【摘要】结合塔中4均质段的开发现状，确定驱油实验的方案为优选体系的注入PV数为0.1PV、0.3PV和0.5PV，综合分析岩心动态实验的结果，从经济、提高采收率和注入压力的降压率的角度考虑，优选注入体系的PV数为0.3PV。
　　
【关键词】表面活性剂 驱油体系
　　
目前，表面活性剂提高采收率的应用有两种不同的方法：第一种是向地层中注入表面活性剂的质量浓度低于2%的低浓度大段塞（0.15PV～0.6PV），被称为低界面张力表面活性剂驱油体系，表面活性剂溶于油或者水，溶解的表面活性剂分子与表面活性剂分子聚集体—胶束处于相平衡状态，降低油水界面张力，从而提高原油采收率；第二种是向地层中注入质量浓度5%～8%小段塞（0.03PV～0.2PV）表面活性剂，被称为微乳液驱油体系，但随着高浓度段塞在油层中的运移，溶液被低层吸附和地层流体稀释，使得表面活性剂的浓度降低，驱油过程转变为第一种表面活性剂驱。因此，大家关注的主要是第一种驱油体系。
　　
1 研究区概况
　　
塔中4油田是塔克拉玛干沙漠腹地发现的第一个整装油气田，在新疆巴州且末县境内，区域构造位于塔里木盆地中央断裂带东端。构造整体为受一组南倾逆断裂控制的呈北西—南东走向的长轴背斜群，断裂分布在构造北翼。构造上发育了TZ402、TZ422、TZ401三个局部高点，高点间以断层或鞍部相接。含油目的层为石炭系海相地层，自上而下包括三套油层CⅠ、CⅡ、CⅢ，其中CⅢ油组为塔中4油田主力油层，为一套滨岸相砂岩地层。
　　
CⅢ油组属于石炭系巴楚组下段，不整合于志留系地层之上，底部有底砾岩，地层厚度在128～197米之间，在整套地层在TZ421井最厚，向东西两侧均减薄。由于不同付层序组沉积环境有所差异，岩性组成、胶结物类型含量不同，因此其孔隙度、渗透率也不同，CⅢ油组自上而下分为5个付层E、D、C、B、A，其中E付层序组为非均质砾岩段，又分为0、1、2、3、4、5六个小层；其余4段基本上属于均质段，但A、B付层序组在相关报告中少有提及，C、D付层序组一般视为均质段。
　　
E付层序组：此段地层从岩性上讲属非均质砾岩段，砂岩孔隙度在6%～24%之间，平均值10%，孔隙度主要分布12%～16%之间，峰值在14%；砂岩渗透率分布区间为20～1500×10-3μm2，平均值180×10-3μm2，峰值在100×10-3μm2，D付层序组：此段地层从岩性上看基本属于均质段，岩性均匀，以中细砂岩为主。砂岩孔隙度在10%～24%之间，平均值17.6%，峰值在20%；砂岩渗透率分布区间为40-1000×10-3μm2，平均值300～400×10-3μm2，峰值在600×10-3μm2。 C付层序组：砂岩孔隙度在8%～22%之间，平均值16%，峰值在18%～20%，砂岩渗透率分布区间20～1250×10-3μm2，平均值300×10-3μm2，峰值在100～400×10-3μm2。
　　
2 室内动态岩心驱替实验
　　
目前，表面活性剂驱油或表面活性剂活性水驱油主要用于低渗透油藏，在高渗透油藏中一般是SP二元体系驱油和ASP三元体系驱油。相关文献[1-2]表明，表面活性剂在驱油方面的作用主要是提高洗油效率和降压增注；随表面活性剂的种类、浓度和不同的渗透条件以及不同的注入时机，表面活性剂驱油体系的提高采收率幅度和降压幅度是不同的。结合塔中4均质段的实际情况，本章重点考察表面活性剂驱油体系的驱油效果和降压幅度
　　
2.1 实验药品和仪器
　　
实验药品：脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸钠（AES），四川科技试剂有限公司；
　　
壬基酚聚氧乙烯醚磺酸钠（FOS2#），淄博致胜化工有限公司；
　　
TZ4-7-H8地层水和原油。
　　
实验仪器：TST10A-3B电热鼓风干燥箱，成都特斯特仪器有限公司；
　　
JJ300型精密电子天平，美国双杰兄弟有限公司；
　　
SRS116AA型磁力搅拌仪，日本ADVANTACE公司；
　　
高精度恒压恒流流量泵，美国；
　　
100mL、200mL烧杯若干，5 mL量筒若干；
　　
岩心驱替实验装置。
　　
2.2 实验设计
　　
表面活性剂驱油体系为AES和FOS2#浓度比1：1总质量浓度为0.2%的复配体系。由于塔中4均质段的现有采收率已平均为46.91%，塔中402区块的水驱提高采收率将达到60%，含水率在98%以上，而TZ-7-H8正是处于塔中402区块，因此，本实验仅虑注入化学驱油的量对其驱油效果的影响，实验设计4个驱替实验，分别为注入0.1PV、0.3PV、0.5PV，然后根据驱油效果又增加一组水测渗透率后直接用表面活性剂驱油体系驱替的实验，来考察驱油体系是降压率。所取岩心为TZ-7-H8井3586-3598m层位的岩心，其所属层位为均质段。
　　
2.3 实验步骤
　　
为了更好地模拟塔中4均质段的实际开发现状，驱油实验采用的流程为水驱采收率至含水达到经济极限后，再注入不同量的表面活性剂驱油体系，然后水驱至经济极限。具体驱替实验流程为：
　　
（1）模型抽真空3-4h后，饱和地层水，测孔隙体积，计算孔隙度。
　　
（2）模型置于110℃恒温箱中恒温24h以上。
　　
（3）流速18mL/h进行水测渗透率。
　　
（4）油驱水至出口不出水止，计算原始含油饱和度，并老化24h。
　　
（5）水驱油至出口含水率98%为止。
　　
（6）注入一定PV数的表面活性剂驱油体系。
　　
（7）后续水驱至出口含水率为98%止，计算采收率。
　　
注：整个实验过程中，注入水、表面活性剂体系以及岩心都在110℃的恒温箱内，注入速度均为18mL/h，步骤5-7每接一次样计算综合含水率、采出程度，并由压力表采集记录压力。
　　3 结果与讨论
　　
岩心TZ4-1#、TZ4-2#、TZ4-3#和TZ4-4#的孔隙度和渗透率基本上相同，并且前三块岩心的原始含油饱和度基本上相接近，这反证了岩心均来自同一个层位，并且均质性较好。
　　
在水驱驱至经济极限（含水98%以上）的基础上，随注入表面活性剂驱油体系的量的增加有所提高，但提高的幅度越来越小，提高采收率的幅度为7%～9%，幅度不大，这可能是有与岩心属于中孔中渗，在注入表面活性剂驱油体系之前，由于水驱时间过长，在岩心孔道能已形成水流通道，当注入表面活性剂驱油体系时，体系容易沿着水流通道流窜，只能对其经过的孔道壁的油膜起到乳化剥落和携带的作用，即起到了洗油效率的作用；但在由于驱油體系的黏度较低，基本上改变不了体系的渗流场，故很难在提高波及系数方面做出较大的贡献，所以最终的采收率不是很高。另外，由TZ4-2#和TZ4-3#两块岩心的驱油效果来看，表面活性剂驱油体系的提高采收率幅度稍微有点差别，再考虑到TZ4-3#水驱采收率较低，含油相对较多，可以认为基本上效果相同，在经济的角度，体系的选择上更倾向注入0.3PV驱油体系的方案。