表面活性剂在低渗透油藏中的应用
华东理工大学 东方贱人
摘 要
针对我国低渗透油田采收率比较低、开发效果不佳的情况，本文对在没有碱性条件下、能与中原油田文 92 北块原油，产生超低界面张力的几种阴离子－非离子表面活性剂驱油剂体系进行了室内研究，最终确定出了适合文92北块的表面活性剂驱油体系。首先考察了这 7 种体系的界面张力和配伍性能，进行配方筛选，并对性能较好的三种体系 SHPC3、SHPC4 和 SHPC7 进行了浓度优化，确定最佳使用浓度为 0.28%。然后对这三种表面活性剂进行耐温、吸附性、抗盐性、乳化性、稳定性等性能进行评价，筛选出了一种乳化能力较强、静态咐附量较低、耐高温抗盐的表面活性剂驱油体系 SHPC7，可达超低界面张力（103mN/m）、耐温能力 96℃，抗盐能力达15.24×104mg/L，抗钙镁能力达 5763mg/L。 然后通过室内人造低渗透非均质岩心物理模拟驱油实验评价了SHPC7 驱油体系对提高采收率的影响，发现在注入浓度相同、注入时机相同（均为 0.28%）时，注入量增大，采收率增大，注入 0.4PV 的 SHPC7 段塞采收率增值最大，比水驱采收率高 5.68%；注入 0.2PV 的 SHPC7 段塞较注入 0.1PV 的相应段塞增值提高了 1.34%，而注入0.3PV 的SHPC7 段塞较注入 0.2PV 的相应段塞采收率增值提高了 0.21%。 因此，优选文92-31 井组进行表面活性剂驱施工方案设计，采
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用注入 0.4PV 的SHPC7 表面活性剂体系，不仅降低成本，又能达到提高采收率的目的。
关键词：表面活性剂；低渗透油藏；界面张力；耐温抗盐；乳化性；
Abstract
According to the conditions of low waterflooding recovery efficiency of low permeability reservoirs in Zhongyuan Oilfield, in order to screen surfactant flooding system available to W92 northern reservoir, experiments of seven Nonionic-Anionic surfactant flooding systems which could lead to ultra-low interfacial tension with the oil of W92 northern reservoir were carried out in the lab without alkali. In this paper, we have examined interfacial tension and compatibility of seven surfactant flooding systems to screen the best formula, and optimized the concentration of three Surfactant Flooding Systems (SHPC3, SHPC4 and SHPC7) with superior performance. The best concentration of these three systems is 0.28%. Then through performance evaluation of resistance to temperature and salinity, adsorptivity, emulsitify and stability, SHPC7 with better emulsification, resistance to temperature and salinity and ultra-low interfacial tension was selected, whose limitation to temperature, salinity, and Ca
2&Mg2 is 96℃, 15.24×104mg/L and 5763mg/L respectively. Then
theeffectiveness for EOR of coreflooding experiments using SHPC7 surfactant flooding system whose concentration is 0.3% was investigated with low permeability
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heterogeneity artificial cores. Experiments showed that under the same injection time and same concentration, the recovery ratio increment was increased with increasing multiple of injected pore volume. The recovery ratio increment of injecting 0.4PV surfactant slug is the highest, about 5.68% over water flooding, compared with that of injecting 0.1PV and 0.2PV,the increment of recovery efficiency is 1.34%, from injecting 0.1PV to 0.2PV, higher than 0.21%, from injecting 0.2PV to 0.3PV. So, Surfactant Flooding System SHPC7 with 0.2 multiple of injected pore volume should be advised in the field operation proposal for low cost and better effect of EOR. Finally, W92-31 well group was selected and surfactant flooding construction scheme iii was designed by injecting 0.4PV surfactant, which would reduce the cost and enhance oil recovery.
Key words: low permeability reservoir, surfactant, interfacial tension, resistance to temperature and salinity
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目 录
目 录 ............................................................................................................................... 1 第一章 绪论 ..................................................................................................................... 2
1.1 研究目的意义 .................................................................................................... 2 1.2 低渗透油藏概述 ................................................................................................ 2
1.1.1 低渗透油藏的分类 ................................................................................. 2 1.2.2 低渗透油藏的主要特征 ......................................................................... 3 1.2.3 国内开发历史及现状 ............................................................................. 3 1.2.4 低渗透油藏表面活性剂驱的应用及前景 ............................................ 5 1.3 研究的内容 ...................................................................................................... 5 第二章 表面活性剂概述 ................................................................................................. 7
2.1 表面活性剂的结构与性质 ........................................................................ 7 2.2 常用驱油用表面活性剂 ............................................................................ 8 2.3 表面活性剂驱油机理 .............................................................................. 10 2.4 表面活性剂驱油效果的影响因素.......................................................... 11
第三章 文92北块驱油用表面活性剂体系配方研究 ................................................ 13
3.1 文92北块油藏描述 ........................................................................................ 13 3.2 试验材料 .......................................................................................................... 14
3.2.1 试验药品 ............................................................................................... 14 3.3 配伍性实验 ...................................................................................................... 15 3.4界面张力实验 ................................................................................................... 16 3.5吸附性能实验 ................................................................................................... 18 3.6乳化能力 ........................................................................................................... 19 3.7耐盐耐温性实验 ............................................................................................... 20 3.8 驱油性能实验 .................................................................................................. 21 参考文献 ......................................................................................................................... 24 致 谢 ............................................................................................................................. 27
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第一章 绪论
1.1 研究目的意义
随着石油资源的逐渐枯竭，在开采高产井的同时，低渗透油藏的有效开采也倍受关注。优选适合低渗油藏的表面活性剂体系对提高原油采收率具有重要指导意义。
低渗油藏渗透率低、低孔喉小、孔隙度低，并在长期的水驱过程中因粘土颗粒水化膨胀造成储层渗 透率的再度下降，出现注入压力增大，注人困难的问题。因此对低渗油藏表面活性剂驱油体系提出更高的要求。 以油田自身条件选择表面活性剂剂进行体系界面活性、润湿性、防膨性、洗油效率及驱油效率的综合评价，优选出适用于低渗油藏的高效驱油用表面活性剂体系。以便增加驱替流体毛管数，改变储层润湿性，降低油滴的启动压力，使油膜较易从岩石表面剥落下来，同时减缓粘土颗粒分散运移带来的储层伤害，提高低渗油藏原油采收率。
1.2 低渗透油藏概述
1.1.1 低渗透油藏的分类
低渗透油藏是一个相对的概念，在世界上的划分是没有统一的、固定的标准和边界。不同国家根据不同时期的石油储备和技术经济条件的发展，但总体指储层低丰度、低渗透、低生产能力的单井油田。
根据低渗透油田的渗流力学特性，将其渗透率在0.1×103~50×103um2认为低渗透油藏，并将低渗透油藏又分为三类。7
第一类是一般低渗透储层，渗透率为10×103~50×103um2，这种储层附近为正常油层，具有工业生产，但在钻井和完井过程中极易造成污染，需要采取相应措施保护油层，压裂才能进一步提高其产量。二是超低渗透储层，渗透率在1×10-3~10×10-3um2附近，这类储层和正常油层有明显差异，它的束缚水饱和度增高，测井电阻率下降，自然生产力一般达不到工业标准，必须采用大型压裂等措施，才能有效地投入工业的生展，例如，安塞长清油田、吉林油田、大庆榆树林油田。第三类是超低渗储层，渗透率一般在0.1×10-3~1×10-3um2左右。由于孔隙半径小，难以进入油气。这种储层一般都非常致密，束缚水饱和度很高，基本上没有自然生产力，一般没有工业开发的的价值。但如果油层厚度大，原油性质更
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好等，在同一时间，可以采取既能提高石油产量，又减少投资，降低成本的有效措施，也可以进行工业开发，也可以获得一定的经济利益。如长庆油矿管理局开发的多数油田。
1.2.2 低渗透油藏的主要特征
低渗透油藏的特性有以下几个主要方面：
断层多且结构复杂，含油面积小，层数多，厚度大9、断层多且结构复杂是这类油田的基本特点。由于断层多和致密性，经常把储层分为孤立的小断块油田，含油面积相对较小，但多个层厚度的变化不大，从几米到几十米，甚至几百米。
储层物性的变化大，孔隙小、比表面积大，渗透较低，低渗透油藏为主的小孔隙和微—微细喉道，平均喉道直径在26 ~ 43µm之间，孔喉半径中值0.1 ~ 2.0m，比表面积2 ~ 20m／g。储层孔喉细小，比表面积大，直接形成了低渗透的结果，是低渗透油藏一系列生产开采的根本原因。
渗流特点不遵循达西定律，低渗透储层由于小孔隙、比表面积和油层边界厚度大，贾敏效应和表面分子力强，其渗流规律不服从达西定律，非达西渗流特征明显。渗透率越低，启动压力梯度越大。
④弹性能量小，低渗透储层由于储层连通性差，流动阻力小，一般边底层水不活跃，弹性能量极小。除了少量的异常高压油藏，弹性阶段采收率仅为1%至3%。
1.2.3 国内开发历史及现状
中国大陆上第一个生产特低渗油藏井，自1907年9月11日延长油田1号井投产以来，中国已成功开发了一批特低渗透油田。低渗透油藏地质储量较多的新疆、大庆、胜利、辽河、中原油田。特别是在准噶尔盆地新发现的小块油田，玛北油田近年来是典型的低渗透油田。表1.1列出了低渗透油田国内部分的概述10。
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表 1.1 国内部分低渗透油田
油 区 油田 油藏含 油 地 质 埋 深 渗 透 孔 有 效 原油 储 量104t 名称 类型 面 积Km2 m 率隙 厚 度 粘度 m mPa.s103um2度 渤海 构造 胜利 牛庄 岩性 大港 中原 马深 构造 52.0 6.48 6358 623 5369 10732 5621 5432 4608 2750-3800 3800-4050 3150-3750 1000-1350 2800-3000 2100-3150 19 10 5-14 1.31 29.6 6.31 20.3 71.0 10086 3300-3980 5-18 % 18.2 17.1 0.73 4.2 0.41 2.1 3.0 0.39 0.30 16.3 0.6-20 13.6 12.5 16.6 12.9 13.3 24 13.2 6.4 10.6 34.8 文东 构造 22.86 安塞 岩性 206.3 长庆 马岭 101.7 37.0 33.5 鄯善 构造 新疆 丘陵 构造 2009年胜利油田低渗透油藏的探明储量取得了重要突破，探明储量达到9.84亿吨，石油产量421万吨，胜利油田持续稳产。近年来，辽河油田低渗透储层有了很大的突破，52个断块油藏中，已经开发了24个，含油面积38.53平方公里，生产地质储量3756.8万吨，占生产地质储量的35.4%，可采储量896.5万吨，在辽河油田长期维持稳定的低渗透储层起着至关重要的作用11。
中原油田主要为低渗透复杂断块油藏，到2008年底，中原油田探明未开发储量23569×104t，可采储量5185.36×104t。没有动用储量以低渗、特低渗储层为主，主要分布在文南油田；常压低渗透52个单元，主要分布在蒲城沙三，桥口油田等。 低渗透油田的特点是开发利用难度高，产量低，但由于数量多，储量丰富，引起了高度重视。只有通过持续改进，提高技术水平，才能大大提高单井产量，降低成本的目的12。
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如何提高低渗透油田的开发效果，如何尽快将低渗透油田开发建设成为我国石油工业持续稳定发展的重要保证成为当今石油领域的重中之重。 1.2.4 低渗透油藏表面活性剂驱的应用及前景
与表面活性剂驱油相比，碱—表面活性剂—聚合物驱，由于其成本低，吸附能力低，提高采收率大，在各个领域具有更广泛的应用28。然而，由于油气藏勘探开发往往渗透率低，高盐和高要求，形成低渗透储层孔隙小，结构复杂，常规水驱回收率低；启动压力高，不适合采用聚合物驱，因此对温度和抗盐复合要求很高，达到超低界面张力和现有表面活性剂的复配是两个主要方向的29，不仅要考虑性能的稳定性和耐久性[31]。其中，表面活性剂的复配主要研究方向是非离子和阴离子基团的两种不同的亲水基团在同一个表面活性剂分子中，由于水和聚氧乙烯基亲和力强，使磺酸分子等阴离子基团，不易与金属离子发生反应，因而不易产生沉淀13，而且满足耐温、抗盐的要求。
因此，近两年来，国家科技部，两家主要石油公司，中石油和中国石化组织了一系列表面活性剂复配的研究课题，组织大型油田，科研院所和高校进行了一系列的研究项目，并取得了一些基本的研究成果。在中原油田30、长庆油田3233、大港油田、延长油田3437等各大油田的表面活性剂驱油体系中，已选定多个低渗透油藏进行现场试验，提高采收率效果明显。其中，在中原油田复合表面活性剂驱油效率的研究表明，在地层水中的驱油效率比石油磺酸盐高7.68％。胜利油田针对桩西地区高温中低渗油藏，研发了一种价格较低的驱油用复合表面活性剂，并于2006年在五号桩桩50井组进行了该剂的探索性应用试验，截止2007年5月该井组6口油井共增产油1656吨35。
但到目前为止，国内外表面活性剂驱油距离聚合物驱的大规模应用阶段仍然有一个很长的路要走，主要是由于：成本高，收益不明显；二是必须根据不同的油藏特点，选择合适的表面活性剂，限制了表面活性剂的大规模生产和应用。因此，研究和开发具有高性能和低成本的表面活性剂驱油体系，是石油工业的发展的必然趋势。
1.3 研究的内容
表面活性剂驱被证明是一种极有前途的提高低渗油田的采收率技术，目前低渗油藏表面活性剂驱筛选的主要依据是其能否使油水界面张力达到超低，对表面
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活性剂降低表面张力和乳化能力，以及改变岩石润湿性能力并未给予足够的重视。根据表面活性剂的驱油机理和提高采收率的因素，结合低渗透油藏的特点，通过实验数据与分析，选择合适的表面活性剂。
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第二章 表面活性剂概述
目前，化学驱油是国内主要三次采油的主要方法，在化学驱油中最为适用的是表面活性剂。许多专家和学者在实际工作经验的基础上，对油田的驱面活性剂提出的要求，概括为以下几个特点：
（1）表面活性剂对油水界面活性高、油水界面的降低能力强，使油与水界面张力低于10.2 mN／m，具有一定程度的溶解性，浊点不受PH值的影响或有较小的影响。
（2）表面活性剂与岩石表面之间的相互作用小，在岩石表面上的吸附能力弱或不易吸附；
（3）表面活性剂溶于地层水中，具有较大的扩散速度，但抗稀释能力较强，即表面活性剂浓度降低，从而降低油水界面张力的能力或变小，驱油效果更好： （4）具有良好的稳定性，和其他化学剂或注入水、底层物质不发生反应，没有裂解降解反应；
（5）在驱油过程中，考虑表面活性剂驱油系统的配伍性问题和油藏开发程度之间的关系；
（6）表面活性剂适应驱油油藏温度和矿化度度条件，具有很高的耐温抗盐能力；不同类型表面活性剂的分类的方法有很多，最常见的类型是在水溶液中表面活性剂的亲水性离子基团的结构，分为阴离子、阳离子、两性离子、非离子型和混合型5种类型：根据分子量大小分类，可分为低分子的表面活性剂（分子量300）和高分子表面活性剂（分子量为1000以上），按照对三次采油技术的油藏条件对表面活性剂性能的要求，可以分为耐盐的表面活性剂体系、耐温表面活性剂体系，抗盐耐高温表面活性剂体系和特殊地层条件下表面活性剂体系；按照来源分类，可分为天然表面活性剂，合成表面活性剂和生物表面活性剂；根据溶解性，表面活性剂的分类可分为水溶性表面活性剂和油溶性表面活性剂。 2.1 表面活性剂的结构与性质
表面活性剂的两端是性质不同的有机化合物组成的，一部分是亲水疏油的极性基团，而另一部分是由疏水性石油烃链组成的非极性基。这两个部分，分别占据了表面活性剂分子，形成不对称结构。如肥皂成分脂肪酸盐是人类早期使用的表面活性剂，其亲油性是一种烃链和亲水性羧基（如图2.1）。表面活性剂溶于
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水时，亲水基团能否电离生成离子，可分为离子型和非离子表面活性剂，前者产生的离子的性质，可分为阴离子、阳离子和两性表面活性剂。
图2.1 肥皂的亲油基和亲水基示意图
由于表面活性分子，既有亲水性，又是亲油性，所以表面活性剂分子是一种两亲分子，具有两亲性，亲水基很容易溶于水，而亲油基有水中逃离的趋势。这类表面活性剂的结构特点主要有以下两个基本属性：第一，表面活性剂在溶液中的浓度很低，易被吸附在空气—水界面或液—液界面，排列成单分子膜的形成，大大降低液体表面张力和界面张力，界面状态的改变，导致润湿或反润湿、乳化或破乳、起泡或消泡2、分散和絮凝效果。第二表面活性剂超过一定浓度（临界胶束浓度，CMC），吸附达到饱和，表面活性剂溶液中的分子通过疏水作用、氢碳链结合形成胶束，原不溶或微溶于水的有机物溶解在胶束。当溶液浓度达到临界胶束浓度时，许多物理和化学性质，如表面/界面张力、渗透压、电导率、粘度等）几乎都发生了显著变化1314。表面活性剂在溶液中的性质（如图2.2所示）。
图 2.2 表面活性剂在溶液表面吸附与溶液内部增溶示意图
2.2 常用驱油用表面活性剂
目前，国内外驱油用的表面活性剂分以下几类： （1）阴离子表面活性剂
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阴离子表面活性剂界面活性高，耐高温，稳定性好，成本相对较低，虽然浊点较低，但抗盐性能不好，并且浊点随着电解质的增加而降低，但目前仍在现场使用的阴离子表面活性剂，主要有以下几种19： 石油磺酸盐21
在实验室和现场测试中普遍使用的，它具有低的界面张力，具有良好的相溶性，较高的增溶能力，且价格较低，但存在抗盐能力差、耐温差等缺点。 烷基苯磺酸盐、烷基磺酸盐
烷基苯磺酸盐可使油和水之间的界面张力低，但随着支链的增长，抗盐能力减少。直链烷基磺酸酯具有较强的耐温性，微乳液的增溶能力很高。但在较低的温度下产生液晶，这会使驱油阻力增大，在驱油过程中应尽量避免。 α-烯烃磺酸盐
α-烯烃磺酸盐（AOS）是由烯烃磺酸、羟基磺酸和磺酸盐组成的混合物，具有很强的耐盐性和高增溶参数，而且具有较低温度下形成液晶缺陷。 （2）两性表面活性剂
两性表面活性剂对金属离子的螯合作用，大部分可以用于高盐度，其驱油温度高。
（3）非离子表面活性剂
非离子表面活性剂在溶液中不电离任何形式的离子，并且含有聚合度n不同的聚氧乙烯基团，所以稳定性高，不易受强电解质无机盐和酸、碱的影响，尤其是抗多价阳离子的能力好，较低的临界胶束浓度，和其他种类的表面活性剂相容性好20。
（4）非离子型阴离子表面活性剂
对非离子部分的分子结构可以是聚氧丙烯链或聚氧乙烯链，但阴离子部分往往是硫酸盐、磷酸盐、磺酸基、羧酸和羧甲基，因为有两个属性（非离子、阴离子)、其抗盐性明显优于石油磺酸盐和羧酸盐等阴离子表面活性剂22，而且吸附量小，适用于高盐度，高温度的储层，但成本较高。
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2.3 表面活性剂驱油机理
表面活性剂能有效降低界面张力和润湿性变化等机制，提高驱油效率，达到提高原油采收率的目的。 （1）降低油水界面张力的机理
由于表面活性剂分子具有亲水性和亲油性，亲水性很深，油相的疏水性很强，在油水界面上的吸附量很小，通过减少界面能使油水界面张力降低，从而增加了毛细管数18，降低了毛细力，降低了岩石的粘附强度，提高了驱油效率。 毛细管准数与界面张力的关系见下式：
Ncw/wo （2-1） 式中:
NC—毛细管准数，无量纲；
—驱替速度，m/s； W—驱替液粘度，mPa·s；
WO —油和驱替液间的界面张力，mN/m。
毛细数越大，驱油效率越高23。增加了液体的粘度和驱油速度，降低了界面张力，均可增加毛细数，减少界面张力是表面活性剂最基本依据26。通过减少油和水之间的界面张力，毛细管数增加了2~3个数量级，这削弱或消除了毛细管作用的形成，减少粘附力，提高驱油效率。 （2）乳化机理
有时原油表面活性剂驱油体系对原油的乳化能力主要表现在油水两相流，表面活性剂驱油体系可以快速排出，分散，剥离岩石表面，O/W乳状液的形成，从而改善油水流度比，提高波及效率，提高产量。此外，由于表面活性剂在油滴表面上吸附电荷，增加油滴和岩石颗粒的静电斥力，油滴不容易重新粘贴到岩石颗粒表面，导致表面活性剂驱油系统的液体夹带，沿流动方向流向采油井，提高喷油系统的驱油效率和提高采收率。 （3）润湿反转机制
驱油用的表面活性剂是亲水性的，经过表面吸附的形成可以使原来的亲油表面变成亲水性的表面，表面上的油的润湿角增大（如图2.3所示），粘附力减小，驱油效率提高。
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图 2.3 表面活性剂使岩石表面润湿反转示意图
（4）聚并形成油带机制
随着移动油液滴聚成带，一个小的油滴聚集在大的油滴上，汇聚成油。含表面活性剂驱油体系通过岩石孔隙时，岩石表面的油滴和油膜会以小油滴形成，从岩石表面清洗下来，小的油滴与驱油系统过程将相互碰撞，形成大的油滴，然后油滴碰撞，形成较大的油珠，大油珠碰撞成油带，油带会和小滴油、油珠结合形成较大的油区，油带沿驱体液的方向流动，使剩余油流入生产井。 （5）提高表面电荷密度的机制
用阴离子表面活性剂或非离子表面活性剂驱油时，表面活性剂会吸附在油滴和颗粒的表面，岩石或油滴表面电荷密度增大，使油滴和岩石表面的静电斥力增大，油滴被驱油体系夹带，达到提高驱油效率，提高原油采收率的目的。 （6）改变岩石表面的润湿性
大量相关文献和研究结果表明，岩石的润湿性和驱油效率密切相关。岩石若为油湿，则是孔隙中产生的毛管力为阻力，而水湿毛细力则是驱油的动力，因此，亲油性岩石驱油效率差，亲水性岩石驱油效率好。选择合适的表面活性剂可以改变原油与岩石间的润湿接触角，改变岩石表面的润湿性，减少岩石表面的粘附功，提高驱油效率，最终提高原油采收率。 2.4 表面活性剂驱油效果的影响因素
降低界面张力是表面活性剂驱的基本依据，是两亲分子，取代界面溶剂分子的结果。界面上吸附的两亲分子越多，两亲性分子和油相分子和水分子的分子量越接近等于，且有较大的绝对值，则界面张力越低。表面活性剂性质、油水相性能、储层环境（温度、含盐量）变化及驱油性能也会影响。
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（1）原油性质
作为油相组成的油—水界面的碳原子数，界面张力与烷烃的碳数变化而变化，烷烃的界面张力的变化是最低的。而不是所有的烷烃的碳数具有最低的界面张力。因此，原油的性质不同，系统的界面张力将发生很大变化。 （2）表面活性剂
表面活性剂的碳链长度，分枝程度，对界面张力有重要影响。一定的等效烷烃碳数（EACN）的油相，其表面活性剂的低界面张力有碳链长度的最佳值。
表面活性剂当量越高，当量分布越广，界面张力越低，驱油效果越好。然而，较高的表面活性剂当量，吸附也就越大，相应增加了成本，投入产出比优势不明显。
表面活性剂也可影响界面张力。随着浓度的增加，界面张力降低。当临界浓度超过，界面张力增加。通常有一个最佳浓度。 （3）油藏环境
储层温度高，会增加表面活性剂在岩石表面上的吸附。如果温度或盐度太高，表面活性剂的性能较差。 （4）盐的影响
对于一个特定的表面活性剂驱油体系，有一个最佳的盐浓度，油水界面张力是非常低的，有时盐浓度变化，如几千点，可以使界面张力变化两个数量级。
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第三章 文92北块驱油用表面活性剂体系配方研究
3.1 文92北块油藏描述
本文选择中原油田文92北块低渗透油藏进行实验，地质情况如下： （1）构造特征
文92北块的结构特点是位于文东盐间储层的北方，西以徐楼断层为界，南部和东南部在92-37断裂的次生断层上，属于反向屋脊油藏，文92北块含油面积4.72×104km2，地质储量268×104t，可采储量63×10t，标定采收率25.32%。 （2）储层特征
文92北块油层主要集中在S3上 6-7砂组，储层的平均有效厚度8.2m。从纵向上，S3 上6砂组和S3上 7砂组有明显差别。从平面上看S3上7砂组油藏的边水被北方梯度断裂控制，S3上6砂组油层北部构造发育较好，向北、南层砂尖灭。
（3）流体的分布和性质
储层物性：文92北块平均渗透率为50×10-3um2，平均孔隙度22.6%；储层物性具有从北到南的良好态势，S3上 6砂组储层的中间最差。
流体物性：有更好的油性能，平面上有小的差异。地面原油密度的0.875mg/L，粘度25.68mPa·s，含油0.69%。地层水中的钙、镁含量5763mg／L，总矿化度15.42×104ppm。
地层压力与温度：文92砂储层是一种储层深度独立的压力系统。油层中深2932m 原始地层压力33.8Mpa，压力系数1.21，是一种正常的压力油藏。原始地层温度为96℃，温度梯度4.2℃/100m。具体数据见表3.1。
表 3.1 文92北块油藏基本情况表
含 油 面 积103km2有效厚度m 地质储量可采储量采收率 % 油藏中深m 渗 透率原油密度总矿化度Ca2地层温度C +104t 104t 103um2g/cm3mg/L Mg2 4.6
2855 50 mg/L 0.87 14.71 5665 95 7.8 242 59 24.4 13
（4）沉积特征
文92北块储层砂体主要为三角洲前缘和前三角洲亚相，可以确定以下主要沉积微相，如水下分流河道、前缘席状砂体、河口坝、前三角洲泥。砂体储集类型以下水管道砂体为主要，主河道砂体厚度较大。前板砂面是连续分布，厚度和储存层稳定。
3.2 试验材料
3.2.1 试验药品
活性剂样品：浓度为 3%的 SHPC3、SHPC4 和 SHPC7 体系样品溶液； 试验油砂：文 92 块 S3 上岩心（未洗油），80~120 目； 试验原油：文 92 北块采油一厂井口脱水脱气原油；
试验用水：文 92 北块采油一厂注入水（水样分析数据见表 3.1）；不同矿化度的模拟地水；
模拟油：文 92 北块采油一厂井口脱水脱气原油与煤油按 1：1 比例配制而成； 人造低渗透非均质岩心：圆柱状填砂管（内径380mm、长1000mm），充填230~270目英砂，在30MPa下压实，具体参数见表3.2；
表 3.1 文 92 北块油层水样分析数据表
离子含量（mg/L） 水样 KNa总矿化度 水型 Ca 2Mg 2Cl SO4 2HCO3 文9235201 4244 490 61952 1572 （mg/L） 北块注入水 文25-3产出水
120 103589 CaCl2 CaCl242235 5053 612 97666 1331 274 147171 14
表 3.2 人造岩心基本数据
岩心编号 S101227-1 S101227-2 S101227-3 3.8*100 规格 （cm） 孔隙体积 （mL） 486.64 483.1 484.22 孔隙度 （%） 17.5 15.8 16.9 水测渗透率 （103um2） 37.98 36.22 37.83 饱和填砂管所用盐水：矿化度14.71×104mg/L，Ca2+、Mg2+含量5665mg/L，水型为Ca Cl2型，取自文一联污水处理罐，具体组成见表3.3。
表 3-2 饱和岩心用盐水组成 离子含量（mg/L） KNa Ca2Mg 2Cl SO4 2HCO3 CO3 2矿化度 Mg/L 水型 31600 2050 574 52600 1410 434 0 88700 CaCl2 3.3 配伍性实验
文92在储层温度为96℃7种阴离子—非离子型表面活性剂体系和文北92块注入水和文 25-13产生水的配伍性试验。根据长期的表面活性剂的研究结果和以前的领域经验，浓度为0.4%的表面活性剂溶液进行实验，而同时选择一个体系配成有不同浓度（0.1%，0.3%和0.5%）的溶液来实验。如果样品溶液和水是不兼容的，导致沉淀或悬浮和破坏，也会造成地层孔隙堵塞，造成油层损害。表3.4为七种表面活性剂体系，并与实验结果相结合。
从表中可以看到浓度0.3%的SHPC1、SHPC2、SHPC4、SHPC5 和SHPC7 表面活性剂溶液，以及0.1%、0.3%和 0.5%的 SHPC3 表面活性剂体系样品溶液，与文92北块注入水与地层水混合，清稀或混浊，无沉淀，6种表面活性剂，注入水与地层水的相容性好。SHPC6体系，在样品溶液和混合后，水样变成悬浮液，和水样品的相容性较差，会失败，不适合文92北块用于提高石油采收率的表面活性剂。
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表 3.4 表面活性剂体系与文92北块配伍性实验
样品编号 SHPC1 SHPC2 SHPC3 SHPC3 SHPC3 SHPC4 SHPC5 SHPC6 SHPC7 浓度% 0.3 0.3 0.1 0.3 0.5 0.3 0.3 0.3 0.3 注入水 澄 清 澄 清 澄 清 澄 清 澄 清 澄 清 浑 浊 有悬浮体 澄 清 地层水 澄 清 浑 浊 澄 清 澄 清 澄 清 澄 清 浑 浊 有悬浮体 澄 清 结论 配伍性好 配伍性好 配伍性好 配伍性好 配伍性好 配伍性好 配伍性好 配伍性差 配伍性好 3.4界面张力实验
3.4.1 试验仪器
TX500C 旋滴界面张力仪（如图 3.1 所示）、电子天平、恒温水浴箱。
图 2.2 Texas-500 型界面张力
1—调平旋钮；2—保险丝；3—电源开关；4—频闪灯开关；5—转速旋钮；6—转速读数；7—温度读数；8—温度调节旋钮；9—马达；10—读数显微镜；11—毛细管、垫片压帽；12—读数旋钮及螺旋测微器；13—变压器；14—220V电源插头。
界面张力是表面活性剂驱油能力的重要指标，界面张力越低，毛细数增加， 残余油饱和度降低，表面活性剂驱油效率越高，表面活性剂的能力更强。把10~10mN/m范围内的称低界面张力，界面张力小于10mN/m称为超低界面张力。结果表明，界面张力达到超低，原油的水驱效率将非常高。几乎把所有的地下原油都能生产出来，因此超低界面张力系统的研究得到足够的重视。同时，表面活性剂的耐热性和盐性是通过其降低油水界面张力至10mN/m能力来评
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价，因此，测定的界面张力的表面活性剂评价，可以应用于三次采油的一个重要组成部分。本文对七种表面活性剂体系的油水界面张力进行了评价，并对系统的超低界面张力进行了优选。
表面活性剂体系的 SHPC1~7 用浓度为0.3%的溶液，96摄氏度的温度，密闭放置24h，然后用tx500c旋转滴界面张力仪测定的动态界面张力、转速6000rpm。实验结果见图3.1。
图 3.1 表面活性剂体系与文92北块原油动态界面张力对数图
由图3.1可见，SHPC3、SHPC4 和 SHPC7 表面活性剂体系与原油的界面张力都随着时间的增加，呈现下降的态势，最终体系界面张力值稳定在10mN/m 数量级，体系达到了动态平衡。其中，SHPC3 和 SHPC4 降低原油界面张力的能力比较大大，更容易将残余油从地层岩石上剥离下来。SHPC7 比 SHPC3 和 SHPC4 更快达到动态界面平衡状态，说明这种体系在油水界面上有快速的吸附能力，表面活性剂分子在水中的运移速度较快，可以用较短的时间在油水界面上达到吸附速率和脱附速率相等，界面张力能迅速达到平衡。
SHPC1 的界面张力值随着时间的增加呈现稍微降低的趋势，SHPC2、SHPC5 和SHPC6 的界面张力值随着时间的增加呈现稍微增加的趋势，且这四个体系稳定后的界面张力值达不到10mN/m 这一数量级，不适于作为低渗透油藏的驱油剂。
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通过测量界面张力对其表面活性进行评价，选择最适合于92块油藏驱油的表面活性剂体系，然后进行模拟试验，通过岩心驱油对驱油效率进行计算。表面活性剂体系驱油能力的影响。
3.5吸附性能实验
吸附性能指的是当一种物质对溶液和岩石进行长期接触时，达到吸附平衡后，单位颗粒岩石表面吸附材料的质量。油砂的主要成分为粘土矿物、石英砂和碳酸盐，表面活性剂吸附为粘土矿物，主要成分为蒙脱石、高岭石和伊利石，蒙脱石则为膨胀粘土矿物，吸附能力最强。表面活性剂驱油体系在岩石表面的吸附引起表面活性剂的损失，降低了表面活性剂在油驱体系中的浓度，增加了油驱的成本。 （1）实验原理
在吸附开始时，表面活性剂浓度相对较低，吸附主要以正电荷的表面活性剂溶液和储层岩石表面的静电相互作用，表面活性剂还未达到饱和吸附量。随着表面活性剂浓度的增大，吸附质分子在固体表面的单层双层吸附状态过渡。吸附阶段，固体表面已完全覆盖的表面活性剂分子，并最终达到平衡吸附速度。静态吸附计算公式如下：
(C0C)V/G103 （ 3-1） 式中，Γ —静态吸附量，mg/g
V—活性剂溶液的体积，m L
C 0 —活性剂溶液的初始浓度，mg/L
C —活性剂溶液的平衡浓度，mg/L
G —净砂质量，g
（2）实验方法
本文从文92北块注入水制备了0.3%浓度的表面活性剂溶液，并对文92北块的表面活性剂体系进行了评价。
在250m L锥形瓶加入25g砂（精确到0.01），添加表面活性剂溶液75g（精确到0.01），液固比为1:3，振荡摇盖紧塞；
锥形瓶置于恒温水浴振荡器振荡24h，96℃油温；
关闭振荡器，停止振荡，锥形瓶被冷却后，所有的上清液进入离心管，在1500转/分钟的速度离心分离约30分钟；
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用电位滴定法测定溶液浓度后，将上清液除去，达到吸附平衡； 根据3-1静态吸附容量的计算公式。
表面活性剂在适当岩石表面上的吸附是为了减少储层岩石的渗透率，但如果吸附量过大，降低驱油体系的有效浓度，对提高采收率效果变差。因此，吸附的表面活性剂对储集砂是非常必要的，以指导表面活性剂，实现最佳的驱油效果。根据吸附性能评价的静态吸附量的测定方法，实验三种表面活性剂体系样品溶液的吸附能力如表3.4所示。
表 3.3 表面活性剂体系在文 92 北块油砂上的吸附量 表面活性剂编号 SHPC3 SHPC4 SHPC7 吸附前浓度 （g/L） 3.007 2.996 3.004 吸附后浓度 （g/L） 2.413 2.237 2.012 吸附百分比 （%） 19.754 25.334 33.022 吸附量 （mg/g） 0.856 1.063 1.389 砂名称 文92块S3 1.2855m 从表3.3可以看出，在油砂三系统的吸附容量小于1.5mg/g，小于最大吸附容量标准2.0mg/g，为0.856mg/g的SHPC3 系统。吸附最少，因此，这三个系统均能满足文92北块驱油表面活性剂的吸附能力的要求。通过调查，周雅萍等29测得 0.2%非离子表面活性剂 7#在辽河油田某区块岩心表面的最大吸附量为 1.48mg/g，0.2%阴离子表面活性剂 1#的最大吸附量为 6.07mg/g；王红艳等30测得石油磺酸盐在胜利油田某油砂的最大吸附量为4.80mg/g；李道山等31测得ORS 在油砂上的最大吸附量为 5.0mg/g；郭东红等32测得 ROS 驱油表面活性剂在设计注入质量分数 0.3%附近时在北油田晋 45 断块油砂的吸附量小于 1.0mg/g。通过对比，我们发现，本文实验所用的这三体系比单一表面活性剂在油砂表面的吸附量要小的多。
3.6乳化能力
优化的配方配制成溶液，20mL溶液加入到50mL的高温玻璃采样管，按照水油比1:1的比例加入20mL原油，然后放入96℃水浴恒温水浴5分钟，每分钟冲击高温玻璃管的10次，五次重复操作，后在96℃水浴中静置，观察实验现象。
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图 3.2 乳化性实验结果
分别取25 mL的表面活性剂溶液 和脱水原油，置于2个烧杯中，在83度恒温水浴30分钟。表面活性剂溶液进入原油，用800 r / rflln强烈搅拌5分钟，倒入50毫升的具塞量筒中。然后用恒温热水浴，并定时，各隔一段时间观察乳液/水界面读数，并计算出水的分离率。通过测定水的分离率，可考察油水界面的稳定性、乳液稳定性。在一定的时间内，析水率越高，油水界面不稳定，五种样品溶液按乳化能力由强到弱排序，依SHPC7>SHPC4>SHPC3>AOS>SHPC5
3.7耐盐耐温性实验
耐温性
（1）用去离子水配制浓度为 0.3%的 SHPC3、SHPC4 和 SHPC7 样品溶液，与文 92北块入水混合，观察溶液状态，并在 95℃下直接测一组油水界面张力数据，作为放置前零点数据。
（2）将三种样品溶液放于恒温箱中，在 95℃下密闭放置 30 天后取出，再与文 92北块注入水混合，观察溶液状态，然后测定样品溶液与原油的界面张力，研究其稳定性。 耐盐性能
配制不同矿化度的模拟地层水，与浓度为0.3%的SHPC3、SHPC4和SHPC7样品溶液混合观察其溶解性。然后置于恒温箱中，在95℃下密闭放置2h后取出，用TX500C型旋滴界面张力仪测定静态界面张力，考察表面活性剂的耐盐性能。 目前，油的勘探开发倾向于更深的地层，地层温度过高，不仅会增加表面活性剂在岩石表面的吸附，表面活性剂的结构易破坏或改变，影响其性能，降低界面
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张力的变化，从而影响驱油效果。因此，表面活性剂体系的耐温性能评价是至关重要的。
本文通过比较在储层温度为96℃密闭放置30天前后，样品溶液中的表面活性剂体系与文92北块注如水混合后，溶液与原油的界面张力的变化，测定结果如图3.5所示。
表3.5 放置30天前后表面活性剂体系稳定性
表面活性剂编号 SHPC3 SHPC4 SHPC7
图3.4 表面活性剂体系稳定性实验动态界面张力图
从表3.5可以看出，0.3%浓度的SHPC3，SHPC4和样品溶液和文92北块注水无沉淀现象，有良好的配伍性。从图3.4可以看出，经过30天的96°C的恒温，对SHPC7体系和文92油在达到动态平衡时的值相对于放置前偏高，但仍然可以达到10mN/m 大小；SHPC3和SHPC4动态平衡时的值相对于放置之前降低，三种体系达到10mN/m的时间较长。上述三种表面活性剂体系的热稳定性较好，能满足92块表面活性剂驱。
33放置前 澄清 澄清 浑浊 放置30天 浑浊 浑浊 浑浊 3.8 驱油性能实验
（1）230-270目石英砂用湿填充法填充在填砂管使其成为低渗透岩心；
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（2）提取、清洗、干燥、在空气中称量W1，在真空形成真空下，在250mL锥形瓶中加入25g沙（精确到0.01），添加表面活性剂溶液75g（精确到0.01），液固比为1:3，摇均匀，盖紧塞子；
（3）锥形瓶置于恒温水浴振荡器振荡24h，95℃油温；
（4）关闭振荡器停止振荡，锥形瓶稍冷却后取出，所有上清液倒到离心管中，在1500转/分钟的速度离心分离30分钟左右；
（5）上清液移除，用测定电位滴定法，测混合后的浓度，此浓度为吸附达到平衡时的平衡浓度；
（6）采用静态吸附容量计算公式3.2。 VP(W2W1)/ （3.2） 式中， 为地层水的密度（1.039g/L）；
（6）水测岩心基质渗透率，将注入水以一定泵速注入岩心，记录驱替不同孔隙体积倍数的驱替压力，直至驱替压力稳定，记录稳定压力，按公式333求出基质渗透率 K：
QUL1K10AP （3.3）
式中， K —岩心或填砂管渗透滤，μm2； Q —流速，cm3/s；
∆P —岩心两端压差，MPa； µ —流体粘度，m Pa.s； A —岩心截面积，cm2； L —岩心长度，cm。
（7）把岩心抽真空后饱和盐水，再将其饱和油，然后静置3~5天；
（8）根据实验方案模拟实际油层的驱替速度（0.5m L/min），先进行水驱，在水驱采出含水率达98%后，再分别注入浓度为0.3%、不同孔隙体积倍数（0.1PV、0.2PV、0.3PV）的表面活性剂溶液段塞，再进行后续水驱，驱油至含水98%以上，实时记录采出的油水量及驱替压差，按公3-4分别计算各阶段采收率。
V010000SoiVP （3-4）
E22
式中， E—原油采收率值，%； VO—采出原油的量，m L；
S oi—原始含油饱和度，无量纲； VP —孔隙体积，m L。
（6）注入表面活性剂驱以后，得到的总采收率与水驱采收率的差值即为水驱采收率增值，通过考察水驱采收率增值的大小来表征表面活性剂驱提高采收率的能力。
在国内表活剂驱油效果的研究中，将表活剂段塞从注入井注入地层，绝大部分表活剂将进入渗透率较高的地层，随后注入的水驱段塞也进入高渗透层。然后关井，水驱溶液将使表活剂溶液从渗透率较高的地层进入渗透率较低的地层。这种方法不仅可以减小低渗透油藏的界面张力，还可以增大表活剂与原油和油藏的接触。
根据以上实验对 SHPC3、SHPC4 和 SHPC7 表面活性剂体系的配伍性、吸附性、耐温抗盐性能的综合评价结果。
（1）对SHPC3的吸附能力，在形成SHPC4和SHPC7系统小于2mg／g，达到文92北块驱油表面活性剂的吸附容量的要求。
（2）表面活性剂的乳化效果优于单一表面活性剂，振荡后的乳化效果比自乳化效果好，其中 SHPC7 具有最好的乳化作用和自乳化效果。
（3）SHPC3 和SHPC4 耐热性要优于SHPC7 ，但耐盐能力最强的是SHPC7 与矿化度高达20.03×104mg／L模拟地层水混合无新相，且在无碱（无任何添加剂，无酒精）的条件下形成超低界面张力。
（4）通过室内岩心驱替实验，评价了优选表面活性剂体系 SHPC7 在浓度为 0.3%时的驱油效果。注入 0.3PV 的表面活性剂段塞水驱采收率增值最大，但是其采收率增值对比幅度并没有达到预期效果，建议现场施工注入 0.2PV 的 SHPC7 表面活性剂体系。
因此，shpc7表面活性剂体系的耐温、抗盐、抗钙和其他二价金属离子的能力，乳化能力很强，适应范围广，适合于低渗透油藏提高原油采收率92北块。
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致 谢
毕业设计已经接近尾声。在设计的过程中，找资料、和同学讨论、向老师请教，这些所有都是设计的一部分。在这里首先应该感谢我的指导老师张彩霞老师，他耐心辅导，有问必答，不管多忙，总是把对我们的指导放在首位。他们耐心的教诲、渊博的知识，总是在我遇到困难的时候给予最大的帮助，在设计的过程中给我指导了很多方向，使自己少走了很多弯路。其次，在写论文、找资料的过程中，我的同学和朋友也给了我很大的支持和帮助，在这里我也非常感谢他们。同时，我们还应该感谢学校，感谢所有的老师，正是有了学校的辛勤培养，老师的谆谆教诲才得以顺利的完成在大学的所有学业和毕业设计。在此即将毕业离开学校之际，向学校致以诚挚的敬意。
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