石油与天然气化工  2025, Vol. 54 Issue (2): 107-112
引用本文
杨永钊, 张雪莹, 周昱君, 周明, 郭肖, 马江波. 低渗高盐油藏段塞表面活性剂组合调驱研究[J]. 石油与天然气化工, 2025, 54(2): 107-112.   DOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2025.02.015
YANG Yongzhao, ZHANG Xueying, ZHOU Yujun, et al. Research on the combination of slug surfactants for profile control and flooding in low-permeability and high-salt reservoirs[J]. Chemical Engineering of Oil & Gas, 2025, 54(2): 107-112. DOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2025.02.015
低渗高盐油藏段塞表面活性剂组合调驱研究
杨永钊1 , 张雪莹2 , 周昱君3 , 周明4,5 , 郭肖5 , 马江波1     
1. 延长油田股份有限公司杏子川采油厂;
2. 中国石油西南油气田公司重庆气矿;
3. 西华师范大学化学化工学院;
4. 油气藏地质及开发工程全国重点实验室;
5. 西南石油大学新能源与材料学院
收稿日期：2024-07-11
基金项目：国家重点研发计划项目“CO2驱油技术及地质封存安全监测”（2020-610624-07-03-042345）；国家自然科学基金“特高温高盐油藏驱油用TTSS系列表面活性剂的开发”（51074133）；国家自然科学基金项目“超深层页岩气藏两亲性碳基纳米粒子强化超临界CO2微泡沫压裂液及其携砂机理研究”（52474045）；四川省自然基金重点项目“超深层页岩气藏两亲性石墨烯强化超临界CO2微泡沫压裂液及其稳泡机理”（2023NSFSC0027）
作者简介：杨永钊，1984年生，硕士，高级工程师，2011年毕业于西南石油大学油气田材料及应用专业，从事 CO2驱油与封存、油田注水开发的研究，已发表论文20余篇，授权发明专利8项，获省、部级科技奖励5项。E-mail: 624159632@qq.com.
通信作者：周明，1973年生，工学博士，教授，2005年毕业于西南石油大学应用化学专业，长期从事油气田新材料研究工作，已发表论文150余篇，出版专著2部，已授权发明专利22项。E-mail: 106747878@qq.com.
摘要：目的 针对延长油田低渗高盐油藏现有表面活性剂驱不能提高波及体积、只能提高洗油效率、低渗区原油动用程度低、提高采收率有限的实际生产问题，开展了低渗高盐油藏调驱技术研究。方法 基于毛管束理论，研发了OBU-3低黏超低界面张力表面活性剂体系作为驱油用大段塞，与反离子自主装形成ACS-2高黏超低界面张力表面活性剂体系作为调驱用小段塞，组合成多段塞实现深部调驱。结果 大小段塞注入质量分数分别为0.5%和2.7%，吸附10次后界面张力仍达到超低值，表现出了较好的耐吸附损失性。OBU-3低黏超低界面张力表面活性剂体系乳化性和润湿性好，有利于提高洗油效率，而ACS-2高黏超低界面张力表面活性剂体系的流变性、黏弹性和黏温性良好，有利于扩大波及体积，调整吸液剖面。两体系组成的多段塞表面活性剂（0.1 PV小段塞驱+0.2 PV大段塞驱+后续水驱）组合调驱效果好，平均提高采收率为14.8个百分点，比只采用大段塞驱提高了1倍，具有聚/表二驱的驱油效果。结论 多段塞表面活性剂组合调驱能有效降低无效水循环，提高波及效率，且不含有强碱或弱碱，避免腐蚀结垢，能显著提高经济效益，对低渗高盐油藏提高采收率具有指导意义。
关键词：低渗高盐油藏    多段塞    表面活性剂驱    组合调驱    超低界面张力    黏弹性    
Research on the combination of slug surfactants for profile control and flooding in low-permeability and high-salt reservoirs
YANG Yongzhao1 , ZHANG Xueying2 , ZHOU Yujun3 , ZHOU Ming4,5 , GUO Xiao5 , MA Jiangbo1     
1. Xingzichuan Oil Production Plant of Yanchang Oilfield Co., Ltd., Yan'an, Shaanxi, China;
2. Chongqing Gas District, PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company, Chongqing, China;
3. College of Chemistry and Chemical Engineering, China West Normal University, Nanchong, Sichuan, China;
4. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Engineering, Chengdu, Sichuan, China;
5. School of New Energy and Materials, Southwest Petroleum University, Chengdu, Sichuan, China
Abstract: Objective The use of present surfactants for flooding in low-permeability and high-salt reservoirs in Yanchang Oilfield cannot increase the swept volume, but only improve the oil washing efficiency, resulting in low utilization of crude oil in low permeability areas and limited improvement in oil recovery. Therefore, it is necessary to carry out research on the technology of profile control and flooding in low-permeability and high-salt reservoirs. Method Based on the capillary bundle theory, a low viscosity and ultra-low interfacial tension surfactant (OBU-3) system was developed as a large plug for oil displacement, and combined with a high viscosity and ultra-low interfacial tension surfactant (ACS-2) system formed by self-assembling counterions as a small plug for oil displacement control to form a multi-stage plug, achieving deep profile control and flooding. Result The injection mass fractions of the large and small plugs were 0.5 wt% and 2.7 wt%, respectively. After 10 adsorption cycles, the interfacial tension reached an ultra-low value, demonstrating good resistance to adsorption loss. The emulsifying and wetting properties of OBU-3 were good, which was conducive to improving the efficiency of oil washing, while ACS-2 had good rheological property, viscoelasticity, and viscosity-temperature property, which were conducive to expanding the swept volume and adjusting the liquid absorption profile. The combination of multi-segment plug surfactants (0.1 PV small segment plug flooding + 0.2 PV large segment plug flooding+subsequent water flooding) had a good oil recovery effect, with an average increase of 14.8 percentage points, which was twice as much as using only large segment plug flooding, and had the oil flooding effect of polymer/surface secondary flooding. Conclusion The combination of multi-stage plug surfactants profile control and flooding can effectively reduce ineffective water circulation, improve sweep efficiency, and not contain strong or weak alkalies, avoiding corrosion and scaling. It can significantly improve economic benefits and provide guidance for improving oil recovery in low-permeability and high-salt reservoirs.
Key words: low-permeability and high-salt reservoirs    multi-stage slug    surfactant flooding    combined profile control and flooding    ultra-low interfacial tension    viscoelasticity    

表面活性剂通过降低油水界面张力、改变油藏的润湿性，从而提高洗油效率，同时能降低启动压力和注水压力；聚合物能改善流度比，提高流体的渗流能力，扩大波及效率，从而提高低渗透油藏的采收率[1-3]。聚合物/表面活性剂二元复合驱综合了表面活性剂驱和聚合物驱的特征和机理，在扩大波及效率的同时也提高了洗油效率，显示出更高的驱油效率[4-7]。延长高盐低渗油藏具有盐度高、低渗、低孔、低压的特征，由于大多数孔喉属细长型孔喉，孔径过小，而聚合物驱由于相对分子质量大、无规线团水力学半径大，存在聚合物注入困难的问题[8-10]。由于表面活性剂驱可解决驱替液在低渗透油藏中注水困难的问题，还可有效降低井口注入压力，提高洗油效率。延长高盐油田低渗油藏开始注入表面活性剂，但效果较差，主要原因是表面活性剂不能提高波及体积，只能提高洗油效率，低渗区原油动用程度低，提高采收率有限[11-12]。

针对以上问题，本研究采用多段塞表面活性剂组合驱油体系，该油体系由低黏超低界面张力表面活性剂驱油段塞和高黏超低界面张力表面活性剂调驱段塞组成，低黏超低界面张力表面活性剂驱油段塞具有洗油作用，高黏超低界面张力表面活性剂调驱段塞具有调驱作用，采用两段塞交替多轮次使用的方式，可最大程度地提高采收率。

1 实验部分
1.1 实验材料与仪器

实验材料：OBU-3低黏表面活性剂驱油体系，由两性表面活性剂和非离子表面活性剂组成，西南石油大学提供；ACS-2高黏表面活性驱油剂驱油体系，由两性表面活性剂、阴离子表面活性剂和长链脂肪醇组成，西南石油大学提供；油样为杏子川采油厂提供；水样为某区长6地层水；岩心为某区长6岩心。

实验仪器：哈克MARSⅢ流变仪，赛默飞世尔科技（中国）有限公司；VA-1104型精密电子天平，上海梁平仪器仪表有限公司；BROOKFIELD DV-Ⅱ黏度计，美国博勒飞公司；DF-102S型集热式恒温加热磁力搅拌器，巩义市予华仪器有限责任公司；TX500C型旋转滴界面张力仪，北京盛维基业科技有限公司；DOC-2型多功能岩心驱替装置，江苏海安石油科研仪器厂；VA-1104型精密电子天平，上海梁平仪器仪表有限公司。

1.2 实验方法
1.2.1 吸附性能

将某区岩心按相关要求磨细至约80目（对应孔径0.1875 mm），岩粉和表活性剂按质量比为1∶5配成溶液后，放入40 ℃水浴锅振荡吸附24 h，将上层清液取出，再加入相同质量的新鲜岩粉再次吸附，重复上述实验10次，测试上层清液界面张力。

1.2.2 乳化实验

将原油和用地层水配制的质量分数为0.5%的OBU-3低黏表面活性剂体系以油水体积比分别为4∶1、3∶1、2∶1、1∶1、1∶2、1∶3和1∶4进行混合振荡，观察初始乳化状态，再在45 ℃放置24 h，观察其静止乳化分层情况。

1.2.3 润湿性实验

将油层岩石薄片用某井区原油浸泡处理，浸泡时间为5 d，改变体系组分含量，研究表面活性剂在地层运移过程中因含量变化对润湿性的影响，将液滴滴在处理后的岩石薄片上，测试接触角的大小。

1.2.4 流变性测试

将质量分数为2.7%的ACS-2高黏表面活性剂体系溶液装入哈克MARSⅢ流变仪中，在温度为45 ℃的条件下，测试剪切速率为0~170 s−1范围内变化过程中表面活性剂的黏度变化情况。

1.2.5 黏弹性测试

在温度为45 ℃的条件下将质量分数为2.7%的ACS-2高黏表面活性剂体系溶液装入哈克MARSⅢ流变仪中，测定复配表面活性剂的弹性模量（G'）和黏性模量（G"）随剪切频率（f = 0.1~10.0 Hz）的变化情况。

1.2.6 黏温性能测试

设置温度分别为25 ℃、35 ℃、45 ℃、55 ℃和65 ℃。采用BROOKFIELD DV-Ⅱ以转速200 r/min对质量分数为2.7% 的ACS-2高黏表面活性剂体系溶液进行黏度测试。每组实验重复3次，取其平均值，观察其黏度随温度的变化情况。

1.2.7 多段塞驱双岩心实验

将洗油烘干后的天然标准岩心装入岩心夹持器中，依次注入饱和地层水、饱和油，然后进行水驱后，注入大段塞、进行水驱，最后注入小段塞+大段塞，依次计算水驱、注大段塞驱和注入小段塞+大段塞驱的驱油效率。

2 结果与讨论
2.1 表面活性剂体系含量优化

图1为OBU-3低黏表面活性剂体系含量对界面张力和水相黏度的影响。从图1可看出：随着OBU-3含量的增加，油水界面张力降低，水相黏度略增加；在OBU-3质量分数为0.2%~0.4%时，油水界面张力降低较快；在0.4%~0.8%时油水界面张力下降较慢。考虑表面活性剂在岩石吸附的损失，确定OBU-3低黏表面活性剂体系质量分数为0.5%，此时油/水界面张力值为1.9×10−3 mN/m。

图 1     OBU-3低黏表面活性剂体系含量对界面张力和水相黏度的影响

图2 为ACS-2高黏表面活性剂体系含量对界面张力和水相黏度的影响。从图2可看出：随着ACS-2质量分数的增加，油水界面张力降低，水相黏度增加；在ACS-2质量分数为1.2%~2.1%时，油水界面张力降低较快；水相黏度增加较快，在ACS-2质量分数为2.1%~3.3%时，油水界面张力降低较慢，水相黏度进一步增加。综合考虑水相黏度对注入性的影响（黏度太高，注入困难），确定ACS-2高黏表面活性剂体系质量分数为2.7%，此时黏度为38.2 mPa·s，没有超过业界认为低渗油藏的黏度上限（40 mPa·s）。

图 2     ACS-2高黏表面活性剂体系含量对界面张力和水相黏度的影响

2.2 OBU-3低黏表面活性剂体系性能评价
2.2.1 乳化性

图3为在45 ℃放置24 h后不同油水体积比条件下OBU-3低黏表面活性剂体系对油水的乳化情况。从图3可看出，部分乳液分层严重，破乳效果较好。OBU-3对油水的乳化程度随着油水体积比的增加而减小，油水体积比为4∶1、3∶1、2∶1、1∶1时分离出的水颜色较浅，油水分离效果较好。

图 3     不同油水比的乳化情况

2.2.2 静态吸附性

图4为使用岩心粉对质量分数为0.5%的OBU-3溶液重复进行10次吸附实验后的油水界面张力情况。从图4可看出：随着吸附次数的增加，油水界面张力增加；经过10次吸附后，油水界面张力仍在超低界面张力范围内。这说明OBU-3低黏表面活性剂体系在岩心上吸附较少，吸附多次后，在油水界面上仍足以使界面张力处于超低值，满足驱油对表面活性剂的要求。

图 4     吸附次数对油水界面张力的影响

2.2.3 润湿性

图5为OBU-3低黏表面活性剂体系中OBU-3含量对原油处理岩石薄片后接触角的影响。从图5可看出，随着OBU-3含量的增大，接触角逐渐降低。低黏表面活性剂体系含量增加，吸附达到饱和，导致油水界面张力变小，在相同条件下的吸附量少，反过来对润湿性（接触角）的改变较小。OBU-3与原油处理后的岩心表面接触角表明，OBU-3能使岩心表面由亲油性向亲水性转变，符合油藏驱油的要求。

图 5     OBU-3质量分数对原油处理岩石薄片后接触角的影响

2.3 ACS-2高黏表面活性剂体系性能评价
2.3.1 静态吸附性

图6为使用岩心粉对质量分数为2.7%的ACS-2溶液重复进行10次吸附实验后的油水界面张力和水相黏度。从图6可看出，随着吸附次数的增加，ACS-2高黏表面活性剂体系的油水界面张力呈增大趋势，黏度值缓慢下降。ACS-2在岩心上的吸附适中，多次吸附后在油水界面上的表面活性剂仍足以使界面张力处于超低值，能达到行业内有效驱油对表面活性剂的要求。

图 6     吸附次数对ACS-2高黏表面活性剂体系的界面张力和水相黏度的影响

2.3.2 流变性

图7为小段塞的黏度随剪切速率的变化情况。从图7可看出，体系黏度随剪切速率的增加而快速降低，从392.8 mPa·s降至10.3 mPa·s。由于剪切力作用下缠结的自组装超分子链打开并发生取向，导致表面活性剂的黏度整体上随着剪切速率的上升而下降。在低剪切频率下黏度下降明显，属于典型的“非牛顿流体”，但当剪切速率进一步增大时，黏度下降缓慢。

图 7     小段塞的黏度随剪切速率的变化情况

2.3.3 黏弹性

图8为小段塞的黏弹性随振动频率（f）的变化情况。从图8可看出，在低频段，符合Maxwell流体模型。G" 远大于G'，体系黏性占主导。随着f的增大，G' 迅速增长，增长到一定频率时，G' 变化曲线增长减缓。此时，G" 随着频率的增大先增加后减小。当f继续增大，体系处于高频段，G'' 有所增加。可见，体系中存在胶束的破坏与重组，此时体系主要表现为弹性性能。在低频区，形变发生较慢，胶束链能量较低；在高频区，胶束链间没有充足时间来发生滑动，胶束链交联缠结点与固定网格节点近似相同，高的频率使得这些网格结构的弹性逐渐增强。

图 8     小段塞的黏弹性随振动频率的变化情况

2.3.4 黏温性

图9是质量分数为2.7% 的ACS-2高黏表面活性剂体系溶液的黏度随温度的变化情况。从图9可看出，随着温度的增加，体系的黏度随之减小，且减小的速率逐渐增大。但对于目标井区45 ℃左右的地层温度，仍能起到较好的调剖作用。

图 9     质量分数为2.7%的 ACS-2高黏表面活性剂体系溶液黏度随温度的变化

2.4 组合段塞驱油实验

OBU-3低黏表面活性剂体系作为大段塞，在调驱前后以洗油为主；ACS-2高黏表面活性剂体系小段塞，以调整高低渗层位剖面，扩大波及体积为主。将4根岩心组成两组渗透率极差约为5的双岩心进行实验，水驱至含水率98%，确定水驱采收率，采用了0.2 PV大段塞驱，接着第一次后续水驱至含水率98%，确定大段塞驱驱油效率；再采用组合段塞（0.1 PV小段塞+0.2 PV大段塞）驱；最后第二次后续水驱至含水率98%。实验结果如表1所列。第一组和第二组的段塞组合驱实时动态变化曲线如图10所示。

表 1    双岩心流动实验基本参数和实验结果

图 10     段塞组合驱油动态实时变化曲线

从表1可知，通过并联天然岩心表面活性剂驱油实验发现，只用大段塞驱平均提高采收率7.4个百分点, 非常低。而采用组合段塞进行调和驱，第一组组合段塞驱在高低渗层分别提高驱油效率10.1个百分点和17.7个百分点。第二组组合段塞驱在高低渗层分别提高原油采收率10.2个百分点和16.1个百分点，两组组合段塞驱平均提高采收率为14.8个百分点，比只用大段塞驱平均采收率提高了1倍，达到了聚/表二驱的驱油效果。

从图10可看出，采用小段塞能有效调整吸水剖面，相当于聚/表二元驱中的聚合物的作用，能启动更低孔喉的原油，进一步提高了原油采收率。可见小段塞调剖的重要性。

3 结论

1） 研发了“OBU-3低黏超低界面张力表面活性剂体系+反离子自主装形成ACS-2高黏超低界面张力表面活性剂体系” 的组合段塞，可实现深部调驱，大小段塞注入质量分数分别为0.5%和2.7%。

2） OBU-3低黏超低界面张力表面活性剂体系作为大段塞，能显著地降低油水界面张力，改变岩石的润湿性，提高洗油效率；ACS-2高黏超低界面张力表面活性剂体系作为小段塞，能有效改善流度比，扩大波及效率，小段塞的流度控制能力与聚合物相当，但比聚合物注入性好，耐多孔介质剪切，流动前缘稳定。

3） 组合段塞吸附10次后界面张力仍可达到超低值，体现出较好的耐吸附损失性，两体系组成的多段塞表面活性剂（0.1 PV小段塞驱+0.2 PV大段塞驱+后续水驱）调驱效果好，平均提高采收率为14.8个百分点，比只采用大段塞驱提高了1倍，具有聚/表二驱的驱油效果。

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