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低矿化度水及十六烷基羟丙基磺基甜菜碱表面活性剂的驱油作用

文档作者：栗原君夏楠李艳萍文档来源： 1．中国石油大学(jE京)机 2．中原石油工程公司油气开发公司地质工艺研究所 3．中海油安全技术服务有限公司，		更新日期： 2026年05月20日	点击数：
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第33卷第3期
2016年9月25日
油 田 化 学
Oilfield Chemistry
Vo1．33 No．3
25 Sept，2016
文章编号：1000．4092(2016)03-487．05
低矿化度水及十六烷基羟丙基磺基甜菜碱表面
活性剂的驱油作用
栗原君 ，夏楠 ，李艳萍
(1．中国石油大学(jE京)机械与储运工程学院，北京102249；2．中原石油工程公司油气开发公司地质工艺研究所，河南濮阳457000；
3．中海油安全技术服务有限公司，天津塘沽300450)
摘要：为进一步提高老油田水驱采收率，以低矿化度下的地层水和表面活性剂十六烷基羟丙基磺基甜菜碱
(HHsB)溶液为对象，通过室内物理模拟研究了它们在低渗多孔介质中的流动特征及驱油特征。研究结果表明，
低矿化度下地层水及表面活性剂溶液与岩石表面作用更强、流动阻力更小。低矿化度(4700mg／L)~ 、高矿
化度(47000mg／L)地层水与岩心润湿接触角分别为83。和84．5。；低矿化度下质量分数0．3％的十六烷基羟丙基磺
基甜菜碱(HHsB)溶液在岩石表面吸附损失量为23．33％，而高矿化度下HHSB溶液在岩石表面吸附损失量仅为
16．73％；经岩石表面吸附后，低矿化度表面活性剂溶液与原油界面张力为0．0045mN／m，而高矿化度表面’活I}生剂
溶液与原油界面张力为0．008 mN／m。提高采收率实验结果表明，高矿化度水驱、低矿化度水驱的采收率分别为
32．5％和33．8％；高矿化度水驱(采收率32．5％)后转低矿化度水驱、高矿化度水驱后转高矿化度表面活性剂驱、高
矿化度水驱后转低矿化度表面活性剂驱分别可提高采收率1_3％、6．2％和8．2％，总的采收率分别为33．8％、38．7％
和40．7％；低矿化度水驱(采收率33．8％)后转低矿化度表面活性剂驱可提高采收率7．3％，总采收率为41．1％。低
矿化度水驱加后续低矿化度表面活性剂驱的组合方式可使采收率达最高。图5表4参14
关键词：高矿化度地层水；低矿化度地层水；表面活性剂驱；表面作用；提高采收率
中图分类号：TE357．46 文献标识码：A DOl：10．19346~．cnki．1000．4092．2016．03．022
我国大部分油田均已进入高含水期，目前提高
采收率技术如聚合物驱、表面活性剂驱及二元、三
元驱等机理复杂、成本高。寻找或研发低成本、简
单易操作的提高采收率技术意义重大。成本低廉、
安全环保的低矿化度水驱提高采收率潜力巨大。
低矿化度水驱是指向油藏注入含有低浓度可溶性
固体总量的水，通常注入水的矿化度低于5000 mg／L。
该技术最早于20世纪60年代提出，当时只是发现
向砂岩岩心中注入低矿化度水可以提高驱油效率，
但并未引起重视，直到90年代，国外学者才开始有
了研究n．5]。虽然国外低矿化度水驱已运用于矿场
实践，但其作用机理仍然未彻底弄清，如有人认为
注人低矿化度水后pH值上升，使得原油酸组分或
极性组分出现皂化反应，导致油水界面张力减小；
也有人认为真正起作用的是离子交换过程 ]。因此
对低矿化度水驱机理还需深人研究。低矿化度水
驱若与现有油田开发技术、煤层气生产技术、低渗
透油田及高含水油田开发技术相结合，将会是经
济、环保、潜力巨大的提高采收率新技术" 。
阴离子表面活性剂(磺酸盐类、羧酸盐类、阴．非
离子类、gemini类、甜菜碱类等)驱油已是一种非常
有效的三次采油技术，由于表面活性剂的抗盐性能
较弱，它更适于低矿化度体系。国内对表面活性剂
驱油的研究工作主要在于复配或者研发新型的抗
高温高盐体系，而很少有关于开展低矿化度水驱下
结合表面活性剂驱的研究。本文尝试将低矿化度
收稿日期：2o15．02．04；修改日期：2o15．07—15。
作者简介：栗原君(1995一)，女，中国石油大学(北京)油气储运工程专业硕：：1：(2o16)，研究方向为石油与天然气开采，通讯地址：102249
北京昌平府学路18号中国石油大学机械与储运工程学院，E—mail：yuanjunli@outlook．com。
488 油 田 化学 2016生
水驱结合表面活性剂驱用于提高采收率潜力n “ 。
在研究过程中通过与高矿化度(接近于延长油田地
层水的矿化度，40000～50000 rag／L)下水驱及表面
活性剂驱对比，研究低矿化度水驱及低矿化度下表
面活性剂驱的流动特征及驱替特征，分析低矿化度
环境下提高采收率的方法，为寻找新的提高采收率
技术提供一种新的思路。
1 实验部分
1．1 材料与仪器
实验用油为延长油田脱水原油，黏度7．68 mPa·S
(油藏温度30~C)；实验用模拟地层水为蒸馏水与无
机盐混合而成，低矿化度体系与高矿化度体系组成
如表1所示，NaCI、KC1、CaC12、MgC12、Na2SO 、
Na2CO，均为分析纯试剂，国药集团化学试剂有限公
司；实验用岩心均为陕北延长组天然露头岩心，岩
心尺寸(cm)4．5x4．5x30，孔隙度19．1％～20．1％，高
矿化度水测渗透率2．1×l0。～2．2x10。gm。，初始含
油饱和度55．5％～ 56．3％；实验用表面活性剂为十
六烷基羟丙基磺基甜菜碱HHSB，纯度98％，百灵威
化学试剂有限公司。
Texas一500C型旋转界面张力仪(美国科诺工业
有限公司)；LVDV-II+Pro布氏黏度计(美国Brook—
field公司)；常规物理模拟驱替实验装置，包括恒温
箱、中间容器、平流泵、岩心夹持器等；JC2000D3接
触角测量仪(上海中晨数字技术设备有限公司)。
1．2 实验方法
1．2．1 界面张力、黏度及接触角测定
在30℃下，采用旋转界面张力仪分别测定用
高、低矿化度地层水配制的HHSB溶液与原油间的
界面张力，取稳定值。
在温度30 、剪切速率7．34 s 下采用布氏黏度
计测定溶液的黏度。
向四组相同岩心(属同一批次天然露头岩心)
中分别注入2 PV高、低矿化度地层水及其配制的
HHSB溶液后，采用接触角测量仪分别测定这四种
流体在岩心注入端表面的接触角。
1．2．4 岩心流动实验
将岩心饱和水、水测渗透率后开展岩心流动实
验，测试高矿化度下地层水及表面活性剂溶液、低
矿化度下地层水及表面活性剂溶液在岩心中的流
动，观察注入压力随注入量的变化，同时在驱替2
PV后测试地层水中离子组成的变化、表面活性剂浓
度变化及岩心润湿性变化。
1．2．3 驱油实验
将岩心饱和水，水测岩心渗透率，饱和油，然后
利用不同矿化度地层水及表面活性剂溶液开展驱
油实验，测试不同矿化度下地层水及质量分数0．3％
的HHSB溶液提高采收率程度，优选不同矿化度下
地层水与表面活性剂溶液提高采收率的组合方
式。驱替实验过程中，当岩心出口端含水率达到
98％停止驱替或转另一种流体驱替直至含水率再次
上升至98％。
2 结果与讨论
2．1 不同矿化度下界面张力变化
分别用高、低矿化度水配制的不同浓度的十六
烷基羟丙基磺基甜菜碱溶液与原油间的界面张力
如图1所示。从图1可知，当表面活性剂质量分数
HHSB质量分数／％
图1 不同浓度表面活性剂溶液与原油间的界面张力
表1 不同模拟地层水离子组成
第33卷第3期 栗原君，夏楠，李艳萍：低矿化度水及十六烷基羟丙基磺基甜菜碱表面活性剂的驱油作用489
为0．25％时，在高、低矿化度环境中油水界面张力均
可达到超低。考虑到表面活性剂在地层中的吸附损
失，以下实验中选用质量分数为O．3％的HHSB溶
液。HHSB质量分数为0．3％时，高矿化度体系的黏
度为4．3 mPa·S，而低矿化度体系的黏度为4．5 mPa·S。
2．2 单相流体流动动态分析
高矿化度水、高矿化度表面活性剂溶液、低矿
化度水及低矿化度表面活性剂溶液四种流体在岩
心中的流人动态实验情况如图2所示。水驱2 PV
后岩心出口端水质化验分析结果如表2所示，表面
活性剂驱2 PV后岩心进出口端表面活性剂浓度检
测结果如表3所示，四种流体驱替2 PV后岩心表面
润湿性变化结果如表4所示。
从图2可知，在相同注入速度下，高矿化度水驱
及表面活性剂驱的流动阻力均高于低矿化度下
的。高矿化度水中阳离子浓度高，尤其是二价阳离
子，使得表面活性剂性能变差，导致其与岩心表面
物理化学作用弱，且这种差异值随注入速度的增加
而增大，当注入速度从1 mL／min增至2 mL／min时，
高矿化度水驱压力由2 MPa增加至4 MPa，而低矿
化度水驱压力由1．85 MPa增至3．7 MPa，二者差异
值从0．15 MPa增至0．3 MPa。注人速度越高，两种
流体与岩石表面的作用差异越大。此外，高矿化度
下表面活性剂驱与低矿化度下表面活性剂驱压力
变化曲线上均有一段缓慢下降的阶段。这是因为
表面活性剂在岩心表面是逐渐吸附的，岩心表面的
润湿性逐渐变化，流体在岩心中的流动阻力逐渐减
— 。一高矿化度水驱压力 ～。～ 注人速度(高矿化度水驱)
— 一低矿化度水驱压力 一+．·注入速度(低矿化度水驱)
—-一高矿化度下活性剂驱压力 ～．-．注入速度(高矿化度活性剂驱)
— —
低矿化度下活性剂驱压力 ⋯ 一注入速度(低矿化度活性剂驱)
图2 单相流体流入动态曲线
小，直到吸附达到动态平衡后压力平稳。
从表2可知，水驱后低矿化度水的矿化度从
4700 mg／L增至4890 mg／L，增加了190 mg／L，pH值
也稍有增加；水驱后高矿化度水的矿化度降低了l0
mg／L，pH值保持不变。高、低矿化度水驱产出液中
均出现了新的离子Fe +门Fe”、HCO，一。这说明在高、
低矿化度水驱过程中，水中离子均会与岩石表面或
黏土矿物发生离子交换，但低矿化度下的离子交换
程度高于高矿化度下的。
表2 水驱2 PV后岩心出口端水质化验分析结果
离子含!it／(mg·L )
水样
c + s。 z—C032-HC03- c
矿化度pH
／(mg·L- )值
从表3可知，在人口端处，低矿化度表面活性剂
水溶液与原油界面张力低于高矿化度的。在高矿化
度环境中，阳离子尤其是二价阳离子会极大抑制表
面活性剂的活性。在驱替过程中，质量分数0．3％的
低矿化度表面活性剂溶液的表面活性剂吸附损失量
为23．33％，而高矿化度表面活性剂溶液在驱替过程
表面活性剂的吸附损失量为16．67％，由此可推测，低
矿化度下岩心表面的润湿性变化程度更大。另外，
吸附后低矿化度下的油水界面张力(O．0045 mN／m)
仍低于高矿化度下的油水界面张力(0．0080 mN／m)。
表3 表面活性剂驱2 PV后出口端表
面活性剂浓度检测结果
配液 — — 堂! 吸附损
用水 表面活性剂界面张力表面活性剂 界面张力失量，％
质量分数／％ ／(mN·ITI )质量分数，％ ／(mN·ITI )
从表4可看出，驱替2 PV后，四种流体在注入
端岩心表面的接触角大小顺序依次为：高矿化度水
表4 分别注入2Pv的不同驱替体系后岩心润湿性变化
一 IIIⅢ．8 7 6
490 油 田 化学 2016生
>低矿化度水>高矿化度表面活性剂溶液>低矿化度
表面活性剂溶液。接触角越低，岩心的亲水性越
强，流体在岩石表面流动越容易。
结合表2～ 表4可知，高矿化度水驱压力高于
低矿化度水驱压力的原因除了黏度因素外，还有润
湿性影响。水驱后低矿化度水中离子总量变化幅
度高于高矿化度，这说明低矿化度下地层水与岩石
表面物理化学作用更强，岩心表面润湿性变化更明
显，且随着流速增加，高矿化度水驱压力高于低矿
化度水驱压力的幅度更明显。
2．3 提高采收率程度分析
不同矿化度水驱采收率及水与表面活性剂组
合驱提高采收率曲线分别如图3～ 图5所示，表面
活性剂HHSB质量分数0．3％。其中，图3为高矿化
度水与低矿化度水驱采收率曲线，图4为先高矿化
度水驱后表面活性剂驱提高采收率曲线，图5为先
低矿化度水驱后表面活性剂驱提高采收率曲线。
从图3可知，高矿化度水驱采收率为32．5％，低
矿化度水驱采收率为33．8％，高矿化度水驱转低矿
化度水驱后采收率可以进一步提高，虽最终采收率
与低矿化度水驱采收率接近，但是注入量要高于低
矿化度水驱，因此，低矿化度水驱更经济，低矿化度
水与岩石表面更强的物理化学作用是其提高采收
率的基础。
从图4可知，高矿化度水驱后转高矿化度表面
活性剂驱可提高采收率6．2％，总采收率为38．7％；而
转低矿化度表面活性剂驱可提高采收率8．2％，总采
收率为40．7％。一方面，低矿化度表面活性剂环境
中的油水界面张力更低，驱替阻力更小；另一方面，
低矿化度表面活性剂溶液与岩石表面的物理化学
注入量／PV
图3 高／f氐矿化度水驱下采收率变化曲线
作用更强，包括离子交换、表面改性等。因此，低矿
化度表面活性剂驱较高矿化度表面活性剂驱更能
提高采收率。
从图5可知，低矿化度水驱后转低矿化度表面
活性剂驱可提高采收率7．3％，最终采收率可达
41．1％。对比可知，这种驱替方式下的采收率是最
高的。在这种方式下，岩石表面在流体冲刷下被改
性得更彻底，亲水性更强，油水界面张力更低，驱替
阻力更小，驱油效率更高。
糌
鋈
褂
注入量／PV
图4 高矿化度水驱后表面活性剂提
高采收率变化曲线
注入量／PV
图5 低矿化度下水驱后表面活性剂
提高采收率变化曲线
3 结论
(1)低矿化度下地层水与岩石表面作用更强，
流动阻力更小。相比高矿化度表面活性剂溶液，低
矿化度表面活性剂溶液与原油间的界面张力更低，
在岩石表面的吸附更强，对岩心的润湿性更好，流
动阻力更小。
(2)高矿化度水驱、低矿化度水驱的采收率分
别为32．5％和33．8％，高矿化度水驱后转低矿化度水
第33卷第3期 栗原君，夏楠，李艳萍：低矿化度水及十六烷基羟丙基磺基甜菜碱表面活性剂的驱油作用491
驱可进一步提高采收率。在高矿化度水驱后转高 油田化学，2012，24(2)：106—109·
矿化度表面活性剂驱可提高采收率6．2％，总采收率 [ ] REzAE D0u T A，PuNTERV0LD T， TRAND ， · an
38．7％；而转低矿化度表面活性剂驱可提高采收率 ； ： 。 als ： ．ma
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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．and 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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