摘要：目的為改善渤海X油田注水開(kāi)發(fā)效果，對該油田進(jìn)行了驅油用超低界面張力表面活性劑研究。方法在分析油田原油飽和分和芳香分碳原子數分布基礎上，結合“相似相溶”原理和疏水端空間位置互補效應，對表面活性劑進(jìn)行優(yōu)選和復配。結果從5種表面活性劑中優(yōu)選出了十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214兩種表面活性劑，二者按最佳質(zhì)量比1∶2復配后可獲得超低界面張力表面活性劑。該表面活性劑在巖心中滯留損失率小，僅為11.2%;在質(zhì)量分數為0.1%~0.3%時(shí)，原油的乳化和破乳率均高于90%;當質(zhì)量分數為0.20%時(shí)，可在水驅基礎上提高原油采收率9.4%。結論復配表面活性劑降水增油效果明顯，可用于實(shí)現油田水驅后“挖潛提采”的目的。

X油田位于渤海南部海域，其主力含油層位膠結疏松，高孔高滲，平均孔隙度為31%，平均滲透率為2 715.5×10-3μm2，加之原油屬于常規稠油，黏度高，由此造成在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，水油流度比大，水波及區域內殘余油含量高，油田采出程度整體偏低，采出液含水率高。截至目前，該油田動(dòng)用儲量采出程度為21%，采出液綜合含水率已達87%。

近年來(lái)，油田結合油藏及油藏流體特征進(jìn)行了含聚驅油體系(包括聚合物驅、表面活性劑/聚合物二元復合驅等)研究與現場(chǎng)試驗。雖取得了一定的“控水增油”效果，但采出液油水乳化嚴重、破乳困難，使得該類(lèi)驅油體系在海上油田的應用受到限制。表面活性劑驅作為一種水驅后大幅度提高原油采收率的重要技術(shù)手段，已在陸上油田大規模應用，但目前尚未見(jiàn)海上油田單一采用表面活性劑驅的相關(guān)報道。

從前期含聚驅油體系研究和現場(chǎng)試驗經(jīng)驗來(lái)看，X油田要取得單一表面活性劑驅的成功，表面活性劑需具有以下性能：①能將油水界面張力降至超低范圍(10-3mN/m)，從而實(shí)現殘余油的高效啟動(dòng)；②在油藏中對原油具有良好的乳化性，從而改善原油的流動(dòng)性；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離難度，節約成本。

在分析X油田原油飽和分和芳香分碳數分布的基礎上，通過(guò)表面活性劑的優(yōu)選及復配，得到了一種能將該油田油水界面張力降至超低的表面活性劑，評價(jià)了該表面活性劑的原油乳化及破乳性能、油藏滯留損失特性及提高采收率效果。

1實(shí)驗部分

1.1實(shí)驗材料及儀器

(1)主要材料。脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鈉、十二烷基苯磺酸鈉、十二烷基硫酸鈉，成都科龍化工試劑廠(chǎng)生產(chǎn);十六烷基二甲基甜菜堿、烷基糖苷APG1214，臨沂綠森化工有限公司生產(chǎn)，上述藥品均為工業(yè)級。實(shí)驗用水為油田注入水，水質(zhì)分析結果見(jiàn)表1;實(shí)驗用油為X油田原油，其基本物性見(jiàn)表2。

(2)主要儀器：自動(dòng)旋轉滴界面張力儀TX-500C，芬蘭Kibron公司生產(chǎn);全自動(dòng)表面張力儀，芬蘭Kibron公司生產(chǎn);氣相色譜-質(zhì)譜聯(lián)用儀ISQ(GC-MS，美國Thermo Fisher生產(chǎn));多功能巖心驅替裝置，自制。

1.2實(shí)驗方法

1.2.1原油族組分碳數分布測定

采用GC-MS，測定原油飽和分和芳香分的碳數分布。

1.2.2油水界面張力測定

室溫下，用注入水配制質(zhì)量分數為0.2%的表面活性劑溶液，在75℃、轉速為6 000 r/min下，用界面張力儀測定油水動(dòng)態(tài)界面張力。

1.2.3乳化性測定

在室溫下，移取一定量的表面活性劑溶液于100 mL量筒中，然后向量筒中加入一定量的原油，油水體積比為3∶7。將長(cháng)度為2.5 cm的A型磁力攪拌子放入量筒后，讀取油水刻度。將量筒放入75℃磁力攪拌水浴鍋中恒溫20 min，然后以200 r/min的速度攪拌5 min后，讀取乳化層刻度，記為V0，按式(1)計算乳化率。

乳化率=V0/油水總體積*100%(1)

1.2.4破乳性測定

在室溫下，移取一定量的表面活性劑溶液于100 mL量筒中，按照第1.2.3節所述方法進(jìn)行乳化，然后在75℃下靜置10 min，讀取析水體積，記為V1，按式(2)計算破乳率。

破乳率=V1/水初始體積*100%(2)

1.2.5滯留損失量的測定

在75℃下，先用注入水飽和石英砂填制的巖心管(Ф2.5 cm×30 cm)，然后以0.2 mL/min的流量注入1 PV用注入水配制的質(zhì)量分數為0.3%的表面活性劑溶液后，繼續以相同流量注水，并收集出口端液體。每收集1 PV液體測定一次表面張力，直至出口端所收集液體的表面張力與注入水表面張力一致。

將所收集液體的表面張力測定結果與表面活性劑質(zhì)量分數-表面張力標準曲線(xiàn)比對，得出收集液體中表面活性劑的質(zhì)量分數，按式(3)計算表面活性劑在巖心管中的滯留損失率。

式中：C為表面活性劑溶液初始質(zhì)量分數，%;V為表面活性劑溶液注入體積，mL;Ci為第i次收集液體中表面活性劑的質(zhì)量分數，%;Vi為第i次收集液體的體積，mL。

1.2.6注入參數研究

采用石英砂填制的巖心管(Ф2.5 cm×30 cm)，在油藏溫度(75℃)下，按照“飽和地層水-飽和原油”的順序造束縛水。以0.2 mL/min的流量注水，直至出口端液體含水率為98%時(shí)，以相同的流量注入0.3 PV表面活性劑溶液，然后繼續以相同的流量注水至出口端液體含水率為98%，記錄壓力和采收率變化。

超低界面張力復配表面活性劑用于渤海X油田水驅后的“挖潛提采”（一）

超低界面張力復配表面活性劑用于渤海X油田水驅后的“挖潛提采”（二）

超低界面張力復配表面活性劑用于渤海X油田水驅后的“挖潛提采”（三）