水驱油的毕业论文

王延忠贾俊山孙国隋淑玲黄文芬魏明

摘要高含水期水驱油藏剩余油分布研究是开发工作实施挖潜措施、提高采收率的基础。本文对近几年在剩余油描述方面攻关的最新成果进行了粗略的总结。重点介绍了首次综合采用5种计算剩余油并形成软件系统的油藏工程计算方法，及首次用于剩余油定量计算并进行大规模推广应用的流线模型方法。这两种方法在孤东油田七区西进行了应用，并将计算的结果分别与数值模拟结果进行了对比分析，与生产动态实际进行了检验，证明比较可靠。通过利用油藏工程计算方法、流线模型方法和数值模拟方法对剩余油的综合分析研究，提出的提高采收率的挖潜措施取得显著效果。

关键词剩余油高含水期定量油藏工程方法流线模型方法油藏描述孤东油田

一、引言

高含水期的精细油藏描述的剩余油分布研究，是实施挖潜措施、提高采收率的基础。搞清高含水、特高含水期剩余油的分布规律，并进行定量计算，目前仍然是世界级难题。

胜利油区通过四期精细油藏描述及剩余油分布研究，已形成了剩余油描述的系列配套技术。总结完善这些剩余油描述方法，特别是在井与井之间剩余油分布研究、剩余油定量描述技术研究的基础上，增加了油藏工程计算方法和流线模型方法，并编制了软件系统，实现了计算机自动化，以满足矿场计算快速、操作简单、自动化程度高等要求。本文重点介绍数值模拟方法、油藏工程计算方法和流线模型方法在孤东油田七区西剩余油描述中的应用，并对其计算成果进行了综合分析和对比。根据对剩余油的描述，提出了具体的提高采收率的挖潜措施，取得了良好的矿场应用效果。

二、剩余油描述方法研究

目前，我国主要油田的开发大多进入高含水阶段，地下流体分布日趋复杂，开采难度越来越大。因此，确切了解剩余油储量及其分布范围，对于油田的调整、挖潜、提高最终采收率具有重要的意义。随着油藏描述从宏观向微观、从定性到定量、从描述向预测的方向发展，剩余油的研究也开始从以大地构造、沉积旋回、沉积相为基础的分布趋势研究，向以微构造、沉积时间单元、层内非均质等微基础的定性描述发展；从以地质、测井手段为主的综合定性解释逐步向以精细数值模拟、水淹层测井解释以及油藏工程参数计算为主的定量描述方向发展[1～5]。

综合国内外剩余油描述技术的发展，从学科上细分，剩余油研究方法主要包括地震方法、生产测井及测试分析方法、检查井资料分析方法、水淹层测井解释方法、地质综合分析方法、数值模拟方法、流线模型方法、油藏工程综合分析方法等八大类方法[1～5]。

胜利油区进行剩余油定量描述的方法主要有数值模拟方法、油藏工程计算方法、流线模型方法、水淹层测井解释方法和动态监测方法。其中数值模拟方法和水淹层测井解释方法比较成熟，计算机化程度高，而油藏工程计算方法和流线模型方法是我们近几年经过不断攻关，逐渐发展完善起来的，下面主要对这两种方法进行简要介绍。

1.油藏工程计算方法

油砂体是油田开发的基本单元，具有较为确定的含油范围和石油地质储量，是地下油、气、水存储运移的统一体，而井筒则是它与外界联系的通道。因此，可以根据单井生产数据，采用油藏工程方法计算某一生产时刻的该井的剩余油饱和度、剩余储量等。

根据目前油田开发已进入特高含水期的事实，结合矿场应用的需要，油藏工程计算选用了水驱特征曲线法、渗饱曲线法、无因次注入采出法、物质平衡法、水线推进速度法等5种方法[1,4,5]。

1）渗饱曲线法

水驱油实验中岩样油水相对渗透率曲线是油水两相渗流特征的综合反映。根据储集层性质及油井含水率可直接求得目前含油饱和度，但是油水相对渗透率曲线只是反映了储集层应具有的渗流特征和应达到的理想效果，而开发过程中作业措施、注入采出比的变化以及井点之间的相互干扰都能影响到流体的实际流动状态。因此，结合反映实际生产状况的水驱特征曲线，求生产井出口端含油饱和度及其他剩余油指标可以更可靠地反映地下流体分布状态。

（1）水驱特征曲线制作，求A1、B1

作lgWp-Np关系曲线，得回归方程：

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（2）相对渗透率比与含水饱和度曲线制作，求A2、B2

作 曲线，得回归方程：

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（3）求水驱控制储量

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（4）求生产井出口端含水饱和度

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（5）求剩余油饱和度、剩余可采储量、可动油饱和度、剩余可动储量

剩余油饱和度：

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剩余可动油饱和度：

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剩余水驱控制储量：

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水驱控制储量采出程度：

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式中：kro、krw——油、水相对渗透率；

Soi——原始含油饱和度，小数；

So——剩余油饱和度，小数；

Sorr——残余油饱和度，小数；

Som——剩余可动油饱和度，小数；

Sw——含水饱和度，小数；

Swi——束缚水饱和度，小数；

N——水驱控制储量，104t；

Nr——剩余水驱控制储量，104t；

Np——目前累积产油量，104t；

Wp——目前累积产水量，104m3；

R——水驱控制储量的采出程度，%；

A1、A2、B1、B2——回归系数。

2）水驱特征曲线方法

根据童宪章研究成果，水驱油田到了高含水期，大部分油井都可作单井甲型水驱曲线，其形式为：

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根据该曲线可计算单井水驱可采储量、剩余可采储量等。

作lgWp－Np曲线，得回归参数a,b

水油比计算：

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水驱可采储量：

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剩余水驱可采储量：

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式中：Qo、Qw——产油量、产水量，104t；

a、b——回归系数；

fw——含水率，小数；

fmax——极限含水率，小数；

NR——水驱可采储量，104t；

NRr——剩余水驱可采储量，104t；

Nr——剩余水驱控制储量，104t；

WOR——水油比；

WORmax——最大水油比。

3）物质平衡法

可用简化了的物质平衡法根据累积产油量估计平均剩余油饱和度。

水驱控制地质储量：

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剩余油饱和度：

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剩余可动油饱和度：

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剩余水驱控制地质储量：

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剩余地质储量丰度：

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式中：A——计算单元面积，km2；

Boi——原油体积系数；

G——剩余水驱控制地质储量丰度，104t/km2；

h——有效厚度，m；

φ——孔隙度，小数；

ρo——原油密度，g/cm3。

4）无因次采出注入法

油井注入量、采出量与采出程度有如下关系：

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（19)-(20）得：

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当 时，R为水驱失效时的采出程度，即

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则剩余采出程度：

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另外，将（22）代入（19），可得水驱失效时的累积注入量

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极限注入倍数

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当含水进入特高含水期后，采出程度与注入倍数有下列关系式

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则剩余采出程度：

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即可根据累积注入量求出剩余采出程度。但该值为最终含水率100%时的剩余采出程度，因此与最终含水率98%时的剩余采出程度相比，数值偏大。

剩余可采储量丰度：

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式中：Wi——累积注入量，104m3；

Vi——注入倍数，PV；

Re——水驱失效时的采出程度（相当于最大采收率），%；

Rc——剩余采出程度，%；

Wi,max——最大累积注入量，104m3；

Vi,max——最大注入倍数；

a1、a2、a3、b1、b2、b3——回归系数。

5）水线推进速度法

对于纵向上韵律性变化较大的河流相沉积储集层，层内动用程度大小不一、水淹状况差别较大，因此进行层内不同韵律段的剩余油研究，摸清剩余油分布规律，对剩余油的挖潜极为重要。根据达西定律求出注入水在不同段上的推进速度，然后根据水驱速度与产量的关系，分析每个相对均质段采出程度及储量动用情况，可得到剩余储量及剩余油饱和度值。

根据达西定律，注入水在平面上的推进速度可表示为：

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注入水在垂向上的推进速度可表示为：

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式中：Vpi、Vzi——注入水在平面、垂向上的推进速度，mm/s；

Krw——水的相对渗透率；

Kpi、Kzi——油层平面、纵向渗透率，μm2；

rw、ro——水、油比重，小数；

μw——水粘度，mPa·s；

φi——油层孔隙度，小数；

α——地层倾角，（°）；

Sor——残余油饱和度，小数；

Sor——原始含油饱和度与残余油饱和度之差值，小数；

——压力梯度，MPa/m；

Pe——近似于L处的注水井的压力，MPa；

Pw——油井井底压力，MPa；

L——油水井井距，m。

平均水线推进速度：

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相对水线推进速度：

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根据达西定律，产量q与速度和厚度的乘积Vh成正比，故可通过水线推进速度导出分层产量贡献系数

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则每个相对均质段的分层产量为

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同理，有分层储量系数

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分层储量

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则分层剩余储量为

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其中，N可用原始地质储量、水驱控制储量或水驱可采储量。

剩余油饱和度

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剩余可动油饱和度

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式中：Vi——分层相对水线推进速度，m/d；

hi——有效厚度，m；

αi——储量系数；

βi——产量贡献系数；

Ni——储量，104t；

Nri——剩余储量，104t；

qi——产量，t/d；

i——分层号；

∑Q——研究目的层的累积产量，104t。

油藏工程计算方法是定量计算井点剩余油的重要方法之一，其最大特点是紧密与油藏生产动态相结合，数据文件要求相对简单，可操作性强，适用于矿场人员进行计算分析。上述方法虽然在油藏工程研究中经常应用，但计算机化程度比较低，不仅影响了动态分析的效率和精度，而且在剩余油的认识方面也受到了局限。在孤东油田七区西剩余油描述研究工作中，首次把这5种方法综合起来编制成软件系统，进行动态分析和剩余油研究，实现了计算机自动化。

2.流线模型方法

流线模型技术开始提出和应用于剩余油的研究是在20世纪90年代，是除数值模拟之外定量研究井间剩余油的一种新的方法，它具有允许节点多、运算速度快、研究周期短的特点。运用流线模型的目的是便于现场推广应用，弥补大型数值模拟须借助计算机工作站而完成的不足，在微机上实现剩余油分布规律的研究。

1）流线模型的研究思路

先求出流体在多孔介质中的压力场和速度场，然后求出流体的流动轨迹即流线，最后求出任一流线在任一点的饱和度值。通过流线模型计算，可以求得井间任一点的含油饱和度、剩余油饱和度，从而确定驱油效率、可动油饱和度、可采储量、剩余可采储量等参数。

2）流线模型求解的基本步骤。

（1）计算压力场

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在上式三维两相压力方程中忽略了重力和毛管力。

式中：q——对于生产井为产液量，对于注水井为注水量，m3；

Cf——地层岩石有效孔隙体积的压缩系数，MPa-1；

λ——流度。

（2）计算速度场

网格界面上的速度分量根据Darcy公式计算：

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式中：Vx、Vy、Vz——不同网格x、y、z方向上的速度分量；

P——不同网格上的压力值；

x、y、z——不同方向上的网格坐标值。

（3）计算流线轨迹及其时间长度坐标。

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式中：T——流线的时间长度坐标；

l——流线的长度；

x、y、z——质点的坐标。

（4）计算饱和度场

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式中：τ——任意时刻流线上的位置；

τo——时间为to时流线上的位置。

目前已成功地在微机上实现了该方法从数据准备、模型建立、历史拟合到程序计算的计算机一体化。

三、剩余油定量描述方法在孤东油田七区西的应用

胜利油区前两期精细油藏描述及剩余油分布研究中剩余油定量描述的主要方法是数值模拟方法，并辅之以水淹层测井精细解释方法和动态监测方法。

在孤东油田七区西剩余油分布研究中，剩余油定量描述的主要方法较以前增加了流线模型方法和油藏工程计算方法，并发展和深化了数值模拟方法。

对剩余油的定量描述，不仅采用油藏工程方法全面计算了每个井点的剩余油指标，而且重点采用数值模拟方法和流线模型方法从剩余油饱和度、剩余可动油饱和度、采出程度、剩余储量丰度、剩余可动储量丰度以及剩余可动油饱和度与剩余可动储量丰度的综合图、单井层剩余油分布等八个角度来定量的描述剩余油，并找出了每个小层剩余可动油饱和度与剩余可动储量丰度均较高的剩余油富集井区。下面分别从方法本身的计算应用和矿场应用两个方面进行介绍。

1.计算方法的应用

1）剩余油定量描述的主要成果

（1）油藏工程计算方法

渗饱曲线法：定量计算了孤东油田七区西12个主要小层1014井次的井点剩余油数据，主要包括每个小层井点的剩余油饱和度、井区的水驱控制储量、剩余可采储量等指标。根据计算结果找出了剩余油富集井区，其中剩余油饱和度大于50%的井442口，单井平均剩余油饱和度，其剩余可采储量×104t，单井平均为×104t。

水驱特征曲线法：定量计算了孤东油田七区西12个主要小层1085井次的单井水驱曲线，主要包括每个小层、每个井点的剩余油饱和度、井区的水驱控制储量、剩余可采储量等指标，并根据计算结果找出了剩余油富集井区。

（2）流线模型方法

首次采用该方法在孤东油田七区西进行了推广应用，计算了54～61层系54、55、61三个小层的流线分布、压力场分布、剩余油饱和度、剩余可动油饱和度、驱油效率、剩余储量丰度等指标，通过其分布图反映出平面上剩余油分散的特点，但仍有部分区域剩余油较富集。统计剩余油饱和度大于50%的井区剩余可采储量为×104t，占总剩余储量的。

（3）数值模拟方法

在孤东油田七区西的剩余油描述中，采用数值模拟方法计算了四套层系27个时间单元的剩余油分布情况。据计算结果剩余含油饱和度大于50%、剩余可采储量丰度大于的井区557个，其中41～51层系138井区，54～61层系165井区，62+65～8、63+4层系254井区。总剩余可采储量为×104t，平均每个井区的剩余油饱和度为60%，剩余可采储量×104t。

2）剩余油定量描述成果的可靠性分析

在上述剩余油定量描述的三种主要方法中，数值模拟动静结合，是定量描述剩余油最完善、最系统的方法；流线模型相当于简化的数值模拟，特点是计算速度快、计算机化程度高；而油藏工程计算方法主要从动态入手，定量计算井点的剩余油，特点是简单方便、矿场可操作性强。由于后两种方法应用的条件相对简单，特别是流线模型方法是首次在胜利油区进行大规模的推广使用，油藏工程计算方法也是首次进行全面系统的应用，因此对于其准确性应充分与数值模拟计算结果和生产动态实际进行检验，以利于今后的推广使用。

（1）油藏工程方法计算成果检验

与动态监测资料对比 由于孤东油田七区西储集层非均质严重，相距百米甚至数十米的井之间生产状况都可能大不相同。而检查井、C/O测井、多功能测井等均为井点检测，解释结果代表性受到约束，故不宜直接用于单井计算结果的检验。将渗饱曲线法单井计算得到的10个小层的平均饱和度值与相应的多功能测井的10个小层的平均饱和度值比较，平均相对误差，考虑到多功能测井本身的代表性，认为计算结果尚为可信。

与数模结果进行对比 统计7个主力小层61口井剩余油饱和度大于50%以上的可比井的饱和度值：渗饱曲线法计算的平均饱和度值为，数模计算的平均饱和度值，计算结果比较接近，认为渗饱法计算结果较为可靠。

（2）流线模型方法计算成果检验

与数值模拟计算结果对比 采用流线模型计算孤东油田七区西54～61层系54、55、61三个小层的平均剩余油饱和度分别为46%、48%、50%，数值模拟计算结果分别为45%、46%、49%，两者比较接近。另外，流线模型计算的不同剩余油饱和度范围内的面积比例百分数与数值模拟计算的结果也比较接近（表1）。

表1流线模型与数值模拟计算剩余油饱和度成果对比表

（3）生产动态检验

高、低含水井标定：对1998年12月生产54～61层系的105口油井进行统计分析，其中生产55层含水率大于等于99%的油井5口；生产55层含水率小于等于90%的油井有4口。分别将这5口高含水井和4口低含水井在采用流线模型计算的剩余可动油饱和度分布图上标定，发现5口高含水井均位于剩余可动油饱和度较低的部位，4口低含水井均位于剩余可动油饱和度较高的部位，反映出其计算结果比较符合剩余油分布规律。

（4）取心井检验

分别利用近期取心的7-J1井和7-28-J255井对计算结果进行检验分析：1996年9月取心的7-J1井55层的剩余油饱和度为，采用流线模型计算的当时的剩余油饱和度为；1997年8月取心的7-28-J255井54层的剩余油饱和度为38%，采用流线模型计算的当时的剩余油饱和度为40%。由此可见其计算结果与取心井分析数据还是比较接近的，计算方法比较可信。

通过上述对油藏工程计算方法和流线模型方法计算成果的分析表明：其计算结果与数值模拟较为接近，经生产动态检验和取心井检验较为符合。

鉴于上述两种定量描述剩余油的方法相对简单，并具有较好的准确性。因此对于没有进行大规模数值模拟的油田或区块具有较好的实用价值，矿场的可操作性强。

2.矿场应用效果

根据对剩余油分布规律的研究和剩余油的定量描述成果，在孤东油田七区西提出新井措施12口，补孔改层等老井措施278井次，预计可增加可采储量×104t，提高采收率。

已经实施的挖潜措施取得了显著效果，从1999年开始，截止到2000年12月，共打新井10口，完成补孔改层等老井措施共154井次，新井及老井措施累计增油82162t。

四、结论

本文在剩余油定量研究方面较以前有了长足的进步和发展，在油藏工程研究中，首次综合了5种方法进行剩余油的定量计算，并编制成软件系统，实现了计算机自动化。流线模型方法是定量计算剩余油的一种新的方法，该方法首次在孤东油田七区西进行大规模的推广应用，并取得良好的计算效果。数值模拟作为剩余油定量计算的一种比较成熟的方法，也取得了进一步的发展和完善，特别是在历史拟合的精度和剩余油的定量研究方面有了较大的提高，剩余可动油饱和度与剩余可动储量丰度综合图、单井层剩余油富集区的成果表已成为数值模拟定量描述剩余油的重要内容。

本文虽然在剩余油定量描述方面取得了很大的进步和发展，但随着油田开发的进一步加深，剩余油的分布更加零散，开采难度进一步加大，对剩余油定量描述的方法和描述的精度要求更高。今后剩余油的描述必须进一步向剩余油描述成果网格数据一体化和计算机自动化发展。真正做到剩余油描述的定量化、动态化、三维可视化和网格数据一体化。

主要参考文献

[1]张一伟.陆相油藏描述.北京：石油工业出版社，1997.

[2]杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集第一辑.北京：地质出版社，1997.

[3]杜贤樾，孙焕泉，郑和荣主编.胜利油区勘探开发论文集第二辑.北京：地质出版社，1999.

[4]郎兆新.油藏 工程基础.东营：石油大学出版社，1991.

[5]CR史密斯等编.岳清山等译.实用油藏工程.北京：石油工业出版社，1995.

许关利

（中国石化石油勘探开发研究院提高采收率研究所，北京 100083）

摘 要 在大庆油田的油水条件下，评价了表面活性剂的界面和泡沫性能，并优化了泡沫配方和注入方式。筛选的双子表活剂的表面张力约为25mN/m，能在表活剂浓度为％～％的范围内与原油达到超低界面张力，具有较好的泡沫稳定性。泡沫体系配方中气液比对泡沫驱采收率的影响最大，其次是聚合物浓度，优选的泡沫体系配方为表面活性剂浓度％，聚合物浓度2000mg/L，气液比为3：1。气体和表面活性剂/聚合物二元液混合注入的压力升幅最大，耗时最短，泡沫驱采收率也较高。气体、表面活性剂与聚合物3种物质完全分开交替分段塞注入时压力升幅最小，耗时最长，采收率最小。气体与二元液交替注入时的压力和采收率居中。结合现场实施工艺，优选气体与表面活性剂/聚合物二元液交替注入的方式，交替周期越短泡沫驱采收率越高。

关键词 表面活性剂 超低界面张力 泡沫驱 提高采收率 注入方式

Research on the Performance of Ultra-low Interfacial TensionFoam and Optimization of Core Flooding Project

XU Guanli

（SINOPEC Exploration ＆ Production Research Institute，Beijing 100083，China）

Abstract The interfacial property，foam stability of selected surfactant were investigated in this formula and injection mode were optimized under reservoir condition of Daqing experiment shows that the surface tension of the Gemini surfactant is approximate 25mN/m（ 25℃），which indicating super surface ultra-low interfacial tension（ ＜）is acquired between oil and surfactant solution with the surfactant concentration range of ％ and ％.Its foam stability is better than those of sodium α- olefin sulfonate and sodium heavy alkyl benzene sulfonate according to the disintegration half-time of foam the ultra-low interracial tension foam，gas liquid ratio has the most obvious influence on the EOR of foam after polymer flooding，and polymer concentration preferential surfactant concentration is ％，with polymer concentration of 2000 mg/L and gas liquid ratio of 3： the same dosage of surfactant and polymer，the simultaneous injection of gas and the liquid which is composed of surfactant and polymer gives rise to the highest injection pressure and highest medium pressure and EOR result from the alternate injection of gas and consuming time of simultaneous injection is the shorter than that of alternate of gas and the alternate injection of individual surfactant，polymer and gas demands the longest injection with the injection technology of oilfield，the preferential injection method is alternate injection of gas and the liquid，and the shorter the alternate cycle is，the higher the EOR of foam after polymer flooding is.

Key words surfactant；ultra-low interfacial tension；foam flooding；enhance oil recovery；injection mode

泡沫是气体分散于起泡剂溶液中所组成的分散体系，起泡剂一般为表面活性剂。作为多相粘弹性流体，泡沫的密度低、黏度大，具有剪切稀释特性，这些特征使其具有了提高石油采收率的应用前景。国外已对泡沫用于控制气体流度、提高气驱的采收率进行了充分的研究［1～3］，现场试验也取得了一定的效果。国内的大庆油田和胜利油田也对泡沫驱油技术进行了多年研究［4］，其中大庆油田的泡沫复合驱技术最具代表性，试验取得了提高采收率20％以上的效果［5］，预示着泡沫驱油技术具有大幅度提高水驱油田采收率的潜力［6］。

大庆油田完成的泡沫复合驱试验使用表面活性剂、聚合物和强碱组成的三元体系，虽然取得了较好的驱油效果，但无法避免强碱带来的腐蚀、结垢、影响泡沫稳定性等负面问题。三元体系的一个主要技术特征是表面活性剂和碱协同作用产生超低油水界面张力，多年来复合驱研究的焦点也是合成在不需要加碱条件下能和原油达到超低界面张力的表面活性剂，并取得了一定的成果。本文对筛选的表面活性剂性能进行了研究，考察了聚合物驱后无碱的超低界面张力泡沫体系的驱油效果，优化了泡沫体系配方方式，为制定现场试验方案提供参考。

1 实验材料与方法

实验材料

实验用油为大庆油田井口脱水原油和模拟油，实验用水为油田现场注入污水，过滤后使用。聚合物为中国石油大庆炼化公司生产的分子量为3072万的聚丙烯酰胺。表面活性剂（DWS）为非离子双子表面活性剂，由大连戴维斯公司提供。重烷基苯磺酸盐（HABS）为大庆东昊投资有限公司生产，α-烯烃磺酸盐（AOS）购自浙江中轻物产化工公司。岩心为购自大庆石油学院的30cm长的人造3层非均质岩心，渗透率变异系数为，孔隙度为22％～25％。

实验方法

1）表面张力：表面张力仪k12（Kruss公司生产），吊片法测量；全自动表面张力仪Tracker（TECLIS公司生产），悬滴法测量。

2）油水界面张力：旋转滴界面张力仪，TX500C，45℃。

3）泡沫半衰期：泡沫扫描仪FoamScan（TECLIS公司生产），注气速度30mL/min，注气量300mL，温度45℃。

4）岩心驱替实验：岩心首先抽真空饱和水，然后饱和油，老化一天后进行水驱，含水大于98％后进行聚合物驱（包括后续水驱），最后进行超低界面张力泡沫复合驱及后续水驱。

2 实验结果

表面张力

表面张力是评价表面活性剂活性高低的一项重要指标。如表1所示，双子表面活性剂（DWS）的表面张力随温度的升高而降低，与常规表面活性剂的变化规律相同。常规表面活性剂的表面张力一般大于30mN/m，如重烷基苯磺酸盐的表面张力为［7］，α-烯基磺酸钠的表面张力为［8］。25℃时该双子表面活性剂的表面张力在25mN/m左右，已经接近碳氢表面活性剂理论上最低的表面张力值［9］，与有机硅表面活性剂的表面张力相当（20～30mN/m），说明该双子表面活性剂的活性非常好。

表1 双子表面活性剂（DWS）的表面张力

选用Tracker全自动表面张力仪测定了25℃时不同浓度表面活性剂溶液的动态表面张力（图1）。各个浓度的表面活性剂溶液的表面张力随测试的进行逐渐降低，表面活性剂浓度越高，其表面张力越低。根据表面张力随浓度的变化趋势判断，该表面活性剂的临界胶束浓度（CMC）在％附近，25℃时表面张力值约为25 mN/m。

图1 双子表面活性剂（DWS）的动态表面张力

油水界面张力

油水界面张力是驱油用表面活性剂的一个重要指标，不同浓度的表面活性剂/聚合物二元体系（聚合物浓度1000mg/L）的界面张力测试结果（图2）表明，该双子表面活性剂的油水界面张力随测试的进行逐渐降低，20min后界面张力即小于 mN/m，达到超低界面张力。双子表面活性剂能在％～％的较宽浓度范围内达到超低的油水界面张力。重烷基苯磺酸盐需要在有碱存在的条件下才能达到超低界面张力［10］，而α-烯基磺酸钠即使加碱也无法达到超低界面张力。

图2 双子表面活性剂DWS的油水界面张力

泡沫稳定性

泡沫的稳定性可以用半衰期来表征，半衰期分为两种，一种是体积衰减半衰期（泡沫体积衰减一半所需要的时间），另一种是析液半衰期（从泡沫中排出一半液体所需要的时间）。表2为用泡沫扫描仪（FoamScan）测得的表面活性剂溶液的泡沫体积衰减半衰期。不同浓度的双子表面活性剂的半衰期都大于60min，比重烷基苯磺酸盐和α-烯烃磺酸盐的稳定性好。

表2 不同表面活性剂的泡沫半衰期

超低油水界面张力是对驱油用表面活性剂的基本要求，目前市场上常见的表面活性剂的油水界面张力都比较高，达不到超低界面张力。界面张力高的原因是这些表面活性剂的亲水性太强，因此要获得较低的界面张力，就要增加表面活性剂疏水基团的长度或个数。疏水基团长度或个数的增加，有利于提高表面活性剂分子间的疏水缔合作用，增加泡沫中表面活性剂液膜的强度，增大液膜的界面粘弹性，泡沫的稳定性将得到提高。因此，在一定程度上获得超低界面张力与提高泡沫稳定性对表面活性剂分子结构的要求方向是一致的。双子表面活性剂（DWS）的两个疏水基团增加了其亲油性，能够与原油达到超低的油水界面张力，同时又具有较好的泡沫稳定性，是驱油用超低界面张力泡沫体系的最好选择。

泡沫体系配方优化

驱油用泡沫由双子表面活性剂、聚合物和气体组成，表面活性剂、聚合物浓度的高低和气体的多少（气液比）对泡沫的驱油性能有重要影响。为了确定最佳的泡沫体系配方，针对表面活性剂浓度、聚合物浓度和气液比开展了三因素、三水平的正交实验来优化泡沫体系配方。各次实验的实验条件及驱油结果见表3。

表3 正交实验条件与驱油结果

按照极差分析方法对表3中的数据进行分析，分析方法参考文献［11］。把泡沫驱采收率作为评价指标，表3 “表面活性剂浓度” 列中Ⅱ最大，说明表面活性剂浓度的水平％比较好；“泡沫聚合物浓度” 列中Ⅲ最大，说明聚合物浓度水平2000mg/L比较好；“气液比” 列中Ⅲ最大，说明气液比的水平3：1比较好。因此根据泡沫驱采收率得到的最佳驱油条件为表面活性剂浓度％，聚合物浓度2000mg/L，气液比为3：1。级差中 “气液比” 最大，其次为 “聚合物浓度”，说明气液比对泡沫驱采收率的影响幅度最大，其次为聚合物浓度。

注入方式对泡沫驱采收率的影响

泡沫体系包括双子表面活性剂、聚合物和气体，驱油时可组合成多种注入方式。第一种为气液同时混合注入，先把表面活性剂和聚合物混合成二元液，然后和气体按照一定的气液比同时注入岩心；第二种为气体和液体交替注入（气液分段塞注入），一是表面活性剂、聚合物混合成二元发泡液与气体按照确定的气液比和交替周期交替注入，二是表面活性剂、聚合物和气体分别单独交替注入，即按照确定的交替周期和气液比，先注一个聚合物段塞，再注一个表面活性剂段塞，再注气体段塞，按这样的顺序重复注入。通过岩心驱油实验考察各种注入方式对驱油效果的影响。实验中表面活性剂浓度为％，聚合物浓度为2000mg/L，表面活性剂注入量为。岩心水驱后进行不同注入方式的泡沫驱油，实验结果见表4。

表4 不同注入方式下泡沫驱油结果

表4中编号为1、2、3的实验为聚合物、表活剂和气体完全分开注的岩心驱油实验，交替周期为 PV和，即驱替时先注 PV聚合物，再注 PV的表面活性剂，再按气液比注入气体，重复以上步骤直至注完聚合物、表面活性剂各，最后跟的聚合物保护段塞和后续水。在表4所示的交替周期和气液比条件下，采用3种物质完全分开注入的方式，泡沫驱可在聚驱后平均提高采收率％。表4中编号为4、5的实验为气体和表面活性剂、聚合物组成的二元发泡液交替注入，在发泡液用量与实验1 、2、3相同的条件下，气体与二元液交替注入时的泡沫驱采收率比完全分开注入时的效果好。实验6的注入方案为先注 PV聚合物前置段塞，然后气体和表面活性剂溶液（含200mg/L中分聚合物）同时注入，最后注入聚合物保护段塞。与前几个实验相比，在节省聚合物用量的条件下，混合注入的泡沫驱采收率接近18％，比气体与二元液交替注入的效果相当。图3为3种不同注入方式所对应的压力曲线。第一条曲线为气体和表面活性剂溶液（含200 mg/L中分聚合物）同时注入的压力曲线，在注聚合物前置段塞和气液同时混合注入阶段注入压力一直持续上升，注后续聚合物保护段塞时压力上升不明显，显示了泡沫具有很好的封堵岩心孔隙的能力。第二条曲线为气体和二元液（聚合物和表面活性剂混合）交替注入的压力曲线，注二元体系时压力上升，转注气体后压力先上升，然后开始下降，随着实验的进行，整体注入压力呈阶梯式上升，但注化学剂结束时的最高压力比气液同时注入的低。第三条曲线为聚合物、表面活性剂和气体完全分开交替注入的压力曲线，注聚合物时压力上升，注表面活性剂时压力略有下降，注气体时压力下降，虽然整体的注入压力在逐渐升高，但是比气体和二元液交替注入时压力要低。驱替时间是气液混合同时注入时耗时最短，3种物质完全分开交替注入的耗时最长，气体与二元液交替注入时居中。

这些结果表明，对于泡沫驱油，气液同时混合注入是最好的注入方式，其次是气体与二元液交替注入。目前现场试验时，工艺上难以实现气体和液体同时注入，因此推荐选用气体和表面活性剂/聚合物二元液交替注入的方式。

图3 不同注入方式下的泡沫驱压力曲线

交替注入周期对泡沫驱采收率的影响

泡沫驱油时，现场选择的是气体和二元液（表面活性剂＋聚合物）交替注入，这就涉及一个交替周期或交替频率的问题。通过评价不同交替周期下的岩心泡沫驱油效果来优选气液交替周期。水驱、聚驱条件与前面相同，泡沫液中表面活性剂浓度为％，聚合物浓度为2000mg/L，发泡液注入量为，气液比为3：1。注完泡沫体系后，再注入的聚合物保护段塞。聚驱后无碱超低界面张力泡沫体系在人造3层非均质岩心上交替注入时的驱油效果见表5。

实验结果表明，无论采取何种注入方式，聚驱后泡沫驱采收率均能提高16个百分点以上。在其他条件相同时，随交替次数的增多，聚驱后泡沫驱采收率呈增加趋势。同混合注入方式相比，采用交替注入方式泡沫驱采收率略有降低。因此现场试验时，要尽可能缩短交替周期。

表5 不同交替周期聚驱后岩心驱油结果

3 结 论

1）25℃时双子表面活性剂（DWS）的表面张力约为25mN/m，接近于碳氢表面活性剂理论上的最低表面张力，显示了非常高的表面活性。能在较宽的浓度范围内与原油达到超低的油水界面张力，具有比烷基苯磺酸盐和α-烯烃磺酸盐更好的泡沫稳定性。

2）泡沫体系配方中，气液比对泡沫驱采收率的影响最大，其次是聚合物浓度，较好的泡沫体系配方为表面活性剂浓度％，聚合物浓度2000 mg/L，气液比3：1。

3）气体和表面活性剂/聚合物二元液混合注入的压力升幅最大，耗时最短，泡沫驱采收率最高。气体、表面活性剂与聚合物3种物质完全分开交替注入时压力升幅最小，耗时最长，采收率最小。气体与二元液交替注入时的压力和采收率居中。

4）泡沫驱现场试验选用气体与表面活性剂/聚合物二元液交替注入的方式，交替周期越短泡沫驱采收率越高。

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