2.5復配表面活性劑對原油的乳化及破乳性能

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

圖5(b)為采用不同質量分數復配表面活性劑制備的油水乳液，在75℃下10 min的破乳率測定結果。從圖5(b)可知，雖然隨著表面活性劑質量分數的增加，油水乳液的破乳率下降，但即使將表面活性劑質量分數增至0.3%時，油水乳液的破乳率仍高于90%。這說明，復配表面活性劑不會對產出液的地面處理增加難度。

2.6復配表面活性劑在油藏中的滯留損失特性

表面活性劑在驅油過程中，不可避免地會與油藏巖石壁面發生吸附，造成滯留損失。測定表面活性劑在油藏巖石壁面的滯留損失量，對現場施工設計和表面活性劑的優化均具有重要的指導意義。圖6為復配表面活性劑在模擬油藏平均滲透率為2 720.3×10-3μm2巖心管中的動態滯留損失測定結果。

從圖6可知：隨著后續注水量的增加，表面活性劑在巖心中的滯留損失率呈下降趨勢;當后續注水量≥4 PV時，滯留損失達到恒定;恒定時的滯留損失率較小，僅為11.2%。這一結果與復配表面活性劑和巖石壁面間的相互作用能有關。由于砂巖表面帶負電，而復配表面活性劑中十六烷基二甲基甜菜堿親水端同時含陰、陽離子，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復配表面活性劑的驅油性能

圖7為復配表面活性劑在模擬油藏條件下的巖心管(巖心管具體參數及對應表面活性劑的注入質量分數見表3)驅油實驗效果。由圖7可知，注入不同質量分數的復配表面活性劑后，后續水驅階段原油采收率均比前期水驅階段有所提高。當表面活性劑質量分數分別為0.1%、0.2%和0.3%時，采收率分別提高了5.8%、9.4%和10.3%。通過對比質量分數大小與采收率增幅發現：當表面活性劑質量分數由0.1%增至0.2%時，采收率增加了3.6%;當表面活性劑質量分數由0.2%增至0.3%時，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量分數控制在0.2%～0.3%。

2.8現場應用

D13井是位于X油田南部的一口注水井，其對應生產井有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)，造成注入水指進嚴重，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91.8%。

油藏評估結果顯示，D13井所控區域剩余可采儲量約6.7×104m3，剩余可采儲量較大。為挖掘該井所控區域油藏潛力，2022年4月開始對該井進行超低界面張力表面活性劑驅油先導性試驗，2022年10月結束，共計注入表面活性劑溶液3 600 m3。考慮到滯留損失，試驗將表面活性劑質量分數設計為0.3%。在注入過程中，注入壓力由8.9 MPa逐漸上升至10.2 MPa，分析認為表面活性劑在地層中將剩余油乳化，乳化形成的油滴產生疊加的賈敏效應所致。從表3的試驗結果可知，截至2022年11月，施工結束1個月后，D13井對應4口生產井中，除D26井因注采井距相對較遠，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個月內已實現在水驅基礎上增油1 004.5 m3，這說明超低界面張力表面活性劑能實現剩余油的有效啟動。

3結論

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

(2)十六烷基二甲基甜菜堿和烷基糖苷APG1214按質量比1∶2復配的表面活性劑，在質量分數≥0.1%時，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，而且對原油的乳化率可達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90%以上。

(3)巖心實驗表明，復配表面活性劑在巖心中的滯留損失率小，僅為11.2%;在質量分數為0.2%的條件下，原油采收率可在前期水驅基礎上提高9.4%;現場試驗表明，復配表面活性劑具有良好的降水增油效果，可用于X油田水驅后的“挖潛提采”。

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）