2.5復(fù)配表面活性劑對(duì)原油的乳化及破乳性能

圖5為復(fù)配表面活性劑對(duì)原油的乳化及破乳情況。從圖5(a)可知：隨著復(fù)配表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，乳化率呈上升趨勢(shì);當(dāng)質(zhì)量分?jǐn)?shù)增至0.3%時(shí)，乳化率可達(dá)100%，說明復(fù)配表面活性劑對(duì)X油田原油具有良好的乳化性能。由于油田原油黏度高，使得在注水開發(fā)過程中，水油流度比大，注入水極易發(fā)生指進(jìn)，水波及區(qū)域受效差。復(fù)配表面活性劑對(duì)原油良好的乳化性能不僅能改善原油的流動(dòng)性，而且乳化原油形成的油滴還可通過疊加的賈敏效應(yīng)，在一定程度上防止指進(jìn)和提高水的波及效率。

圖5(b)為采用不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)復(fù)配表面活性劑制備的油水乳液，在75℃下10 min的破乳率測(cè)定結(jié)果。從圖5(b)可知，雖然隨著表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，油水乳液的破乳率下降，但即使將表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增至0.3%時(shí)，油水乳液的破乳率仍高于90%。這說明，復(fù)配表面活性劑不會(huì)對(duì)產(chǎn)出液的地面處理增加難度。

2.6復(fù)配表面活性劑在油藏中的滯留損失特性

表面活性劑在驅(qū)油過程中，不可避免地會(huì)與油藏巖石壁面發(fā)生吸附，造成滯留損失。測(cè)定表面活性劑在油藏巖石壁面的滯留損失量，對(duì)現(xiàn)場(chǎng)施工設(shè)計(jì)和表面活性劑的優(yōu)化均具有重要的指導(dǎo)意義。圖6為復(fù)配表面活性劑在模擬油藏平均滲透率為2 720.3×10-3μm2巖心管中的動(dòng)態(tài)滯留損失測(cè)定結(jié)果。

從圖6可知：隨著后續(xù)注水量的增加，表面活性劑在巖心中的滯留損失率呈下降趨勢(shì);當(dāng)后續(xù)注水量≥4 PV時(shí)，滯留損失達(dá)到恒定;恒定時(shí)的滯留損失率較小，僅為11.2%。這一結(jié)果與復(fù)配表面活性劑和巖石壁面間的相互作用能有關(guān)。由于砂巖表面帶負(fù)電，而復(fù)配表面活性劑中十六烷基二甲基甜菜堿親水端同時(shí)含陰、陽(yáng)離子，烷基糖苷APG1214親水端為非離子，因此表面活性劑和巖石壁面間的相互作用能較大。相互作用能越大，吸附量越小，造成的滯留損失也就越小。

2.7復(fù)配表面活性劑的驅(qū)油性能

圖7為復(fù)配表面活性劑在模擬油藏條件下的巖心管(巖心管具體參數(shù)及對(duì)應(yīng)表面活性劑的注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)見表3)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)效果。由圖7可知，注入不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的復(fù)配表面活性劑后，后續(xù)水驅(qū)階段原油采收率均比前期水驅(qū)階段有所提高。當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.1%、0.2%和0.3%時(shí)，采收率分別提高了5.8%、9.4%和10.3%。通過對(duì)比質(zhì)量分?jǐn)?shù)大小與采收率增幅發(fā)現(xiàn)：當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0.1%增至0.2%時(shí)，采收率增加了3.6%;當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0.2%增至0.3%時(shí)，采收率僅增加了0.9%。因此，從成本角度考慮，建議將表面活性劑的使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在0.2%～0.3%。

2.8現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

D13井是位于X油田南部的一口注水井，其對(duì)應(yīng)生產(chǎn)井有4口，分別為D25井、D23井、D26井和C20井。該井自2007年9月開始注水，注水初期井組綜合含水率為20.2%，由于水油黏度比大，加之日配注量大(460 m3)，造成注入水指進(jìn)嚴(yán)重，井組綜合含水逐年攀升，截至2022年3月，井組綜合含水率高達(dá)91.8%。

油藏評(píng)估結(jié)果顯示，D13井所控區(qū)域剩余可采儲(chǔ)量約6.7×104m3，剩余可采儲(chǔ)量較大。為挖掘該井所控區(qū)域油藏潛力，2022年4月開始對(duì)該井進(jìn)行超低界面張力表面活性劑驅(qū)油先導(dǎo)性試驗(yàn)，2022年10月結(jié)束，共計(jì)注入表面活性劑溶液3 600 m3。考慮到滯留損失，試驗(yàn)將表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)設(shè)計(jì)為0.3%。在注入過程中，注入壓力由8.9 MPa逐漸上升至10.2 MPa，分析認(rèn)為表面活性劑在地層中將剩余油乳化，乳化形成的油滴產(chǎn)生疊加的賈敏效應(yīng)所致。從表3的試驗(yàn)結(jié)果可知，截至2022年11月，施工結(jié)束1個(gè)月后，D13井對(duì)應(yīng)4口生產(chǎn)井中，除D26井因注采井距相對(duì)較遠(yuǎn)，尚未見效外，其余3口井均已開始逐漸見效。見效井含水率下降0.5%～1.8%，1個(gè)月內(nèi)已實(shí)現(xiàn)在水驅(qū)基礎(chǔ)上增油1 004.5 m3，這說明超低界面張力表面活性劑能實(shí)現(xiàn)剩余油的有效啟動(dòng)。

3結(jié)論

(1)渤海X油田原油飽和分碳原子數(shù)主要分布在C12～C21，芳香分碳原子數(shù)主要分布在C16～C21和C23～C26。

(2)十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214按質(zhì)量比1∶2復(fù)配的表面活性劑，在質(zhì)量分?jǐn)?shù)≥0.1%時(shí)，不僅可將渤海某油田原油與地層水的界面張力降至超低界面張力范圍，而且對(duì)原油的乳化率可達(dá)90%以上;在靜置條件下，乳化原油具有良好的破乳性能，10 min破乳率達(dá)90%以上。

(3)巖心實(shí)驗(yàn)表明，復(fù)配表面活性劑在巖心中的滯留損失率小，僅為11.2%;在質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%的條件下，原油采收率可在前期水驅(qū)基礎(chǔ)上提高9.4%;現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)表明，復(fù)配表面活性劑具有良好的降水增油效果，可用于X油田水驅(qū)后的“挖潛提采”。

超低界面張力復(fù)配表面活性劑用于渤海X油田水驅(qū)后的“挖潛提采”（一）

超低界面張力復(fù)配表面活性劑用于渤海X油田水驅(qū)后的“挖潛提采”（二）

超低界面張力復(fù)配表面活性劑用于渤海X油田水驅(qū)后的“挖潛提采”（三）