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低礦化度水及十六烷基羥丙基磺基甜菜堿表面活性劑的驅(qū)油作用

文檔作者：栗原君夏楠李艷萍文檔來源： 1．中國石油大學(xué)(jE京)機(jī) 2．中原石油工程公司油氣開發(fā)公司地質(zhì)工藝研究所 3．中海油安全技術(shù)服務(wù)有限公司，		更新日期： 2026年05月20日	點(diǎn) 擊數(shù)：
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第33卷第3期
2016年9月25日
油 田 化 學(xué)
Oilfield Chemistry
Vo1．33 No．3
25 Sept，2016
文章編號(hào)：1000．4092(2016)03-487．05
低礦化度水及十六烷基羥丙基磺基甜菜堿表面
活性劑的驅(qū)油作用
栗原君 ，夏楠 ，李艷萍
(1．中國石油大學(xué)(jE京)機(jī)械與儲(chǔ)運(yùn)工程學(xué)院，北京102249；2．中原石油工程公司油氣開發(fā)公司地質(zhì)工藝研究所，河南濮陽457000；
3．中海油安全技術(shù)服務(wù)有限公司，天津塘沽300450)
摘要：為進(jìn)一步提高老油田水驅(qū)采收率，以低礦化度下的地層水和表面活性劑十六烷基羥丙基磺基甜菜堿
(HHsB)溶液為對(duì)象，通過室內(nèi)物理模擬研究了它們?cè)诘蜐B多孔介質(zhì)中的流動(dòng)特征及驅(qū)油特征。研究結(jié)果表明，
低礦化度下地層水及表面活性劑溶液與巖石表面作用更強(qiáng)、流動(dòng)阻力更小。低礦化度(4700mg／L)~ 、高礦
化度(47000mg／L)地層水與巖心潤濕接觸角分別為83。和84．5。；低礦化度下質(zhì)量分?jǐn)?shù)0．3％的十六烷基羥丙基磺
基甜菜堿(HHsB)溶液在巖石表面吸附損失量為23．33％，而高礦化度下HHSB溶液在巖石表面吸附損失量僅為
16．73％；經(jīng)巖石表面吸附后，低礦化度表面活性劑溶液與原油界面張力為0．0045mN／m，而高礦化度表面’活I(lǐng)}生劑
溶液與原油界面張力為0．008 mN／m。提高采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，高礦化度水驅(qū)、低礦化度水驅(qū)的采收率分別為
32．5％和33．8％；高礦化度水驅(qū)(采收率32．5％)后轉(zhuǎn)低礦化度水驅(qū)、高礦化度水驅(qū)后轉(zhuǎn)高礦化度表面活性劑驅(qū)、高
礦化度水驅(qū)后轉(zhuǎn)低礦化度表面活性劑驅(qū)分別可提高采收率1_3％、6．2％和8．2％，總的采收率分別為33．8％、38．7％
和40．7％；低礦化度水驅(qū)(采收率33．8％)后轉(zhuǎn)低礦化度表面活性劑驅(qū)可提高采收率7．3％，總采收率為41．1％。低
礦化度水驅(qū)加后續(xù)低礦化度表面活性劑驅(qū)的組合方式可使采收率達(dá)最高。圖5表4參14
關(guān)鍵詞：高礦化度地層水；低礦化度地層水；表面活性劑驅(qū)；表面作用；提高采收率
中圖分類號(hào)：TE357．46 文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼：A DOl：10．19346~．cnki．1000．4092．2016．03．022
我國大部分油田均已進(jìn)入高含水期，目前提高
采收率技術(shù)如聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)及二元、三
元驅(qū)等機(jī)理復(fù)雜、成本高。尋找或研發(fā)低成本、簡
單易操作的提高采收率技術(shù)意義重大。成本低廉、
安全環(huán)保的低礦化度水驅(qū)提高采收率潛力巨大。
低礦化度水驅(qū)是指向油藏注入含有低濃度可溶性
固體總量的水，通常注入水的礦化度低于5000 mg／L。
該技術(shù)最早于20世紀(jì)60年代提出，當(dāng)時(shí)只是發(fā)現(xiàn)
向砂巖巖心中注入低礦化度水可以提高驅(qū)油效率，
但并未引起重視，直到90年代，國外學(xué)者才開始有
了研究n．5]。雖然國外低礦化度水驅(qū)已運(yùn)用于礦場
實(shí)踐，但其作用機(jī)理仍然未徹底弄清，如有人認(rèn)為
注人低礦化度水后pH值上升，使得原油酸組分或
極性組分出現(xiàn)皂化反應(yīng)，導(dǎo)致油水界面張力減小；
也有人認(rèn)為真正起作用的是離子交換過程 ]。因此
對(duì)低礦化度水驅(qū)機(jī)理還需深人研究。低礦化度水
驅(qū)若與現(xiàn)有油田開發(fā)技術(shù)、煤層氣生產(chǎn)技術(shù)、低滲
透油田及高含水油田開發(fā)技術(shù)相結(jié)合，將會(huì)是經(jīng)
濟(jì)、環(huán)保、潛力巨大的提高采收率新技術(shù)" 。
陰離子表面活性劑(磺酸鹽類、羧酸鹽類、陰．非
離子類、gemini類、甜菜堿類等)驅(qū)油已是一種非常
有效的三次采油技術(shù)，由于表面活性劑的抗鹽性能
較弱，它更適于低礦化度體系。國內(nèi)對(duì)表面活性劑
驅(qū)油的研究工作主要在于復(fù)配或者研發(fā)新型的抗
高溫高鹽體系，而很少有關(guān)于開展低礦化度水驅(qū)下
結(jié)合表面活性劑驅(qū)的研究。本文嘗試將低礦化度
收稿日期：2o15．02．04；修改日期：2o15．07—15。
作者簡介：栗原君(1995一)，女，中國石油大學(xué)(北京)油氣儲(chǔ)運(yùn)工程專業(yè)碩：：1：(2o16)，研究方向?yàn)槭团c天然氣開采，通訊地址：102249
北京昌平府學(xué)路18號(hào)中國石油大學(xué)機(jī)械與儲(chǔ)運(yùn)工程學(xué)院，E—mail：yuanjunli@outlook．com。
488 油 田 化學(xué) 2016生
水驅(qū)結(jié)合表面活性劑驅(qū)用于提高采收率潛力n “ 。
在研究過程中通過與高礦化度(接近于延長油田地
層水的礦化度，40000～50000 rag／L)下水驅(qū)及表面
活性劑驅(qū)對(duì)比，研究低礦化度水驅(qū)及低礦化度下表
面活性劑驅(qū)的流動(dòng)特征及驅(qū)替特征，分析低礦化度
環(huán)境下提高采收率的方法，為尋找新的提高采收率
技術(shù)提供一種新的思路。
1 實(shí)驗(yàn)部分
1．1 材料與儀器
實(shí)驗(yàn)用油為延長油田脫水原油，黏度7．68 mPa·S
(油藏溫度30~C)；實(shí)驗(yàn)用模擬地層水為蒸餾水與無
機(jī)鹽混合而成，低礦化度體系與高礦化度體系組成
如表1所示，NaCI、KC1、CaC12、MgC12、Na2SO 、
Na2CO，均為分析純?cè)噭瑖幖瘓F(tuán)化學(xué)試劑有限公
司；實(shí)驗(yàn)用巖心均為陜北延長組天然露頭巖心，巖
心尺寸(cm)4．5x4．5x30，孔隙度19．1％～20．1％，高
礦化度水測滲透率2．1×l0?！?．2x10。gm。，初始含
油飽和度55．5％～ 56．3％；實(shí)驗(yàn)用表面活性劑為十
六烷基羥丙基磺基甜菜堿HHSB，純度98％，百靈威
化學(xué)試劑有限公司。
Texas一500C型旋轉(zhuǎn)界面張力儀(美國科諾工業(yè)
有限公司)；LVDV-II+Pro布氏黏度計(jì)(美國Brook—
field公司)；常規(guī)物理模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置，包括恒溫
箱、中間容器、平流泵、巖心夾持器等；JC2000D3接
觸角測量儀(上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司)。
1．2 實(shí)驗(yàn)方法
1．2．1 界面張力、黏度及接觸角測定
在30℃下，采用旋轉(zhuǎn)界面張力儀分別測定用
高、低礦化度地層水配制的HHSB溶液與原油間的
界面張力，取穩(wěn)定值。
在溫度30 、剪切速率7．34 s 下采用布氏黏度
計(jì)測定溶液的黏度。
向四組相同巖心(屬同一批次天然露頭巖心)
中分別注入2 PV高、低礦化度地層水及其配制的
HHSB溶液后，采用接觸角測量儀分別測定這四種
流體在巖心注入端表面的接觸角。
1．2．4 巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)
將巖心飽和水、水測滲透率后開展巖心流動(dòng)實(shí)
驗(yàn)，測試高礦化度下地層水及表面活性劑溶液、低
礦化度下地層水及表面活性劑溶液在巖心中的流
動(dòng)，觀察注入壓力隨注入量的變化，同時(shí)在驅(qū)替2
PV后測試地層水中離子組成的變化、表面活性劑濃
度變化及巖心潤濕性變化。
1．2．3 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)
將巖心飽和水，水測巖心滲透率，飽和油，然后
利用不同礦化度地層水及表面活性劑溶液開展驅(qū)
油實(shí)驗(yàn)，測試不同礦化度下地層水及質(zhì)量分?jǐn)?shù)0．3％
的HHSB溶液提高采收率程度，優(yōu)選不同礦化度下
地層水與表面活性劑溶液提高采收率的組合方
式。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)過程中，當(dāng)巖心出口端含水率達(dá)到
98％停止驅(qū)替或轉(zhuǎn)另一種流體驅(qū)替直至含水率再次
上升至98％。
2 結(jié)果與討論
2．1 不同礦化度下界面張力變化
分別用高、低礦化度水配制的不同濃度的十六
烷基羥丙基磺基甜菜堿溶液與原油間的界面張力
如圖1所示。從圖1可知，當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)
HHSB質(zhì)量分?jǐn)?shù)／％
圖1 不同濃度表面活性劑溶液與原油間的界面張力
表1 不同模擬地層水離子組成
第33卷第3期 栗原君，夏楠，李艷萍：低礦化度水及十六烷基羥丙基磺基甜菜堿表面活性劑的驅(qū)油作用489
為0．25％時(shí)，在高、低礦化度環(huán)境中油水界面張力均
可達(dá)到超低。考慮到表面活性劑在地層中的吸附損
失，以下實(shí)驗(yàn)中選用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為O．3％的HHSB溶
液。HHSB質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0．3％時(shí)，高礦化度體系的黏
度為4．3 mPa·S，而低礦化度體系的黏度為4．5 mPa·S。
2．2 單相流體流動(dòng)動(dòng)態(tài)分析
高礦化度水、高礦化度表面活性劑溶液、低礦
化度水及低礦化度表面活性劑溶液四種流體在巖
心中的流人動(dòng)態(tài)實(shí)驗(yàn)情況如圖2所示。水驅(qū)2 PV
后巖心出口端水質(zhì)化驗(yàn)分析結(jié)果如表2所示，表面
活性劑驅(qū)2 PV后巖心進(jìn)出口端表面活性劑濃度檢
測結(jié)果如表3所示，四種流體驅(qū)替2 PV后巖心表面
潤濕性變化結(jié)果如表4所示。
從圖2可知，在相同注入速度下，高礦化度水驅(qū)
及表面活性劑驅(qū)的流動(dòng)阻力均高于低礦化度下
的。高礦化度水中陽離子濃度高，尤其是二價(jià)陽離
子，使得表面活性劑性能變差，導(dǎo)致其與巖心表面
物理化學(xué)作用弱，且這種差異值隨注入速度的增加
而增大，當(dāng)注入速度從1 mL／min增至2 mL／min時(shí)，
高礦化度水驅(qū)壓力由2 MPa增加至4 MPa，而低礦
化度水驅(qū)壓力由1．85 MPa增至3．7 MPa，二者差異
值從0．15 MPa增至0．3 MPa。注人速度越高，兩種
流體與巖石表面的作用差異越大。此外，高礦化度
下表面活性劑驅(qū)與低礦化度下表面活性劑驅(qū)壓力
變化曲線上均有一段緩慢下降的階段。這是因?yàn)?
表面活性劑在巖心表面是逐漸吸附的，巖心表面的
潤濕性逐漸變化，流體在巖心中的流動(dòng)阻力逐漸減
— 。一高礦化度水驅(qū)壓力 ～。～ 注人速度(高礦化度水驅(qū))
— 一低礦化度水驅(qū)壓力 一+．·注入速度(低礦化度水驅(qū))
—-一高礦化度下活性劑驅(qū)壓力 ～．-．注入速度(高礦化度活性劑驅(qū))
— —
低礦化度下活性劑驅(qū)壓力 ? 一注入速度(低礦化度活性劑驅(qū))
圖2 單相流體流入動(dòng)態(tài)曲線
小，直到吸附達(dá)到動(dòng)態(tài)平衡后壓力平穩(wěn)。
從表2可知，水驅(qū)后低礦化度水的礦化度從
4700 mg／L增至4890 mg／L，增加了190 mg／L，pH值
也稍有增加；水驅(qū)后高礦化度水的礦化度降低了l0
mg／L，pH值保持不變。高、低礦化度水驅(qū)產(chǎn)出液中
均出現(xiàn)了新的離子Fe +門Fe”、HCO，一。這說明在高、
低礦化度水驅(qū)過程中，水中離子均會(huì)與巖石表面或
黏土礦物發(fā)生離子交換，但低礦化度下的離子交換
程度高于高礦化度下的。
表2 水驅(qū)2 PV后巖心出口端水質(zhì)化驗(yàn)分析結(jié)果
離子含!it／(mg·L )
水樣
c + s。 z—C032-HC03- c
礦化度pH
／(mg·L- )值
從表3可知，在人口端處，低礦化度表面活性劑
水溶液與原油界面張力低于高礦化度的。在高礦化
度環(huán)境中，陽離子尤其是二價(jià)陽離子會(huì)極大抑制表
面活性劑的活性。在驅(qū)替過程中，質(zhì)量分?jǐn)?shù)0．3％的
低礦化度表面活性劑溶液的表面活性劑吸附損失量
為23．33％，而高礦化度表面活性劑溶液在驅(qū)替過程
表面活性劑的吸附損失量為16．67％，由此可推測，低
礦化度下巖心表面的潤濕性變化程度更大。另外，
吸附后低礦化度下的油水界面張力(O．0045 mN／m)
仍低于高礦化度下的油水界面張力(0．0080 mN／m)。
表3 表面活性劑驅(qū)2 PV后出口端表
面活性劑濃度檢測結(jié)果
配液 — — 堂! 吸附損
用水 表面活性劑界面張力表面活性劑 界面張力失量，％
質(zhì)量分?jǐn)?shù)／％ ／(mN·ITI )質(zhì)量分?jǐn)?shù)，％ ／(mN·ITI )
從表4可看出，驅(qū)替2 PV后，四種流體在注入
端巖心表面的接觸角大小順序依次為：高礦化度水
表4 分別注入2Pv的不同驅(qū)替體系后巖心潤濕性變化
一 IIIⅢ．8 7 6
490 油 田 化學(xué) 2016生
>低礦化度水>高礦化度表面活性劑溶液>低礦化度
表面活性劑溶液。接觸角越低，巖心的親水性越
強(qiáng)，流體在巖石表面流動(dòng)越容易。
結(jié)合表2～ 表4可知，高礦化度水驅(qū)壓力高于
低礦化度水驅(qū)壓力的原因除了黏度因素外，還有潤
濕性影響。水驅(qū)后低礦化度水中離子總量變化幅
度高于高礦化度，這說明低礦化度下地層水與巖石
表面物理化學(xué)作用更強(qiáng)，巖心表面潤濕性變化更明
顯，且隨著流速增加，高礦化度水驅(qū)壓力高于低礦
化度水驅(qū)壓力的幅度更明顯。
2．3 提高采收率程度分析
不同礦化度水驅(qū)采收率及水與表面活性劑組
合驅(qū)提高采收率曲線分別如圖3～ 圖5所示，表面
活性劑HHSB質(zhì)量分?jǐn)?shù)0．3％。其中，圖3為高礦化
度水與低礦化度水驅(qū)采收率曲線，圖4為先高礦化
度水驅(qū)后表面活性劑驅(qū)提高采收率曲線，圖5為先
低礦化度水驅(qū)后表面活性劑驅(qū)提高采收率曲線。
從圖3可知，高礦化度水驅(qū)采收率為32．5％，低
礦化度水驅(qū)采收率為33．8％，高礦化度水驅(qū)轉(zhuǎn)低礦
化度水驅(qū)后采收率可以進(jìn)一步提高，雖最終采收率
與低礦化度水驅(qū)采收率接近，但是注入量要高于低
礦化度水驅(qū)，因此，低礦化度水驅(qū)更經(jīng)濟(jì)，低礦化度
水與巖石表面更強(qiáng)的物理化學(xué)作用是其提高采收
率的基礎(chǔ)。
從圖4可知，高礦化度水驅(qū)后轉(zhuǎn)高礦化度表面
活性劑驅(qū)可提高采收率6．2％，總采收率為38．7％；而
轉(zhuǎn)低礦化度表面活性劑驅(qū)可提高采收率8．2％，總采
收率為40．7％。一方面，低礦化度表面活性劑環(huán)境
中的油水界面張力更低，驅(qū)替阻力更小；另一方面，
低礦化度表面活性劑溶液與巖石表面的物理化學(xué)
注入量／PV
圖3 高／f氐礦化度水驅(qū)下采收率變化曲線
作用更強(qiáng)，包括離子交換、表面改性等。因此，低礦
化度表面活性劑驅(qū)較高礦化度表面活性劑驅(qū)更能
提高采收率。
從圖5可知，低礦化度水驅(qū)后轉(zhuǎn)低礦化度表面
活性劑驅(qū)可提高采收率7．3％，最終采收率可達(dá)
41．1％。對(duì)比可知，這種驅(qū)替方式下的采收率是最
高的。在這種方式下，巖石表面在流體沖刷下被改
性得更徹底，親水性更強(qiáng)，油水界面張力更低，驅(qū)替
阻力更小，驅(qū)油效率更高。
糌
鋈
褂
注入量／PV
圖4 高礦化度水驅(qū)后表面活性劑提
高采收率變化曲線
注入量／PV
圖5 低礦化度下水驅(qū)后表面活性劑
提高采收率變化曲線
3 結(jié)論
(1)低礦化度下地層水與巖石表面作用更強(qiáng)，
流動(dòng)阻力更小。相比高礦化度表面活性劑溶液，低
礦化度表面活性劑溶液與原油間的界面張力更低，
在巖石表面的吸附更強(qiáng)，對(duì)巖心的潤濕性更好，流
動(dòng)阻力更小。
(2)高礦化度水驅(qū)、低礦化度水驅(qū)的采收率分
別為32．5％和33．8％，高礦化度水驅(qū)后轉(zhuǎn)低礦化度水
第33卷第3期 栗原君，夏楠，李艷萍：低礦化度水及十六烷基羥丙基磺基甜菜堿表面活性劑的驅(qū)油作用491
驅(qū)可進(jìn)一步提高采收率。在高礦化度水驅(qū)后轉(zhuǎn)高 油田化學(xué)，2012，24(2)：106—109·
礦化度表面活性劑驅(qū)可提高采收率6．2％，總采收率 [ ] REzAE D0u T A，PuNTERV0LD T， TRAND ， · an
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Oil Displacement Efect of Low Salinity W ater and Hexadecyl Hydroxypropyl Sulfo Betaine Surfactant
LIYuanjun ，XIANan ，LIYanping4
(J．College ofMechanical andPipelineEngineer，China UniversityofPetroleum(Beijing)，Beijing102249，PR ofChina；2．GeologyInstitute ofOil&amp;amp;
Gas Development Company，Zhongyuan Petroleum Engineering Company，Puyang，Henan 457000，P R ofChina；3．CNOOC Safety＆Technology
ServicesCo．，Ltd．，Tanggu，Tianjin 300450，PRofChina)
Abstract：In order to further improve oil recovery of maturing oilfield by water flooding，the flow characteristics and oil
displacement characteristics of the formation water and hexadecyl hydroxypropyl sulfo betaine(HHSB)solution with diferent
salinity in low permeability porous media were analyzed by indoor physical simulation experiments．The experimental results
showed．that the surface action of low salinity formation water(or surfactant solution)and rock was stronger than that of high
salinity and the flow resistance of low salinity formation water and surfactant solution in low perm eability porous media was smaller
than that of high salinity form ation water and surfactant solution．The wetting contact angles of low salinity(4700 mg／L)form ation
water on the surface ofthe rock was 83。，and that ofhigh salinity (47000 mg／L)form ation water on the surface ofthe rock was
84．5。．At the condition of low salinity．the adsorption loss of HHSB with 3000 mg／L mass concentration on the rocks surface was
23．33％ ，while at the condition ofhigh salinity，it was 16．73％．After adsorption on the rock surface，the interfacial tensions between
low salinity HHSB solution and crude oil was 0．0045 mN／m．a(chǎn)nd that of high salinity HHSB solution and crude oil was 0．008 mN／m．
Besides，the EOR experimental results showed that high salinity water flooding recovery and low salinity water-flooding recovery
was 32．5％ and 33．8％ ，respectively．After hi salinity water flooding，the subsequent low salinity water flooding，high salinity
HHSB solution flooding，and low salinity HHSB solution flooding could make oil recovery increased by 1．3％ ，6．2％ ，and 8．2％ ，
respectively．After low salinity water flooding(oil recovery being of 33．8％)，the subsequent low salinity HHSB solution flooding
could make oil recovery increased by 7．3％(total oil recovery being of 41．1％)．It was known that low salinity water flooding and
the subsequent low salinity surfactant solution flooding could improve oil recovery to the best．
Keywords：high salinityformation water；low salinityformation water；suoCactantflooding；suoCace action；EOR

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