CN113294131A - 一种薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法 - Google Patents

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Abstract

本发明属于油田开采技术领域，公开了一种薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，针对目标油藏的特征(一般埋藏较深、低孔、中低渗、油层薄等)，优化出适宜的表活剂体系，该体系具有增加毛管数、改变润湿性、焖井过程进行原油置换的效果，实现薄互层岩性油藏提高原油采收率的需求；应用较为对应的物理模型，研究了注入方式的影响(包括浓度、速度和注入量)，确定出应用参数的差异对效果的影响；制定出一套注入参数，闷井特征，采出参数的应用方案：注入参数优化；闷井参数优化；采出参数优化。本发明实现了薄互层油藏高效开发；能够满足油藏的低压注入要求，具有耐盐性，满足目标油藏地层水矿化度的要求；稳定性好，满足目标油藏地层温度的要求。

Description

一种薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法
技术领域
本发明属于油田开采技术领域，尤其涉及一种薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法。
背景技术
目前，塔河油田薄互层岩性油藏地质储量809×104吨，累产油110×104吨，采出程度13.7％，塔河薄互层具有埋藏超深(4800-5500m)、低孔、中低渗、油层厚度3-8m的特点，属于构造-岩性复合圈闭油藏。目前薄互层岩性油藏多数井已低产低效，但缺乏有效的治理手段和措施；故开展表活剂吞吐技术研究，通过研发耐温抗盐表活剂体系，明确薄互层油藏表活剂吞吐机理，为薄互层砂岩油藏高效开发提供技术方向。
表面活性剂应用于石油开采中可追溯到20世纪20-30年代。20世纪60年代，提出了微乳驱，90年代经过两次石油危机，表面活性剂驱油剂得到很大发展。
2006年，现有技术1合成了一种聚氧乙烯醚磺酸盐，将其与廉价的阴离子表面活性剂渣油磺酸盐复配，得到一种耐温抗盐的复配表面活性剂驱油体系。在80℃、矿化度为41g/L、Ca2+和Mg2+质量浓度为1g/L的大港油田模拟水中，该体系用于大港油田原油，油水界面张力可降至约10-3mN/m，可以满足大港油田部分高温、高矿化度油藏对驱油用表面活性剂的要求。
2006年，现有技术2以自制的Gemini表面活性剂与聚氧乙烯醚磺酸盐复配，在盐质量浓度为10g/L的大庆污水中，在复配表面活性剂与油水界面张力降至10-2mN/m左右。由于Ca2+和Mg2+质量浓度为410mg/L、饱和原油黏度25mPa·S时，进行了室内评价实验。实验结果表明，单一的月桂酸聚醚磺酸钠表面活性剂体系可以提高采收率4.2％。
2007年，现有技术3针对单一烷基酚聚氧乙烯醚表面活性剂界面特性差的缺点，将两种磺基甜菜碱表面活性剂复配，在复配体系质量分数分别为0.05％，0.10％，0.30％的条件下，复配体系与胜利油田原油问的界面张力均能达到10-2mN/m数量级。
2009年，现有技术4以聚氧乙烯醚磺酸盐为原料，利用硝酸合成了阴离子表面活性剂，该表面活性剂具有较好的耐盐性和较高的界面活性。
2012年，现有技术5合成的脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐(AESO)阴离子-非离子两性表面活性剂具有良好的抗盐性，将该表面活性剂与廉价表面活性剂重烷基苯磺酸盐复配(两种表面活性剂质量分数之和0.3％)，或单独使用AESO(质量分数0.5％)，或与氢氧化钠(质量分数0.1％)和聚丙烯酰胺水溶液(质量分数0.1％)组成三元复合驱体系，在温度85℃、矿化度89g/L、Ca2+和Mg2+质量浓度1.150g/L的条件下，仍能达到超低的油水界面张力，适合于高温、高矿化度油藏的三次采油。
2013年，现有技术6以脂肪醇/烷基酚聚氧乙烯醚为起始剂，经卤代、磺化反应得到脂肪醇/烷基酚聚氧乙烯醚磺酸盐，界面活性测试结果表明，在单剂质量分数0.2％、温度70℃、矿化度80g/L、Ca2+和Mg2+质量浓度1.1g/L的条件下，2h内油水界面张力稳定值达到10- 3mN/m数量级。
2014年，现有技术7以系列长链环氧烷与不同短链二醇为起始原料，合成了疏水链长度和连接基长度不同的7种系列磺酸盐型阴离子表面活性剂，它们都具有较低的表面张力和临界胶束浓度，有很好的表面活性，非常好的抗一价和二价盐的能力，其中除了C16-C2-C16在质量分数大于5％的NaC1溶液中会析出外，其余Gemini表面活性剂在质量分数大于20％的盐溶液中均具有抗盐性。
2015年，现有技术8以十五烯为原料合成了磺酸盐型表面活性剂，并将其与石油磺酸盐复配，当复配体系质量分数为1％时，可将油水界面张力降至10-4mN/m。从而提高了原油采收率。
2016年，现有技术9以二溴代烷为原料合成了Gemini双季铵盐表面活性剂SL-1，当SL-1表面活性剂质量浓度为700～900mg/L时，它与胜利油田五厂原油间的平衡界面张力达10-3mN/m数量级；岩心模拟驱油试验结果表明，使用该表面活性剂最多可提高驱油效率8％以上。
目前，采油用表面活性剂的开发重点应放在高温、高盐油藏下耐温抗盐表面活性剂的开发，新型表面活性剂的开发不仅要注重降低界面张力的性能，还要考虑性能的稳定性及耐用性。新型Gemini表面活性剂不仅比传统表面活性剂具有更好的表面活性和降低油水界面张力的能力，而且其水溶性更好，吸附损耗也较低，耐温抗盐性也更好，也可以增加驱替液的黏度。Gemini表面活性剂与其他表面活性剂的配伍性良好，各表面活性剂问的协同效应可以提高复配体系的性能，同时减少Gemini表面活性剂的用量，从而降低驱油成本，因此Gemini表面活性剂将是一类具有良好应有前景的高温、高盐油藏用表面活性剂。
氟碳表面活性剂能以极低的浓度显著地降低溶剂的表面张力的一类物质称为表面活性剂。氟碳表面活性剂是特种表面活性剂中最重要的品种，指碳氢表面活性剂的碳氢链中的氢原子全部或部分被氟原子取代，即氟碳链代替了碳氢链，因此表面活性剂中的非极性基不仅有疏水性质而且独具疏油的性能。氟碳表面活性剂是迄今为止表面活性最高的表面活性剂，质量分数0.01％时就可以将水的表面张力降到20mN/m，而且具有很高的抗强碱、强酸和氧化剂的能力，可在苛刻的环境下使用。
表面活性剂在采油过程中发挥了重要的作用，但是传统的单头基表面活性剂是通过自发吸附于界面或者自发聚集形成胶束来降低体系的自由能，主要原因在于碳氢链间的疏水相互作用。但是离子头基间的电荷斥力或水化作用引起单个表面活性剂分子间的排斥，使得它们在界面或分子聚集体中很难紧密排列，造成表面活性偏低。因此如何得到一种高效的表面活性剂进而成为表面活性剂领域研究的重点。
通过上述分析，现有技术存在的问题及缺陷为：现有表面活性剂获表面活性偏低，导致吞吐采油效率低。
解决以上问题及缺陷的难度为：目前对于埋藏超深、油层厚度低和储层矿化度较高的构造-岩性复合圈闭油藏来说，提高原油采收率用抗温耐盐的表面活性剂体系还不成熟。现有的绝大多数表面活性剂体系不能适用于该类型的油藏条件，单一的表面活性剂存在耐温性能差、抗盐能力弱、降低界面张力和润湿反转能力差的问题。
解决以上问题及缺陷的意义为：通过室内试验和数值模拟的手段，优选建立的表面活性剂复配体系和施工工艺参数，可为解决该类型油气藏开发技术问题提供新的思路，优选出的表面活性剂体系可为现场生产带来可观的经济效益，实现油气资源的高效开发。同时也可为类似地层条件的油藏的开发提供了技术思路和开发经验。
发明内容
针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种薄互层岩性油藏注表活剂提高原油采收率的方法。
本发明是这样实现的，首先将适用于地层的抗温耐盐表面活性剂体系通过注入井注入地层；接着关闭注入井，焖井一段时间；最后打开该井，地层原油在油层压力的作用下流出地层，进入井筒从而开采至地面。所述薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法包括：
步骤1：针对目标油藏的特征(埋藏超深、油层厚度低和储层矿化度较高)，优化出适宜的表活剂(可增加毛管数、改变润湿性、焖井过程进行原油置换)；
步骤2：应用较为对应的物理模型，研究了注入方式对最终油藏原油采收率的影响(包括浓度、用量、焖井时间、吞吐周期等)，确定出应用参数的差异对效果的影响；
步骤3：制定出一套包含施工参数和配套工艺的应用方案。包括：注入参数的优化；闷井参数的优化；采出参数的优化。
通过注入复合表面活性剂增加毛管数、改变润湿性、焖井过程进行原油置换，实现薄互层岩性油藏吞吐采油。
进一步，所述复合表面活性剂注入量为0.5PV，所述复合表面活性剂的浓度为0.4％。
进一步，所述复合表面活性剂注入方法包括：以30m3/d的速度进行复合表面活性剂注入。
进一步，所述复合表面活性剂表面活性剂利用双子Gemini12-3-12和氟碳FT101329号按照2:1的比例进行复配得到。
结合上述的所有技术方案，本发明所具备的优点及积极效果为：国内外已经采用优化井距、直平组合火驱、连续油管喷砂射孔套管分段压裂、分层注水、机械分压管柱、分层酸化、细分控制压裂等技术对薄互层油藏进行开发。表面活性剂吞吐技术已经在封闭小断块油藏、大港断块稠油油藏、濮城沙一下油藏、大庆油田进行了有效运用。表面活性剂吞吐技术的基本机理是：增加毛管数、改变润湿性、焖井过程进行原油置换。S70井区卡拉沙依组砂泥岩段中，储层段砂、砾岩电性表现为典型的负值特征，可以利用阴阳离子的静电吸附反应特征，长效的改变润湿性，从而改变了油层岩石表面的性质有利于吞吐作业；通过初筛，细筛，精筛及复配，建议吞吐表面活性剂的使用种类是用双子Gemini12-3-12和氟碳FT101329号复配，其复配比例为2:1；结合综合物模和数值模拟的结果，表面活性剂用量的优化结果为：0.5PV；结合综合物模和数值模拟的结果同时考虑表面活性剂注入过程中的损耗，确定的表面活性剂注入浓度优选结果为0.4％；综合室内物模和数值模拟的结果，最终确定的闷井时间优选结果为12～14天；综合物模和数模研究结果，推荐间歇排液周期为50天，排液次数在三次；通过数摸并结合现场实际，确定注入速度为30m3/d；注入压力/速度的增加，初期有利于强制渗析提高采收率，但是注入压力过大反而对提高采收率不利；渗透率非均质性差异越大，表活剂吞吐效果越差，不利于吞吐表活剂提高采收率；冻胶堵剂的注入将有利于表活剂由高渗透转向低渗透，可大幅度提高表活剂吞吐效率。
本发明利用表面活性剂吞吐增加毛管数、改变润湿性、焖井过程进行原油置换，实现了薄互层油藏的高效开发。本发明的复合表面活性剂能够满足油藏的低压注入要求，具有一定的耐盐性，满足目标油藏地层水矿化度的要求，不易与地层水中离子发生反应失活或产生沉淀；且稳定性要好，满足目标油藏地层温度的要求，在地层中流动时可以稳定存在较长时间，能够增长吞吐有效期；在采出井地层中吸附稳定，有利于长时间改变岩石的润湿性，从而长时间提高有效期。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对本发明实施例中所需要使用的附图做简单的介绍，显而易见地，下面所描述的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1是本发明实施例提供的模拟岩芯水驱相对渗透率曲线示意图。
图2是本发明实施例提供的水驱与表面活性剂驱相对渗透率曲线示意图。
图3是本发明实施例提供的表面活性剂驱数值模拟机理模型示意图。
图4是本发明实施例提供的不同Nc方案下的单井日产油对比示意图。
图5是本发明实施例提供的不同Nc方案下的单井累产油对比示意图。
图6是本发明实施例提供的不同Nc方案下的采收率增幅变化趋势图。
图7是本发明实施例提供的模型原始含油饱和度分布图。
图8(a)是本发明实施例提供的衰竭开采模型剩余油饱和度分布图。
图8(b)是本发明实施例提供的注表活剂驱替Nc＝10-6模型剩余油饱和度分布图。
图8(c)是本发明实施例提供的注表活剂驱替Nc＝10-5模型剩余油饱和度分布图。
图8(d)是本发明实施例提供的注表活剂驱替Nc＝10-4模型剩余油饱和度分布图。
图8(e)是本发明实施例提供的注表活剂驱替Nc＝10-3模型剩余油饱和度分布图。
图8(f)是本发明实施例提供的注表活剂驱替Nc＝10-2模型剩余油饱和度分布图。
图9是本发明实施例提供的不同Nc的剩余油饱和度变化趋势图。
图10是本发明实施例提供的不同润湿指数条件的单井累产油对比示意图。
图11是本发明实施例提供的不同润湿性对采收率影响效果对比图。
图12是本发明实施例提供的单井注表活剂吞吐模型示意图。
图13是本发明实施例提供的不同方案下注水前后含油平均饱和度分布图。
图14是本发明实施例提供的不同开采方式下的单井日产油对比图。
图15是本发明实施例提供的不同开采方式下的单井累产油对比图。
图16是本发明实施例提供的不同方案下不同注水强度下的含油平均饱和度布图。
图17是本发明实施例提供的地层水的配伍性比较示意图。
具体实施方式
为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
针对现有技术存在的问题，本发明提供了一种薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，下面结合附图对本发明作详细的描述。
本发明实施例提供的薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法包括：
通过注入复合表面活性剂增加毛管数、改变润湿性、焖井过程进行原油置换，实现薄互层岩性油藏吞吐采油。
本发明实施例提供的复合表面活性剂注入量为0.5PV，所述复合表面活性剂的浓度为0.4％。
本发明实施例提供的复合表面活性剂注入方法包括：以30m3/d的速度进行复合表面活性剂注入。
本发明实施例提供的复合表面活性剂表面活性剂利用双子Gemini12-3-12和氟碳FT101329号按照2:1的比例进行复配得到。
下面结合具体实施例对本发明的技术效果作进一步描述。
实施例1：
1概况
1.1来源
塔河油田薄互层岩性油藏地质储量809×104吨，累产油110×104吨，采出程度13.7％，塔河薄互层具有埋藏超深(4800-5500m)、低孔、中低渗、油层厚度3-8m的特点，属于构造-岩性复合圈闭油藏。目前薄互层岩性油藏多数井已低产低效，但缺乏有效的治理手段和措施；故开展表活剂吞吐技术研究，通过研发耐温抗盐表活剂体系，明确薄互层油藏表活剂吞吐机理，为薄互层砂岩油藏高效开发提供技术方向。
1.2内容及指标
1.2.1内容
通过薄互层岩性油藏开发技术调研，结合表活剂研究现状及吞吐开采应用情况和工区地质及开发特征，初步筛选出表活剂类型，设计表活剂实验方案，开展表活剂体系性能测试与比选，在此基础上，从盐度、温度、地层水配伍、地层原油、岩石性质等方面综合优选耐温抗盐表活剂体系。利用油藏数值模拟方法，研究表活剂体系的增油原理、优化吞吐工艺参数，形成薄互层岩性油藏表活剂吞吐技术体系。
(1)薄互层岩性油藏开发技术调研
①调研国内外薄互层岩性油藏高效开发技术及应用情况，为塔河薄互层岩性油藏开发提供借鉴和指导。
②调研国内外耐温抗盐表面活性剂体系应用情况及技术现状，包括药剂体系、应用机理(驱油、吞吐)、应用规模等。
(2)耐温抗盐表活剂体系研发及性能评价
①研发适合塔河油田苛刻条件的耐温抗盐表活剂体系，并开展界面(表面)张力、乳化性能、润湿性等相关性能评价，筛选适应性强的表活剂体系。
②根据筛选的表活剂体系，开展耐温性能、耐盐性能、配伍性、吸附影响等性能评价。
③优选适合塔河油田特点的耐温抗盐表活剂体系。
(3)薄互层表活剂吞吐物模数模研究
①建立典型薄互层油藏物理模型，针对所形成表活剂体系，开展表活剂吞吐物模实验研究。
②建立典型薄互层岩性油藏地质模型，利用油藏数值模拟方法开展注表活剂单井吞吐数模研究，明确表活剂吞吐增油机理。
③利用物模、数模方法，优化表活剂浓度、用量、焖井时间、吞吐周期等吞吐工艺参数，完善工艺技术配套，形成薄互层岩性油藏表活剂吞吐技术体系。
1.2.2指标
(1)形成1套耐温抗盐超低界面张力表活剂体系，耐温120℃，抗盐22万mg/L；
(2)明确薄互层岩性油藏表活剂吞吐机理；
(3)形成表活剂吞吐技术最优工艺参数。
1.3完成的主要工作量
主要完成了以下几方面的工作：
(1)耐温抗盐表面活性剂体系的初筛方面：在大量调研了目前国内外所使用的耐温抗盐表面活性剂的基础上，结合薄互层油藏表面活性剂吞吐对表活剂本身性能的要求，对18种阳离子型表面活性剂进行了筛选，测试了18种表面活性剂在9个不同浓度下的表面张力，测试数据量172个。紧接着对初筛出的10种表面活性剂进行了配伍性实验、剥离原油性能及影响实验进一步筛选出符合要求的表面活性剂6种。
(2)在耐温抗盐表面活性剂的进一步评价方面：①对初筛出的6种表面活性剂进行了10个不同浓度和4个不同温度下的界面张力测试实验，实验测试数据点240个；②6种表面活性剂10个不同浓度下的润湿接触角测试实验，实验数据点60个；③6种表面活性剂9个浓度下起泡能力测试实验，包括发泡高度和半衰期，实验数据点144个；④6种表面活性剂9个浓度下的乳化能力测试实验，实验数据点54个；⑤120℃对表面活性剂界面张力影响实验，数据点18个；⑥岩石吸附对6种表面活性剂界面张力的影响实验，数据点42个；⑦矿化度对6种表面活性剂界面张力的影响实验，数据点36个。
(3)耐温抗盐表面活性剂体系的复配实验方面：对优选出的2种表面活性剂，根据3种不同的配比，测试了在不同配比下的性能实验，包括①3种配比、9个浓度、4个温度条件下的界面张力情况，数据点108个；②3种配比、9种浓度条件下的润湿接触角，数据点60个；③3种配比条件下的发泡能力测试，数据点15个；④3种配比条件下的发泡能力测试，数据点10个；⑤3种配比条件下的界面张力稳定性测试，数据点15个；⑥3种配比条件下不同岩石吸附对界面张力的影响实验，数据点35个；⑦3种配比条件下盐度对界面张力稳定性的影响测试实验，数据点30个；最终形成最优的表现活性剂体系。
3吞吐用表面活性剂体系研发
3.1表面活性剂吞吐机理
3.1.1表面活性剂体系简介
(1)表面活性剂的基本性质
通过向水溶液中加入少量溶质就可以大大降低水溶液的表面张力或液-液界面张力的一大类有机化合物称之为表面活性剂。表面活性剂的分子是由与水有亲和性的亲水基团(也称憎油基、极性基团)和与油有亲和性的亲油基团(也称憎水基、非极性基团)共同构成的。因此它既可以溶解在极性中，又可以溶解在非极性的溶剂中，具有两亲特性，被称为两亲分子(amphiphilesmolecule)。目前，表面活性剂大约有20000余种，根据表面活性分子在水中解离情况可以分为以下几类。此分类反映出了化学结构与性能的一些关系。
表面活性剂在采油过程中发挥了重要的作用，但是传统的单头基表面活性剂是通过自发吸附于界面或者自发聚集形成胶束来降低体系的自由能，主要原因在于碳氢链间的疏水相互作用。但是离子头基间的电荷斥力或水化作用引起单个表面活性剂分子间的排斥，使得它们在界面或分子聚集体中很难紧密排列，造成表面活性偏低。因此如何得到一种高效的表面活性剂进而成为表面活性剂领域研究的重点。
3.1.2表面活性剂增加毛管数机理
在影响原油采收率的众多决定性因素中，驱油剂的波及效率和洗油效率是最重要的参数。提高洗油效率一般通过增加毛细管准数实现，而降低油水界面张力则是增加毛细管准数的主要途径。毛细管准数与界面张力的关系见下式：
Nc＝νμw/σwo 式3.1
式中：
Nc——毛细管准数，无量纲；
v——驱替速度，m/s；
μw——驱替液粘度，mPa.s；
σwo——油和驱替液间的界面张力，mN/m。
Nc越大，残余油饱和度越小，驱油效率越高。增加μw和v，降低σwo可提高Nc。其中降低界面张力σwo是表面活性剂驱的基本依据。在开发后期，Nc一般在10-7～10-6，Nc增加将显著提高原油采收率，理想状态下Nc增至10-2时，原油采收率可达100％。通过降低油水界面张力，可使Nc有2～3个数量级的变化。油水界面张力通常为20～30mN/m，理想的表面活性剂可使界面张力降至(10-4～10-3)mN/m，从而大大降低或消除地层的毛细管作用，减少了剥离原油所需的粘附力，提高了洗油效率。
模拟岩芯水驱与表面活性剂驱的油水相对渗透率曲线特征表明:表面活性剂有效地降低了水驱剩余油饱和度；等渗点处含水饱和度向右侧移动，说明了表面活性剂能够在一定程度上改变油层润湿性，使润湿性向亲水方向转化；表面活性剂驱以后油水两相共渗区变宽，驱油条件变好，油水两相共渗区越宽的驱油效率越高，表面活性剂可以提高驱油效率。
结合表面活性剂增油的机理及参考塔河油田3区位地质参数建立了表面活性剂驱数值模拟机理模型(如图3)，模型相关参数如表1，为分析不同Nc对表活剂驱油效果的影响设计了6种对比方案，具体如下：
·方案1：单井衰竭开采—基础方案；
·方案2：表活剂驱方案—Nc为10-6；
·方案3：表活剂驱方案—Nc为10-5；
·方案4：表活剂驱方案—Nc为10-4；
·方案5：表活剂驱方案—Nc为10-3；
·方案6：表活剂驱方案—Nc为10-2。
表1数值模拟机理模型参数
性质 油藏模型
网格类型 网格数：40×40×3＝4800，K方向，向下
网格尺寸 5m×5m
网格性质 油藏顶深:1600m，网格厚度:3m×5m×3m
原生含水饱和度S<sub>w</sub>,％ 15
渗透率，mD 110
孔隙度，％ 17
K<sub>v</sub>/K<sub>h</sub> 0.1
原油密度,t/m<sup>3</sup> 0.844
地质储量，10<sup>4</sup>t 4
模拟井类型 2口井，分别为注入井S70I，生产井S70
预测年数 20
通过数值模拟预测对比分析不同方案的效果，可看出：
(1)与衰竭开采相比，注表活剂驱可进一步提高单井开采效果。
分别预测方案1与方案2～6中生产井S70井20年的生产效果(如图3～图4，表3-2)，可看出，单井衰竭开采的情况下，生产20年后累产油约1.64×104t，采出程度仅41.47％，而通过注表活剂累产油可增至2.56×104t以上，采出程度提高至64.43％以上，增幅达23％。综合表明，注表活剂驱方式可在衰竭开采方式基础上进一步有效的提高采收率。
(2)Nc越大，累产油越大，采出程度越大。
对比方案2～6中不同Nc条件下生产井的开采效果(如图3～图5，表2)，可看出，随着注入表活剂对Nc的增加，累产油逐渐提高，当Nc提高至10-2，采出程度提高至67.86％，增幅达26.4％，较低Nc方案的采出程度提高3％～4％。
(3)Nc越大，剩余油饱和度越低。
油藏原始含油饱和度为85％，随着原油的采出，含油饱和度逐渐降低，由图6～图7可看出，Nc越大，波及面积越大，驱替效率越高，剩余油饱和度越低，当Nc提高至10-2，油藏平均剩余油饱和度(如图8)最大降低至25.3％，较衰竭开采下降28.3％。
综合上述表明，表面活性剂驱通过降低界面张力提高Nc，从而达到的提高驱油效率的目的，Nc提高幅度越大，驱油效果相对越好。
表2不同开采方案生产效果统计表
Figure BDA0003030609510000071
3.1.3表面活性剂改变润湿性机理
随着表面活性剂驱油相关研究的逐渐深入，人们逐渐认识到活性剂降低油水界面张力与改善岩石润湿性这两个机理的重要性。既要考虑降低残余油在孔隙中本身的流动阻力，又要考虑润湿性对采收率的影响。目前，越来越多的学者开始研究低渗油藏表面活性剂润湿反转机理。
原油中含有的表面活性剂物质吸附在孔隙壁面上，使得孔隙壁面变为亲油性，注入的表面活性剂在孔隙中运移时，吸附在亲油岩石的壁面上，使孔隙壁面从亲油性转化为亲水性，降低了原油在壁面的粘附功，使壁面的原油易于被驱替液带走，增大了可流动油的份额，使得孔隙中的流动空间增大，流量增加，从而增加了油井的产液量，提高了采收率。
岩石壁面的润湿性是影响流体渗流特性的重要参数，在亲油毛细管中，毛管力的方向与水驱方向相反，毛管力为驱油阻力；在亲水毛细管中，毛管力的方向与水驱方向相同，毛管力是驱油动力。进行表面活性剂驱时，活性剂分子吸附在孔隙壁面，使壁面从亲油性转变为亲水性，使毛管力从驱油阻力转变为驱油动力，达到提高采收率的目的。
结合表面活性剂增油机理及润湿性特征，可通过润湿指数对岩石的润湿性进行表征。为分析润湿性对生产效果的影响，在3.1.2建立的表活剂驱数值模拟基础上设计了不同润湿指数的增油效果预测方案，具体如下：
·方案1：表活剂驱—WI＝-1，完全油湿；
·方案2：表活剂驱—WI＝-0.5，油湿；
·方案3：表活剂驱—WI＝0，中等润湿；
·方案4：表活剂驱—WI＝0.5，水湿；
·方案5：表活剂驱—WI＝0.5，完全水湿。
预测方案1～方案5中生产井20年的开采效果，如表3，图10～图11，可看出随着润湿性由亲油向亲水变化，累产油由2.37×104t增至2.81×104t，采收率逐渐提高(由0.6提高至0.71)，最大提高幅度约11％。表明采收率随润湿性向亲水变化而逐渐增加，通过注表活剂驱改变岩石的润湿性可进一步提高原油开采效果。
表3不同润湿性方案的生产效果统计表
润湿指数WI 润湿性 累计产油，10<sup>4</sup>t 相对采收率,f
-1.0 完全油湿 2.37 0.60
-0.5 油湿 2.64 0.66
0 中性润湿 2.68 0.67
0.5 水湿 2.74 0.69
1.0 完全水湿 2.81 0.71
3.1.4吞吐提高采收率机理
注活性水吞吐采油技术是一项油田开发新技术，主要针对油田后期开发。它是当地层能量不足，液量低时，向油井注活性水，使油层压力升高，然后焖井，在毛细管力的自吸作用下，置换原油，然后开井生产，采出原油和注入水混合液的一种采油方法。它对于无能量补充的小型油藏的开发十分有效。
单井注活性水吞吐采油技术是注活性水和采油在同一口井的同一个油层进行的采油工艺。一般的方式是：当油层的压力很低时，向油层中注活性水，使得地层压力能够升高，接着焖井，过一段时间重新开井生产。注活性水吞吐采油是把活性水注入油层，注入水优先充满高孔隙度等高渗透部位；关井后，由于毛细管力，注入活性水与中、小孔喉或基质中的油气置换，使油层中的油水重新布局，然后生产使压力降低，被置换至高渗透带、高孔隙度、大孔喉或裂缝中的油气随注入水一起进入井筒。所以，润湿性、界面张力、岩石物性、油水粘度和关井时间影响着注水吞吐产油量。由于油水的交渗效应是一个长期作用的过程，而注活性水的波及半径及洗油效率是有限的，因此油藏的注活性水吞吐要分注水、关井、采油3个阶段进行，形成一个吞吐周期。
为分析表活剂吞吐的增油机理，在3.1.2模型参数基础上建立单井注表活剂吞吐模型(如图11)，设计衰竭开采和注表活剂吞吐开采两个方案，分别预测20年。以下分析吞吐各阶段动态特征。
(1)注活性水阶段
油井依靠天然能量开采后，地层压力大幅度下降，油井供液严重不足。此时进入第一阶段--注活性水，提高地层压力。随注活性水量的增加，地层中流体饱和度重新分布，总趋势表现为随地层压力的升高，大部分地层含油饱和度逐渐下降，井底附近下降幅度最大，而地层边界附近含油饱和度则稍有上升，这是由于注活性水对原油具有驱替作用的缘故。
如图12衰竭开采和注表活剂吞吐两种开采方案下数值模拟预测的注水前后含油饱和度分布，可看出随着表活剂的注入，吞吐井周围的含油饱和度明显降低，井底附近下降幅度最大，而离井远处的含油饱和度由于表活剂的驱替作用而略有提高。
(2)关井(油水交换阶段)
焖井的主要目的是利用油层的亲水性，充分发挥毛细管吸水排油的作用，使注入活性水随地层压力扩散的同时与地层原油发生交换，从而使地下流体饱和度分布发生变化，有利于原油的采出。研究表明，随着关井时间的增加，地层含油饱和度一直在发生着变化。地层各处流体饱和度达到平衡所需时间主要受油水毛管力和油层渗透率的影响。毛细管力越强，地层渗透率越大，地下流体重新平衡所需时间相对越短。所以亲水性强，渗流能力大的油层注水吞吐效率高油水毛管力和油层渗透率较小，注入和平衡所需时间都较长，吞吐效果差。注水速度和流体性质对地下流体饱和度的重新平衡影响相对要小得多。
由于油水交渗过程相当缓慢，因此一定的关井时间有利于提高油藏采收率。此时地层压力重新分布，形成新的压力场，同时储集层的亲水性有利于充分发挥毛管力吸水排油的作用，形成吸水排油的单向对流运动，促使水线逐渐向油层远处推进，使注入水在地层压力扩散的同时与地层原油发生交换，将油脱离开来，当油水达到新的分布和平衡时，地下流体饱和度发生变化，水线停止向前推进，有利于原油的采出。
(3)采油阶段
采油阶段是能量释放过程，其机理与无能量补充一次采油阶段能量衰竭法相同。不同的是生产一开始地层内由原来的单相流变成为油水两相流动，由于注入水大部分聚集在井底附近，注水吞吐的开采特征表现为含水初期高，随开采时间的增加逐渐下降，然后再缓慢上升。日产油初期上升达某一峰值，然后再逐渐递减。
如图13～图15、表3为衰竭开采和注表活剂吞吐两种开采方案下数值模拟预测20年(每周期约1年)的开发效果，可看出：
(1)注表活剂吞吐开采方式在衰竭方式基础可进一步提高采出率。
由图14、表4可看出，注表活剂吞吐开采方式的采出程度为48.70％，而衰竭方式约36.52％，注表活剂吞吐方式提高约12.18％，由图16可看出，进行注表活剂吞吐后的各周期末的含油饱和度明显低于衰竭方式，表明注表活剂吞吐方式可有效降低剩余油饱和度，进一步提高开发效果。
(2)注吞吐剂吞吐初期日产油呈上升趋势，达到高峰值后开始递减。
由图14、表3可看出，图中吞吐日产油在第2周期达到峰值，由平均14m3/d上升至15.8m3/d，随后开始下降，第2周期的阶段采出程度(5.71％)较第1周期(5.2％)提高0.51％。总体上呈现随着注吞吐剂吞吐周期的增加，日产油量先上升后逐渐递减的趋势。
表4不同开采方式的阶段生产效果统计表
Figure BDA0003030609510000091
3.2表面活性剂体系研发
3.2.1表面活性剂吞吐筛选原则
表面活性剂吞吐与表面活性剂驱油不同，所要求的表面活性剂性能也不尽相同。其中表面活性剂吞吐中，开始注气与焖井后采油是同一注采口。而表面活性剂驱油是注入井和采油井分开。虽然两者都要求降低油水界面张力，增大岩石与原油的润湿角，但因为表面活性剂吞吐依然依靠地层能量采油。表面活性剂吞吐过程中，多种机理共存，不仅要求低界面张力，还要求具有较强的润湿性，高温稳定性，抗盐能力高；同时为了避免气锁和贾敏效应在采出井附近地层造成的堵塞伤害，表面活性剂还具有低泡和低乳化性能。表面活性剂吞吐常规筛选原则：
(1)表面活性剂分子量不能太大，必须能够满足油藏的低压注入要求，不宜堵塞地层，同时表面活性剂体系的浓度也不宜太大；
(2)表面活性剂必须具有一定的耐盐性，满足目标油藏地层水矿化度的要求，不宜与地层水中离子发生反应失活或产生沉淀；
(3)表面活性剂稳定性要好，满足目标油藏地层温度的要求，在地层中流动时可以稳定存在较长时间，从而使吞吐有效期增长；
(4)表面活性剂在采出井地层中吸附稳定，有利于长时间改变岩石的润湿性，从而长时间提高有效期。
本发明经过两次性能的筛选确定两种复配的表面活性剂，通过不同比例的复配得到三种不同的表面活性剂体系，这三种体系与第二次筛选出的表面活性剂进行第三次性能的筛选，最终得出最佳的复配表面活性剂体系。
3.2.2表面活性剂的初选
本发明准备了18种表面活性剂，本发明根据这十九种表面活性剂在30℃条件下测量浓度分别为0、0.005％、0.01％、0.05％、0.1％、0.2％、0.3％、0.5％、0.8％、1％的表面张力，根据表面张力的大小，初筛10种表面活性剂。
根据浓度为1％时，将十九种表面活性剂的表面张力由大到小排列如表5。因为表面张力越小，性能越优，所以筛选出后面10种表面活性剂。为了便于标记，将这十种表面活性剂12-3-12；16-3-16；YND1233；YND1633；101005；101328；101336；101329；101335；101338依次记为表面活性剂1-10号，如表6。
表5十八种表面活性剂的表面张力
Figure BDA0003030609510000101
表6十种表面活性剂的编号
1号 2号 3号 4号 5号
Gemini12-3-12 Gemini16-3-16 YND1233 YND1633 FT101005
6号 7号 8号 9号 10号
FT101328 FT101336 FT101329 FT101335 FT101338
3.2.3表面活性剂的复选
1、表面活性剂与地层水配伍性研究
研究表面活性剂与地层水的配伍性，观察表面活性剂与地层水是否生成沉淀，若无沉淀析出，体系则表现出较好的稳定性和与注入水的配伍性。
1)测试仪器：十个烧杯，移液器。
2)测试步骤：
(1)取十个烧杯，放入100ml地层水。
(2)分别加入0.5ml十种表面活性剂，配制浓度为0.5％的溶液。
(3)静止放置48h，观察十种溶液的颜色变化，有无沉淀。
在测试过程中4号与6号表面活性剂与地层水产生了白色沉淀，而且10号表面活性剂在测试的过程中，在模拟地层水条件下产生絮状分层，如图6，因此排除了4号、6号、10号表面活性剂。
2、原油剥离性能的测试
1)测试仪器：十一个烧杯，地层砂石，地层原油。
2)方法步骤：(1)在十一个烧杯中分别加入20g地层土与10ml原油，充分搅拌后使用塑料薄膜进行密封；(2)随后放入烘箱中进行烘烤24h温度60℃；拿出后分别加入十种100ml表面活性剂的0.5％溶液与地层水，再次进行密封烘烤24h，温度60℃；(3)最后拿出比对不同种类表面活性剂溶液剥离出的原油量，判断原油剥离程度的高低。
在测试过程中2号表面活性剂在和原油高温老化后产生絮状物，说明在原油存在的条件下，2号表面活性剂不稳定。从原油剥离油砂实验还可以看出，在两种不同溶液中浸泡后的分布形态有很大差异，浸泡过表面活性高的表面活性剂溶液中的油砂润湿沉降较充分，很多油滴自动与油砂脱附分散在水溶液中，而浸泡在水溶液中的油砂润湿性未发生明显变化。
3.2.4表面活性剂的精选
根据3.2.3中的实验，由于2号，4号，6号与10号表面活性剂不与地层水和原油配伍，因此仅对剩下的六种表面活性剂进行评价。
1、耐温性的测试
1)测试的仪器：XY-6型高温烘箱，聚氟乙烯瓶。
2)测试的方法步骤：(1)将6种浓度为0.2％的表面活性剂溶液各取100ml放入聚四氟乙烯瓶中；(2)通过烘箱加热到120℃保持24h；(3)之后拿出测量六种溶液在30℃时的界面张力，以此比较各个表面活性剂的耐温性。
表7耐温性的比较结果
表活剂编号 1 3 5 7 8 9
配置前常温 0.08 0.17 0.01 0.36 0.16 0.41
加温后 0.09 0.19 0.05 0.54 0.17 0.45
变化率/％ 12.5 11.76 400 50 6.25 9.75
从耐温性的变化率来看，除了5号与7号表面活性剂，其他的四种表面活性剂抗温性能较高，高温条件下对其性能的影响较小。
2、岩石对表面活性剂吸附性的影响
1)测试仪器：六个烧杯，电子天平，移液器，地层砂石。
2)方法步骤：(1)配制浓度为0.2％的六种表面活性剂溶液各六瓶；(2)分别加入5g，10g，15g，20g，25g的砂石；(3)静置12h。在30℃下分别测量不同质量砂石吸附后的界面张力。
表8岩石吸附性稳定性的比较结果
Figure BDA0003030609510000111
从实验结果可以看出，不同的表面活性剂在岩石吸附性后界面张力的变化率差异较大，地层砂石对1，3，5号表面活性剂的吸附较大，而对其他三种的吸附变化不明显。
3、表面活性剂的耐盐性评价
1)测试仪器：五个烧杯，无水CaCl2，移液器。
2)测试步骤：(1)配制浓度为0.1％的六种表面活性剂溶液各五瓶；(2)分别加入质量分数为1％，5％，10％，15％，20％的CaCl2；(3)在30℃下分别测量不同盐度的界面张力。
表9表面活性剂的耐盐性比较结果
Figure BDA0003030609510000121
随着盐度的增加，表面活性剂的表面活性降低，界面张力逐渐变大，其中5号的变化较大，其他五种的变化基本增加一倍左右。
4、界面张力和温度稳定性的评价
1)测试仪器：JJ2000B界面张力测试仪，注射器，小试管，地层原油，烧杯，移液器。
2)方法步骤：(1)对六种表面活性剂配制浓度为1％的母液，进而分别稀释成浓度分别为0.005％，0.01％，0.05％，0.1％，0.2％，0.3％，0.5％，0.8％的子液；(2)将不同浓度的子液用5ml注射器注入到测量用的毛细管内。测量界面张力，注入液体量离开管口1-2mm，后加原油，保证无气泡后***栓塞；(3)之后将毛细管旋入界面张力测试仪的旋转轴内，设置转速为6000r/min进行测量；(4)每种表面活性剂的各个浓度分别在30℃、50℃、60℃、80℃下测量表面张力和界面张力，如表10所示。
表10界面张力测试结果
Figure BDA0003030609510000131
从表10实验结果可以看出，在低浓度时，界面张力随着温度的升高，表面活性剂的活性变大，界面张力也随之变大，而当浓度升到一定时，随着温度的增加，界面张力不再升高，趋于稳定。
5、表面活性剂的接触角测试
1)测试仪器：接触角测试仪，注射器。
2)方法与步骤：(1)将注射器取表面活性剂溶液，滴一滴在岩石上。(2)使用接触角测试仪拍照后，在电脑端量出接触角。
表11润湿接触角的比较结果
Figure BDA0003030609510000132
由前面机理分析得出接触角越小，原油越容易脱离地层岩石。从接触角测试实验结果表明，表面活性剂浓度的影响十分明显，与界面张力的趋势很接近，其中1号表面活性剂润湿性最好。
6、表面活性剂发泡性测试
1)测试仪器：高速搅拌器，烧杯，移液器，量筒，计时器。
2)方法与步骤：(1)配制六种浓度为0.5％的表面活性剂溶液200ml，将溶液倒入搅拌杯中，并把搅拌杯放在搅拌机上，调整好高度；(2)启动搅拌机进行搅拌，转速设置为6000r/min，一分钟后停止搅拌；(3)并把搅拌后的表面活性剂溶液倒入计量杯中，记录下泡沫体积，同时观察量杯中析出水的情况，当100ml水析出时停止计时，得出泡沫的半衰期。泡沫综合值为泡高乘以半衰期，如表12。
表12发泡性的比较结果
Figure BDA0003030609510000141
从发泡性能实验结果表明，当表面活性剂浓度都为0.5％时，1号表面活性剂的泡沫综合值最小，发泡性最差。
7.表面活性剂乳化能力测试
1)测试仪器：高速搅拌器，烧杯，移液器，量筒，计时器，柴油。
2)方法与步骤：(1)配制六种浓度为0.5％的表面活性剂溶液100ml，将溶液倒入搅拌杯中并加入100ml柴油，并把搅拌杯放在搅拌机上，调整好高度；(2)启动搅拌机进行搅拌，转速设置为3000r/min，两分钟后停止搅拌；(3)并把搅拌后的溶液倒入计量杯中，记录下析出25ml水的时间，比较乳化能力。
表13乳化能力比较结果
Figure BDA0003030609510000142
从乳化实验结果表明，除了5号表面活性剂在一定浓度下时间过长，乳化性过好，其他的四种表面活性剂乳化稳定性相差较小。
3.2.5表面活性剂的复配
1.表面活性剂综合评价
表面活性剂吞吐过程中，多种机理共存，不仅要求低界面张力，还要求具有较强的润湿性，高温稳定性，抗盐能力高；同时为了避免气锁和贾敏效应在采出井附近地层造成的堵塞伤害，表面活性剂还具有低泡和低乳化性能。因此以综合性能100％为设定，将界面张力赋值比重设定30％，润湿接触角赋值比重设定25％，乳化能力赋值比重设定15％，发泡能力赋值比重设定15％，温度稳定性赋值比重设定5％，盐度稳定性赋值比重设定5％，岩石吸附后稳定性赋值比重设定5％。
根据六种表面活性剂的各个性能排序，从好到劣依次计分6到1，并通过性能比重相乘，最后得到综合得分。
表14六种表面活性剂性能排序
Figure BDA0003030609510000151
表15六种表面活性剂得分排序
Figure BDA0003030609510000152
从各种表活剂的性质来看，标号为1的表面活性剂具有较高的界面活性、润湿性、低发泡和抗盐稳定的能力，8号具有低乳化和较好的温度稳定性，考虑将这两种复配，发挥各自的优势。
2、复配体系性能的测试与比较
将1号与8号表面活性剂分别以1:2，1:1，1:2进行复配，作为三种新的表面活性剂体系分别与得分最高的1号和8号表面活性剂进行性能上的比较。通过最终得分的大小决定最佳的表面活性剂体系。
表16界面张力的比较结果
Figure BDA0003030609510000161
本发明选择在50℃，浓度为0.5％下来比较表面活性剂的界面张力，如表3-16。随着比例的不同，界面张力在复配的表面活性剂两者之间浮动。其中复配体系中比例为2:1时效果最好。根据这五种体系的优缺，依次赋值5到1分。
表17润湿接触角的比较结果
Figure BDA0003030609510000162
从表17来看，这五种体系中30℃，浓度为0.5％条件下进行比较。其中复配的三种体系相对8号接触角更小，复配体系接触角都比较接近，接触角的变化可以使地层原油更容易的从岩石上脱离，从接触角由小到大依次赋值5到1分。
表18发泡性能比较结果
表活剂类型 发泡高度 半衰期 泡沫特征值 赋值
2:1 355 63 22365 5分
1:1 370 65 24050 4分
1:2 390 68 26520 3分
1 640 53 33920 2分
8 570 313 178410 1分
从表18可以看出复配后泡沫综合值明显减少，其中2:1的复配比例下降最明显，因为本发明所选的表面活性剂需要进行吞吐施工，所以要求表面活性剂具有较低的发泡性，为的是防止表面活性剂产生大量的泡沫堵住地层的毛细管，造成气锁渗透率的下降。从泡沫综合值由小到大依次赋值5到1分。
表19乳化性能的比较结果
Figure BDA0003030609510000163
Figure BDA0003030609510000171
从表19可以看出复配比例为2:1时析出时间明显减少，乳化能力下降，因为本发明所选的表面活性剂需要进行吞吐施工，所以要求表面活性剂具有低乳化性能，防止乳化后的油滴堵住地层的毛细管，造成贾敏效应，使地层渗透率的下降，本发明要选择乳化性低的表面活性剂。其中乳化能力从小到大依次赋值5到1分。
表20温度稳定性的比较结果
复配体系 2:1 1:1 1:2 1 8
配置前常温 0.09 0.11 0.13 0.08 0.41
加温后 0.09 0.13 0.16 0.09 0.45
变化率/％ 0 18.18 23.07 12.5 9.75
赋值 5 2 1 3 4
从表20可以看出高温状态下各个表面活性剂体系的影响都不同，其中复配比例为2:1时温度十分稳定，几乎不变，而其他的四种体系的界面张力出现了下降，其原因可能是高温高压状态下使表面活性剂的稳定性下降，活性出现了降低。将温度稳定性由高到低依次赋值5到1分。
表21岩石吸附稳定性的比较结果
Figure BDA0003030609510000172
从表21可以看出随着砂石的增多，各个体系的表面活性剂的界面张力出现了不同程度的增加，其原因可能是砂石的吸附作用使表面活性剂的浓度减少，造成了界面张力的增加，其中岩石的吸附性对复配比例为2:1的体系影响最小。将变化率由低到高依次赋值5到1分。
表22盐度影响的比较结果
Figure BDA0003030609510000173
Figure BDA0003030609510000181
从表22可以看出随着盐度的增加，各个体系的表面活性剂的界面张力都出现了不同程度的增加，由于矿化度的增加使表面活性剂的活性下降，其中盐度对复配比例为2:1的表面活性剂体系影响相对较小，本发明选择盐度变化率小的表面活性剂体系从变化率的由小到大依次赋值5到1分。
3、表面活性剂体系的终选
表23七种性能的综合得分
Figure BDA0003030609510000182
经过三种复配体系与1，8号表面活性剂的性能比较。最后通过计算：35％×界面张力赋值+25％×表面张力赋值+15％×不乳化能力赋值+15％×不发泡能力赋值+5％×温度影响赋值+5％×盐度影响赋值+5％×岩石稳定性赋值＝综合得分，如表22。
从五种复配表面活性剂体系的综合得分来看，最后建议表面活性剂的使用种类是用Gemini12-3-12和FT101329号复配，其复配比例为2:1。
6结果
(1)国内外已经采用优化井距、直平组合火驱、连续油管喷砂射孔套管分段压裂、分层注水、机械分压管柱、分层酸化、细分控制压裂等技术对薄互层油藏进行开发。
(2)表面活性剂吞吐技术已经在封闭小断块油藏、大港断块稠油油藏、濮城沙一下油藏、大庆油田进行了有效运用。
(3)表面活性剂吞吐技术的基本机理是：增加毛管数、改变润湿性、焖井过程进行原油置换。
(4)S70井区卡拉沙依组砂泥岩段中，储层段砂、砾岩电性表现为典型的负值特征，可以利用阴阳离子的静电吸附反应特征，长效的改变润湿性，从而改变了油层岩石表面的性质有利于吞吐作业；
(5)通过初筛，细筛，精筛及复配，建议吞吐表面活性剂的使用种类是用双子Gemini12-3-12和氟碳FT101329号复配，其复配比例为2:1；
(6)结合综合物模和数值模拟的结果，表面活性剂用量的优化结果为：0.5PV；
(7)结合综合物模和数值模拟的结果同时考虑表面活性剂注入过程中的损耗，确定的表面活性剂注入浓度优选结果为0.4％；
(8)综合室内物模和数值模拟的结果，最终确定的闷井时间优选结果为12～14天；
(9)综合物模和数模研究结果，推荐间歇排液周期为50天，排液次数在三次；
(10)通过数摸并结合现场实际，确定注入速度为30m3/d；
(11)注入压力/速度的增加，初期有利于强制渗析提高采收率，但是注入压力过大反而对提高采收率不利；
(12)渗透率非均质性差异越大，表活剂吞吐效果越差，不利于吞吐表活剂提高采收率；
(13)冻胶堵剂的注入将有利于表活剂由高渗透转向低渗透，可大幅度提高表活剂吞吐效率；
(14)三种表面活性剂均能大幅度改变界面张力和接触角，说明三种表活剂都具有良好的表面活性；
(15)从发泡性能和乳化稳定性对比，甜菜碱类两性离子表活剂发泡和乳化稳定性均较强，在表面活性剂吞吐施工中存在贾敏和乳化堵塞的风险；
(16)从温度、盐水中表活剂稳定性评价对比，复配表活剂GF-2:1具有较高的稳定性，甜菜碱类表活剂BS-12稳定性也较好；
(17)活性水的注入，沟通了石炭系下部的水层，表面活性剂具有良好的降低流动压力，增加流动性的能力，使得水层随着生产的进行而产出。当表面活性剂随着产出液逐渐排出，地层中浓度下降，水源的流动能力变差，封堵原油的能力变差。呈现产水下降产油量上升的情况。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，都应涵盖在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种薄互层岩性油藏注表活剂提高采收率方法，其特征在于，所述薄互层岩性油藏注表活剂提高采收率方法包括：
针对目标油藏的特征，优化出适宜的表活剂体系，该体系具有增加毛管数、改变润湿性、焖井过程进行原油置换的效果，从而实现薄互层岩性油藏提高原油采收率的需求；
应用较为对应的物理模型，确定出应用参数的差异对效果的影响；
制定出注入参数，闷井特征，采出参数的应用方案，包括：注入参数的优化；闷井参数的优化；采出参数的优化。
2.如权利要求1所述的薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，其特征在于，所述复合表面活性剂注入量为0.5PV，所述复合表面活性剂的浓度为0.4％。
3.如权利要求1所述的薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，其特征在于，所述复合表面活性剂注入方法包括：以30m3/d的速度进行复合表面活性剂注入。
4.如权利要求1所述的薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，其特征在于，所述薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法的吞吐表面活性剂的使用种类是用双子Gemini12-3-12和氟碳FT101329号复配，其复配比例为2:1。
5.如权利要求1所述的薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，其特征在于，所述薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法表面活性剂用量为：0.5PV。
6.如权利要求1所述的薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，其特征在于，所述薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法表面活性剂注入浓度为0.4％。
7.如权利要求1所述的薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，其特征在于，所述薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法闷井时间为12～14天。
8.如权利要求1所述的薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法，其特征在于，所述薄互层岩性油藏表活剂吞吐采油方法间歇排液周期为50天，排液次数在三次；注入速度为30m3/d。
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