勝利油田無堿復合二元驅油體系的研制與性能評價*

潘逸平，葛際江

（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島266580）

我國大慶油田化學驅工業(yè)化應用表明，堿/表面活性劑/聚合物（ASP）三元復合驅具有較高提高采收率的能力，但由于驅油組分中引入堿會帶來井筒結垢、地層堵塞等問題，長期注入甚至引起地層堿化［1-2］，因此目前國內勝利油田、遼河油田、大港油田正開展聚合物和表面活性劑構成的二元復合驅的研究［3-4］。勝利ST 油田地層平均溫度76℃，但地層水含鹽量高達27 g/L，擬選用耐溫耐鹽、抗剪切性強的疏水締合聚合物AP［5-7］與表面活性劑構成二元復合驅油體系。在驅油用聚合物確定的前提下，目前研究的重點是篩選表面活性劑，要求表面活性劑既能降低油水界面張力至10-3mN/m 數(shù)量級，又不能降低聚合物溶液的黏度［8-14］。

目前已有許多學者開展了無堿復合驅油體系的研究。劉莉平等［15］研究了陰離子表面活性劑SDBS與聚合物二元復合驅油體系的性能，發(fā)現(xiàn)該體系與模擬油的界面張力為1.38×10-2mN/m。吳文祥等［16］構建的聚合物與非離子型表面活性劑組成的二元復合體系與模擬油的界面張力為10-2mN/m，采收率增值可達15%。大慶石油學院、大慶油田科研人員研究表明［17］，甜菜堿表面活性劑可在不加堿的情況下使油水界面張力降至超低，且使用濃度極低。王德民等［18］針對大慶原油研制的羥磺基甜菜堿在50 mg/L 時可使油水界面張力降至超低。而關于表面活性劑對締合聚合物黏度的影響，目前許多研究表明，非離子型表面活性劑相較于離子型活性劑對締合聚合物黏度影響小。如鄧全花等［19］發(fā)現(xiàn)了烷醇酰胺不僅能增稠締合聚合物，還能提高聚合物的耐鹽性。Iglauer 等［20］將烷醇酰胺用于三次采油技術中，發(fā)現(xiàn)即使在4%數(shù)10%NaCl等較高礦化度下仍具有較高的采收率。

本文針對勝利ST油田的地層條件，擬通過將羧基甜菜堿［21-23］與烷醇酰胺［24-25］按不同比例復配，以達到驅油組分在質量分數(shù)0.1%數(shù)0.4%范圍內油水界面張力值可在2 h降至10-3mN/m數(shù)量級、且與聚合物復配后黏度保留率均在100%以上的要求，從而形成具有現(xiàn)場應用價值［26］的聚合物/表面活性劑二元復合驅油體系。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

油酸酰胺羧基甜菜堿（OAB），有效物含量35%，東營同琨精細化學品公司；烷醇酰胺（WCXA），有效物含量100%，東營達維石油技術有限公司；疏水締合聚合物（AP），相對分子質量1300萬，固含量90%，勝利ST 油田現(xiàn)場；勝利ST 油田現(xiàn)場注入水，礦化度27705.6 mg/L，離子組成（單位mg/L）為 Na+13085.9、Mg2+207.3、Ca2+263.7、K+95.5、HCO3-84.0、SO42-72.0、Cl-13897.2；勝利ST油田脫水原油，密度（20℃）0.903 g/cm3、黏度（76℃）18.17 mPa·s、凝固點-12.5℃、含蠟量9.5%、膠質與瀝青質含量13.0%；人造巖心，尺寸為φ2.5×30（cm），滲透率 2.98 μm2、孔隙度 33.1%、孔隙體積48.72 mL、含油飽和度78.9%。

Texa-500 旋滴界面張力儀，美國德州大學；DV-Ⅱ+Pro型旋轉黏度計，美國Brookfield公司。

1.2 實驗方法

（1）油水界面張力的測定

用旋滴界面張力儀測定油水界面張力，測試溫度為76℃。除特殊說明外，水溶液中AP 質量分數(shù)為0.15%，表面活性劑質量分數(shù)為0.1%數(shù)0.4%。

（2）驅替體系黏度的測定

在溫度為76℃、剪切速率為7.34 s-1的條件下，用旋轉黏度計測定驅替體系的黏度，除特殊說明外，水溶液中AP質量分數(shù)為0.15%，表面活性劑質量分數(shù)為0.1%數(shù)0.4%。依據(jù)油田現(xiàn)場要求，統(tǒng)一取測試3 min時的黏度按式（1）計算黏度保留率φ［27-28］。

式中，μ1-聚合物黏度，mPa·s；μ2-加活性劑后的聚合物黏度，mPa·s。

（3）巖心驅油實驗

在溫度為76℃的條件下，巖心抽真空飽和水，飽和油，老化24 h 后進行水驅，在含水率大于98%后進行化學驅及后續(xù)水驅至采出端不再出油，記錄實時壓力數(shù)據(jù)和采出液量，繪制采收率曲線。

2 結果與討論

2.1 表面活性劑對聚合物溶液油水界面張力的影響

2.1.1 OAB-AP溶液

0.15%AP 溶液與原油的界面張力為15.6 mN/m，且不隨測試時間變化。由0.15% AP、0.1%數(shù)0.4% OAB 組成的溶液與原油的界面張力見圖1。溶液中OAB質量分數(shù)為0.1%數(shù)0.2%時，界面張力可降至10-1mN/m數(shù)量級；當OAB質量分數(shù)大于0.2%后，油水界面張力降至10-2mN/m數(shù)量級，此時雖然降低界面張力效果明顯，但仍達不到油田現(xiàn)場要求的2 h內界面張力降至10-3mN/m數(shù)量級的標準。

圖1 OAB加量對OAB-AP溶液與原油動態(tài)界面張力的影響

2.1.2 WCXA-AP溶液

由0.15%AP、0.1%數(shù) 0.4%WCXA 組成的溶液與原油的界面張力見圖2。質量分數(shù)為0.1%數(shù)0.4%的WCXA僅能降低界面張力至10-1mN/m數(shù)量級，界面張力降低的效果并不明顯。

圖2 WCXA加量對WCXA-AP溶液與原油動態(tài)界面張力的影響

2.1.3 OAB-WCXA-AP溶液

對比圖1 和圖2 可以看出，單一的OAB 降低油水界面的能力遠好于WCXA。鑒于WCXA 是一種非離子表面活性劑，和離子型表面活性劑復配可以使表面活性劑在油水界面排列更加緊密，由此產(chǎn)生更好的降低油水界面張力的效果，因此將WCXA與OAB 以不同質量比復配。表面活性劑復配體系對聚合物溶液油水界面張力的影響見圖3。由圖可見，WCXA與OAB按質量比1∶1數(shù)4∶1復配均可產(chǎn)生協(xié)同效應，油水界面張力明顯降低。WCXA 與OAB復配比、復合表面活性劑加量對油水界面張力的影響見表1。可以看出，WCXA 與OAB 按1∶1數(shù)3∶1復配時，復合表面活性劑加量在0.1%數(shù)0.4%范圍內的界面張力均能在2 h 內降至超低。另外，隨OAB在復合表面活性劑中占比的增加，其降低界面張力的效果也在不斷改善。WCXA 與締合聚合物（AP）相互作用后，由于黏度增大，延遲了表面活性劑與油滴的有效接觸，使其難以甚至無法達到較低的界面張力；而OAB 與聚合物相互作用后，黏度降低，不影響表面活性劑與油滴的有效接觸，對其界面活性影響?。?1］。因此，提高復合表面活性劑中甜菜堿的比例，有利于復合體系界面張力達到較低值。

2.2 表面活性劑對聚合物體系黏度的影響

2.2.1 單一活性劑-聚合物溶液

圖3 復合表面活性劑加量對復合表面活性劑-AP與原油動態(tài)界面張力的影響

表1 WCXA與OAB復配比、復合表面活性劑加量對油水界面張力的影響

疏水締合聚合物的表觀黏度主要由結構黏度和非結構黏度構成［29］。其中，非結構黏度與聚合物分子的流體力學尺寸有關，主要通過增加聚合物平均分子量來提高溶液黏度；而結構黏度則與因高分子作用形成高分子鏈束的流體力學尺寸相關，主要通過締合形成三級結構來提高聚合物溶液黏度，而締合則主要通過離子鍵、氫鍵、疏水相互作用和范德華力等共價作用力實現(xiàn)。對于本文選擇的高分子量締合聚合物AP，其與活性劑復合體系黏度的增加主要通過后者來實現(xiàn)。

圖4 OAB/WCXA-AP溶液的黏度保留率

OAB-AP和WCXA-AP復合體系的黏度保留率見圖4。聚合物中加入0.1%數(shù)0.4%的OAB后，黏度大幅降低，但加入0.1%數(shù)0.4%WCXA后黏度明顯上升。這是由于羧基甜菜堿OAB為兩性化合物，在水溶液中容易聚集［13］，因此甜菜堿與聚合物間的疏水相互作用較弱。另一方面，OAB鏈的一端含有陰離子羧酸基團，與同樣含有羧酸基團的陰離子聚合物AP存在靜電排斥作用［11］，而這種排斥作用強于甜菜堿分子中陽離子基團與聚合物間的靜電吸引力以及甜菜堿與聚合物間的疏水相互作用力，因此導致聚合物大分子鏈蜷曲，溶液黏度大幅度降低，如圖5（a）所示。

烷醇酰胺WCXA 屬于非離子表面活性劑。一方面WCXA不會與聚合物分子產(chǎn)生靜電排斥作用，相較離子型表面活性劑對締合聚合物黏度影響小；另一方面WCXA 會與AP 疏水側基形成聚集體，WCXA疏水基進入聚集體疏水內核，親水基取代聚合物親水鏈保護疏水內核，被釋放的聚合物親水鏈構象伸展使溶液黏度增加；隨WCXA 加量的增大，其與聚合物鏈上疏水基因形成的混合膠束的數(shù)目不斷增加，混合膠束中疏水側基的締合作用不斷加強，分子內締合逐漸向分子間締合轉變，形成更稠密的網(wǎng)絡空間，溶液黏度不斷上升［18］，如圖5（b）所示。

2.2.2 復合表面活性劑-聚合物溶液

WCXA雖然能明顯增加聚合物的黏度，但單獨使用無法將界面張力降至超低，因此將WCXA 與OAB按不同的質量比復配，復合表面活性劑對聚合物 AP 黏度的影響見圖 6。WCXA 與 OAB 以 1∶1 和2∶1復配后，聚合物黏度降低，但當復配比例提高至3∶1 和4∶1 后，復合表面活性劑反而能增黏聚合物，達到油田現(xiàn)場使用要求。隨WCXA 在復合表面活性劑中占比的增加，其增黏聚合物的效果也在不斷改善，說明提高復合表面活性劑中WCXA 的比例，可以減弱活性劑對聚合物黏度的影響，更有利于達到聚合物/表面活性劑二元復合驅對于黏度的要求，進而提高波及系數(shù)。

2.3 驅油體系構建及驅油效果評價

基于上述分析可知，OAB具有良好的降低界面張力性能，而WCXA則具有較好的增黏性能。綜合考慮WCXA與OAB的復配比例對黏度和界面張力的影響，選擇WCXA、OAB 復配比為3∶1。該低界面張力體系（聚合物加量為0）在76℃下長期放置1周、2 周、1 個月、3 個月后依然澄清透明，未出現(xiàn)渾濁，具有良好的耐溫耐鹽性。

圖5 OAB與AP（a）、WCXA與AP（b）相互作用示意圖

圖6 復合表面活性劑-AP溶液的黏度保留率

復合表面活性劑（WCXA、OAB質量比3∶1）加量、聚合物AP 加量對油水界面張力和黏度的影響分別見表2和表3。由表可知，在復合表面活性劑加量為0.1%數(shù)0.4%，聚合物AP 加量為0.15%數(shù)0.25%時，油水界面張力值可在2 h內降至10-3mN/m數(shù)量級，并且體系黏度保留率均在100%以上，增黏效果良好。綜合對比復合表面活性劑和聚合物加量對二元體系黏度和界面張力的影響，復合表面活性劑適宜的加量為0.4%、聚合物AP 適宜的加量為0.25%。

針對勝利油田的地質特征，選擇氣測滲透率為3 μm2的巖心進行驅油實驗，結果見圖7。對于滲透率3 μm2的地層條件，在水驅至1.25 PV 時，含水率已達到98%以上，水驅至殘余油飽和度時采收率為38%，穩(wěn)定壓力為0.045 MPa；此時，轉注含0.25%AP、0.4%復合表面活性劑的復合體系，含水率下降至76%，下降了22%，而后復合劑驅替至殘余油飽和度，采收率66%，穩(wěn)定壓力為0.169 MPa，上升0.124 MPa；最終采收率為74%，相對初始水驅階段采收率增加36%，驅油效果較好。水驅后仍有大量殘余油附著在孔喉或盲端，加入復配表面活性劑-聚合物體系后，表面活性劑可以有效降低界面張力，使殘余油剝離巖石，從而提高采收率。

圖7 巖心驅油結果

表2 復合表面活性劑和聚合物加量對油水界面張力的影響

表3 復合表面活性劑和聚合物加量對體系黏度的影響

3 結論

通過研究表面活性劑對聚合物溶液油水界面張力和黏度的影響發(fā)現(xiàn)，單一的烷醇酰胺WCXA或羧基甜菜堿OAB與聚合物AP組成的二元體系與原油間的界面張力達不到超低值；WCXA可增黏聚合物，相反OAB 則大幅降低聚合物黏度。WCXA 與OAB 復配可產(chǎn)生協(xié)同效應，提高WCXA 的比例可以提高體系的黏度保留率，而增加OAB的比例有利于油水界面張力的降低。WCXA與OAB適宜的質量比為3∶1。在復合表面活性劑加量為0.1%數(shù)0.4%，聚合物加量為0.15%數(shù)0.25%時，油水界面張力值可在2 h 內降至10-3mN/m 數(shù)量級，并且體系黏度保留率均在100%以上，增黏效果良好。配方為0.25%AP、0.4%復合表面活性劑的復合體系可在水驅基礎上提高采收率36%，驅油效果良好。