2.5复配表面活性剂对原油的乳化及破乳性能

图5为复配表面活性剂对原油的乳化及破乳情况。从图5(a)可知：随着复配表面活性剂质量分数的增加，乳化率呈上升趋势;当质量分数增至0.3%时，乳化率可达100%，说明复配表面活性剂对X油田原油具有良好的乳化性能。由于油田原油黏度高，使得在注水开发过程中，水油流度比大，注入水极易发生指进，水波及区域受效差。复配表面活性剂对原油良好的乳化性能不仅能改善原油的流动性，而且乳化原油形成的油滴还可通过叠加的贾敏效应，在一定程度上防止指进和提高水的波及效率。

图5(b)为采用不同质量分数复配表面活性剂制备的油水乳液，在75℃下10 min的破乳率测定结果。从图5(b)可知，虽然随着表面活性剂质量分数的增加，油水乳液的破乳率下降，但即使将表面活性剂质量分数增至0.3%时，油水乳液的破乳率仍高于90%。这说明，复配表面活性剂不会对产出液的地面处理增加难度。

2.6复配表面活性剂在油藏中的滞留损失特性

表面活性剂在驱油过程中，不可避免地会与油藏岩石壁面发生吸附，造成滞留损失。测定表面活性剂在油藏岩石壁面的滞留损失量，对现场施工设计和表面活性剂的优化均具有重要的指导意义。图6为复配表面活性剂在模拟油藏平均渗透率为2 720.3×10-3μm2岩心管中的动态滞留损失测定结果。

从图6可知：随着后续注水量的增加，表面活性剂在岩心中的滞留损失率呈下降趋势;当后续注水量≥4 PV时，滞留损失达到恒定;恒定时的滞留损失率较小，仅为11.2%。这一结果与复配表面活性剂和岩石壁面间的相互作用能有关。由于砂岩表面带负电，而复配表面活性剂中十六烷基二甲基甜菜碱亲水端同时含阴、阳离子，烷基糖苷APG1214亲水端为非离子，因此表面活性剂和岩石壁面间的相互作用能较大。相互作用能越大，吸附量越小，造成的滞留损失也就越小。

2.7复配表面活性剂的驱油性能

图7为复配表面活性剂在模拟油藏条件下的岩心管(岩心管具体参数及对应表面活性剂的注入质量分数见表3)驱油实验效果。由图7可知，注入不同质量分数的复配表面活性剂后，后续水驱阶段原油采收率均比前期水驱阶段有所提高。当表面活性剂质量分数分别为0.1%、0.2%和0.3%时，采收率分别提高了5.8%、9.4%和10.3%。通过对比质量分数大小与采收率增幅发现：当表面活性剂质量分数由0.1%增至0.2%时，采收率增加了3.6%;当表面活性剂质量分数由0.2%增至0.3%时，采收率仅增加了0.9%。因此，从成本角度考虑，建议将表面活性剂的使用质量分数控制在0.2%～0.3%。

2.8现场应用

D13井是位于X油田南部的一口注水井，其对应生产井有4口，分别为D25井、D23井、D26井和C20井。该井自2007年9月开始注水，注水初期井组综合含水率为20.2%，由于水油黏度比大，加之日配注量大(460 m3)，造成注入水指进严重，井组综合含水逐年攀升，截至2022年3月，井组综合含水率高达91.8%。

油藏评估结果显示，D13井所控区域剩余可采储量约6.7×104m3，剩余可采储量较大。为挖掘该井所控区域油藏潜力，2022年4月开始对该井进行超低界面张力表面活性剂驱油先导性试验，2022年10月结束，共计注入表面活性剂溶液3 600 m3。考虑到滞留损失，试验将表面活性剂质量分数设计为0.3%。在注入过程中，注入压力由8.9 MPa逐渐上升至10.2 MPa，分析认为表面活性剂在地层中将剩余油乳化，乳化形成的油滴产生叠加的贾敏效应所致。从表3的试验结果可知，截至2022年11月，施工结束1个月后，D13井对应4口生产井中，除D26井因注采井距相对较远，尚未见效外，其余3口井均已开始逐渐见效。见效井含水率下降0.5%～1.8%，1个月内已实现在水驱基础上增油1 004.5 m3，这说明超低界面张力表面活性剂能实现剩余油的有效启动。

3结论

(1)渤海X油田原油饱和分碳原子数主要分布在C12～C21，芳香分碳原子数主要分布在C16～C21和C23～C26。

(2)十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214按质量比1∶2复配的表面活性剂，在质量分数≥0.1%时，不仅可将渤海某油田原油与地层水的界面张力降至超低界面张力范围，而且对原油的乳化率可达90%以上;在静置条件下，乳化原油具有良好的破乳性能，10 min破乳率达90%以上。

(3)岩心实验表明，复配表面活性剂在岩心中的滞留损失率小，仅为11.2%;在质量分数为0.2%的条件下，原油采收率可在前期水驱基础上提高9.4%;现场试验表明，复配表面活性剂具有良好的降水增油效果，可用于X油田水驱后的“挖潜提采”。

超低界面张力复配表面活性剂用于渤海X油田水驱后的“挖潜提采”（一）

超低界面张力复配表面活性剂用于渤海X油田水驱后的“挖潜提采”（二）

超低界面张力复配表面活性剂用于渤海X油田水驱后的“挖潜提采”（三）