所示。

圖6 不同體系驅(qū)替過程中采收率和壓力隨注入體積的變化

表4 聚合物和泡沫輔助表面活性劑驅(qū)油實驗參數(shù)及采收率

聚合物溶液濃度較低，黏度僅為6.3 mPa·s，可保證聚合物溶液的注入性，驅(qū)替原油采收率增幅為13.1%，高于表面活性劑吞吐和驅(qū)替的（1.7%～12.3%）。這說明對于處于析蠟狀態(tài)的高凝高黏原油（黏度20.8 mPa·s），除表面活性劑的原位微乳液増溶和超低界面張力性能外，化學驅(qū)體系較好的流度控制能力（擴大波及體積）也極為關鍵。將聚合物與表面活性劑復配使用，復合驅(qū)采收率增幅為18.4%，顯著優(yōu)于單一表面活性劑和聚合物驅(qū)。

為了克服低滲油藏聚合物注入存在的潛在注入性問題，選擇泡沫輔助表面活性劑驅(qū)，其可在水驅(qū)基礎上提高采收率17.4%，略低于復合驅(qū)的18.4%，但顯著高于單一表面活性劑吞吐/驅(qū)替，說明泡沫的引入能夠增強表面活性劑的驅(qū)油能力。為了進一步確定泡沫的存在，能否降低高凝油驅(qū)替對表面活性劑濃度的要求，開展了低濃度表面活性劑（0.3%）條件下的泡沫驅(qū)油，結(jié)果如圖7所示。

圖7 泡沫輔助低濃度表面活性劑驅(qū)油動態(tài)

將泡沫體系中表面活性劑質(zhì)量分數(shù)從1.0%降低至0.3%，高凝油泡沫驅(qū)采收率增幅從17.3%略微減小至16.8%。綜合采收率增幅和藥劑成本，低濃度表面活性劑泡沫體系仍具有較好的高凝油驅(qū)替潛力。

綜上所述，復合驅(qū)采收率增幅較高，為18.4%，但是其化學劑用量大，注入壓力相對較高（圖6），注入壓力從水驅(qū)穩(wěn)定壓力2.0 MPa 升高到復合驅(qū)的5.2 MPa，最高阻力系數(shù)為2.6。泡沫輔助低濃度表面活性劑驅(qū)采收率增幅略低于前者，為16.8%，但是其化學劑用量小，注入壓力相對較低（圖7），注入壓力從水驅(qū)穩(wěn)定壓力1.8 MPa 升高至泡沫驅(qū)的3.3 MPa，最高折算阻力系數(shù)為1.8。泡沫輔助低濃度表面活性劑驅(qū)與復合驅(qū)相比，潛在的注入性風險低，是低滲高凝油藏化學驅(qū)提高采收率較好的注入方法。

3 結(jié)論

原位微乳液表面活性劑IMS 溶液能與高凝油達到超低界面張力，形成微乳液増溶高凝油，但這種増溶效應對高凝油的析蠟點和凝固點影響不明顯。

單獨表面活性劑IMS吞吐或者驅(qū)替，低滲高凝油采收率增幅在1.7%～12.3%，燜井5 d并不能進一步改善驅(qū)油效果。

聚合物或泡沫的引入均能顯著增強表面活性劑IMS驅(qū)油能力，復合體系（0.2%聚合物+1.0%表面活性劑）和泡沫（氮氣+1.0%、0.3%表面活性劑IMS溶液同注，氣液比2∶1）驅(qū)油采收率增幅分別為18.4%、17.4%、16.8%。前者化學劑用量大、注入壓力高，在低滲油藏中存在潛在注入性問題；后者注入壓力相對低，是低滲高凝油藏水驅(qū)后提高采收率的較好方法。