低溫高鹽低滲油藏表面活性劑驅油體系的篩選及評價*

馬江波，李建勛，李 剛，趙子丹，吳向陽，楊永釗，高振東，周 明，郭 肖

（1.延長油田股份有限公司杏子川采油廠，陜西延安 717400；2.陜西延長石油（集團）有限責任公司研究院，陜西西安 710065；3.延長油田股份有限公司，陜西延安 716099；4.四川光亞聚合物有限公司，四川成都 610500；5.西南石油大學能源與材料學院，四川成都 610500）

隨著油田開發步入中后期，高鹽低滲油藏提高采收率難度大，已成為油田開發和研究的重點之一。國內外在提高采收率方面對化學驅的研究十分活躍，其中表面活性劑驅是國內外重要的化學驅提高采收率技術之一［1］。通過降低油水界面張力，表面活性劑驅能有效提高區塊采收率，降低注水井的注水壓力［2-5］。康萬利等［6］將重烷基苯磺酸鈉與月桂基葡糖苷復配，體系與原油間的界面張力達到10-2mN/m，易與油生成乳液且乳液易聚并。巖心驅油實驗表明，復配體系的注入壓力最小，采收率增幅最大。劉笑春等［7］將陰離子、非離子和兩性表面活性劑復配，巖心驅油實驗中該復配體系能有效提高驅油效率11.5%，在油田開發中具有重要的應用價值。Tan等［8］將烷醇酰胺、烷基苯磺酸鹽和甜菜堿復配，現場試驗表明表面活性劑驅巖心含水率明顯下降，原油采收率提高6.3%。從驅油機理來看，表面活性劑主要通過提高洗油效率來提高原油采收率［9］。

延長西部油區屬典型的低滲特低滲油藏，儲層物性差，易發生水竄氣竄，注入流體波及效率低，導致油藏動用程度和采收率低［10-15］。針對延長西部油區注采率較低的問題，本文開展了表面活性水驅的研究，篩選了適合化182 井組長6 油藏的表面活性劑驅油復配體系，評價了油水界面張力、吸附性能、乳化性能和鹽度適應性。研究結果對延長西部油田現場應用提供一定的借鑒和參考。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

雙{［（N-甲基-N-（3-十二烷氧基-2-羥基）丙烷基-N-（2-羥基-3-磺酸鈉）丙烷］亞甲基}氯化銨（PPM-12，77.2%）［15］，自制，結構式見圖1；椰油酰胺丙基甜菜堿（UCAB，30%），星業科技有限公司；十二烷基乙氧基化硫酸鈉（AES-12，70%），淄博涌泓新材料有限公司；烷基聚氧乙烯醚羧酸鹽（APEC-10Na，98%）和十二烷基二甲基氧化胺（OB-2，40%），永泰化工有限公司；壬基酚聚氧乙烯醚（OP-10，≥99%）、氯化鈉、氯化鈣、氯化鎂，成都科龍化工試劑廠；油樣，杏子川采油廠；化182 井區原油，密度為0.8424 g/cm3，40 ℃下的平均黏度為8.5 mPa·s；化182 井區長6 地層水，礦化度57 164 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：Ca2+8365、Mg2+665、Na+16 242、K+8256、HCO3-276、Cl-23 360；化182井區巖心，含噴發巖6%、隱晶巖2%、片巖1%、千枚巖1%，直徑2.50 cm、長5.00 cm。

圖1 PPM-12的結構式

VA-1104 型精密電子天平，上海梁平儀器儀表有限公司；DF-101S型集熱式恒溫加熱磁力攪拌器，鞏義市予華儀器有限責任公司；TX500C 型旋轉滴界面張力儀，北京盛維基業科技有限公司；XSY-2型多功能巖心驅替裝置，江蘇海安石油科研儀器廠。

1.2 實驗方法

（1）吸附性能

將井區巖心磨細至約0.178 mm（80目），巖心粉末和表面活性劑溶液按質量比1∶5 混合后放入40 ℃恒溫水浴振蕩器中振蕩24 h，然后離心分離巖心粉末，將上層清液加入錐形瓶中，讓表面活性劑充分吸附新鮮的巖心粉末，重復上述實驗6次，測試每次分離的上層清液的靜態平衡界面張力。

（2）乳化性能

采用分水時間法對復配體系進行乳化性能的測定。將復配體系配制成質量分數為0.10%～0.35%的溶液各15 mL，在40 ℃的條件下分別與15 mL 原油混合震蕩，記錄分出10 mL 水相的時間，時間越長則復配體系的乳化能力越好。

（3）鹽度適應性

在油藏溫度（40 ℃）條件下，用不同質量濃度鈉離子（1.4×104～3.0×104mg/L）、鈣離子（2×103～12×103mg/L）和鎂離子（1×102～8×102mg/L）的鹽水溶液配制表面活性劑溶液，研究單一離子作用時表面活性劑復配體系的界面張力變化情況。

（4）驅油性能

天然巖心經洗油烘干后，飽和地層水，測定孔隙度和滲透率；飽和油，建立原始含油飽和度；水驅原油至含水率達到98%，計算水驅采收率；注入0.3 PV表面活性劑段塞的驅替液驅油，后續水驅至含水率達到98%，計算驅油體系采收率。

2 結果與討論

2.1 表面活性劑配方優選

在實際油藏條件下單一表面活性劑難以滿足復雜多變的儲層物性和流體性質，而多種表面活性劑復配體系具有良好的性能，不同表面活性劑之間具有協同增效作用。因此，在油藏溫度（40 ℃）和礦化度條件下進行下列實驗。

2.1.1 表面活性劑的篩選

依據油藏礦化水特征，選用在低溫條件下抗鹽性好且在實驗范圍內對鈣離子和鎂離子不敏感的5種表面活性劑PPM-12、UCAB、AES-12、APEC-10Na、OB-2 和OP-10，用地層水配制成0.3%的溶液，在40 ℃下測定各表面活性劑水溶液與原油的界面張力，結果如表1 所示。單一表面活性劑降低界面張力的能力有限，均未能將界面張力值降到低界面張力范圍。其中，PPM-12 的油水界面張力最低，能達到10-2mN/m 數量級；AES-12 和OB-2 次之，其他表面活性劑降低界面張力較差。PPM-12是兩性-非離子Gemini表面活性劑，能有效減少離子頭基的分離傾向，在油水界面上排列非常緊密，同時羥基能有效屏蔽陽離子對磺酸基團的作用，陰離子磺酸基團與陽離子季銨鹽的作用生成內鹽也降低了金屬陽離子對陰離子的絡合作用。AES-12是非離子-陰離子表面活性劑，結構中含有對鈣離子和鎂離子不敏感的非離子基團乙氧基，可以屏蔽鈣鎂離子對自身的陰離子硫酸根基團的沉淀作用；而OB-2 本身為氧化胺型非離子表面活性劑，具有很強的耐鹽性能，其結構中的≡N →O 基團具有較強的親水性且對金屬陽離子不敏感。

表1 不同表面活性劑溶液與原油的界面張力

2.1.2 表面活性劑的配比

保持表面活性劑總質量分數為0.3%，分別以PPM-12、AES-12 和OB-2 3 種表面活性劑以不同的質量比復配，40 ℃下油水界面張力的變化如表2所示。PPM12、AES-12 和OB-2 3 種表面活性劑配比從4∶1∶1 到1∶1∶4 共10 組實驗的界面張力均處于10-3mN/m數量級，其中以配比2∶1∶3的界面張力最低。PPM-12 為兩性-非離子Gemini 表面活性劑、AES-12為非離子-陰離子表面活性劑、OB-2為氧化胺型非離子表面活性劑。這些表面活性劑要么親水基團對金屬高價離子不敏感，要么親水基團被非離子基團屏蔽減小了金屬離子對親水基的絡合作用，要么親水基團之間形成內鹽減小了金屬離子對親水基的絡合作用，總之三者具有良好的抗鹽作用。同時，三者在油水界面上具有協同作用，減少了親水基團間的靜電斥力，導致表面活性劑分子在油水界面上排列更加緊密和規整，分子間作用力更強，能顯著降低油水界面張力。

表2 表面活性劑復配比與油水界面張力的關系

2.2 性能評價

2.2.1 吸附性能

保持3 種表面活性劑總質量分數為0.3%，且PPM12、AES-12 和OB-2 3 種表面活性劑的質量比為2∶1∶3，使用巖心粉重復進行6 次吸附實驗，結果如圖2 所示。隨著吸附次數的增加，體系的油水界面張力呈增大趨勢，經過6 次吸附后表面活性劑體系的油水界面張力仍在超低界面張力范圍。這說明表面活性劑在巖心上的吸附量較少，導致油水界面上的表面活性劑量降幅較小，因而油水界面張力增加較少。該表面活性劑復配體系在巖心上的吸附適中，多次吸附后在油水界面上的表面活性劑仍足以使界面張力處于超低范圍內，能達到有效驅油對界面張力的要求。

圖2 吸附次數與油水界面張力的關系

2.2.2 乳化性能

保持3 種表面活性劑PPM12、AES-12 和OB-2的配比為2∶1∶3，總質量分數依次為0.10%、0.15%、0.20%、0.25%、0.30%、0.35%的6組體系與原油充分震蕩并靜置2 h，觀察靜置過程中水相分出10 mL時的時間（即分水時間），分別為403、1886、1987、2067、2894、3995 s。分水時間隨著復配體系加量的增大而逐漸增加。同時，隨著表面活性劑加量的增大，油水界面變得模糊，且水相的顏色越來越接近油的顏色，可見濃度增加導致乳化作用增強。當復配體系表面活性劑濃度較低時，吸附在油水界面的表面活性劑不足，排列疏松，導致界面膜的強度較低，乳液不穩定，分水時間較短；當復配體系表面活性劑濃度增加時，吸附在油水界面的表面活性劑量增多，表面活性劑在油水界面緊密排列，界面膜強度得到加強，形成的乳液更加穩定，分水時間延長。以上分析表明，此表面活性劑體系在地層運移過程中具有一定的乳化攜帶原油作用，而在采出液中又可實現油水分離。

2.2.3 鹽度適應性

保持3 種表面活性劑總質量分數為0.30%，且PPM-12、AES-12和OB-2配比為2∶1∶3，在不同鈉離子、鈣離子和鎂離子的鹽水溶液中的實驗結果見圖3。隨著溶液中鈉離子、鈣離子和鎂離子濃度的增加，表面活性劑體系的油水界面張力均出現先降低再增高的趨勢。這是由于鈉離子、鈣離子和鎂離子濃度較低時，表面活性劑主要溶解于水相中，隨著離子濃度升高，離子型表面活性劑與反離子相互作用，表面活性劑的離子氛厚度被壓縮，水合層結構被破壞，親水性被削弱，表面活性劑逐漸從水相轉移到油相中，界面張力不斷降低。當表面活性劑在油水兩相的分配系數達到1 時，界面張力值達到最低。隨著離子濃度繼續增大，大量表面活性劑進入油相，表面活性劑在油水界面的吸附失去平衡，界面張力增大。由圖3可見，在實驗范圍內，油水界面張力均能達到超低水平。不同的離子對表面活性劑體系界面張力的影響程度有所不同。表面活性劑在離子溶液中會形成穩定的多層水合層結構，鈉離子、鈣離子和鎂離子對水合層的影響程度不同，其中鎂離子的影響大于鈣離子，鈣離子的影響大于鈉離子。

圖3 金屬離子（Na+、Ca2+、Mg2+）加量對油水界面張力的影響

2.3 驅油效果評價

選取3 組天然儲層巖心，模擬目標區塊礦化度（57 164 mg/L）和地層溫度（40 ℃），按照巖心驅替實驗步驟，以0.3 mL/min 的速度注入PPM-12、AES-12和OB-2配比為2∶1∶3的0.3%表面活性劑復配體系，測試結果如表3 所示。3 組巖心水驅后，表面活性劑驅的采收率增幅在9.6%～12.5%之間，平均提高采收率為10.3%。基于3 塊巖心水驅、表面活性劑驅和后續水驅3 個驅替階段的平均采收率、平均含水率和平均注入壓力隨平均注入量的變化曲線見圖4。

圖4 表面活性劑驅油動態曲線

表3 表面活性劑的驅油效果

由圖4可見，在水驅至含水率為98%時，平均采收率增幅達到65.8%；注入0.3 PV 表面活性劑體系后，注入壓力下降0.3 MPa，含水率降至92.2%，采收率略升，后續水驅壓力繼續下降至平衡點，而含水率緩慢上升，表面活性劑驅在水驅基礎上平均提高采收率10.3%。這說明進入低滲透層中的表面活性劑分子吸附在油水界面上，通過降低油水界面張力減小了油滴在巖石孔隙中穿過的阻力，從而可驅替出低滲透層中的原油，同時吸附在巖石壁面上的表面活性劑分子減小了巖石對油滴的黏附力，由于該體系具有優異的乳化能力，在注入過程中不斷乳化并將殘余油攜帶出巖心，因此提高了洗油效率。由此可見，該復配表面活性劑具有較高的洗油效率，在高鹽低滲高鈣鎂離子油藏提高采收率具有潛在的應用價值。

3 結論

將0.1%兩性-非離子Gemini 表面活性劑PPM-12、0.05%陰-非離子表面活性劑AES-12 與0.15%非離子表面活性劑OB-2復配，制得適用于低溫高鈣鎂離子的低滲油藏驅油體系。該體系的油水界面張力為0.0012 mN/m，經6次巖心吸附后的油水界面張力仍在10-3mN/m 數量級；乳化分水時間長；在延長西部油區鈣鎂離子范圍內的油水界面張力仍在10-3mN/m數量級。該表面活性劑復配體系的驅油效果較好，平均采收率增幅達10.3%，在類似高鹽低滲高鈣鎂離子油藏具有良好的應用前景。