SIAPES的合成及低溫油藏原位乳化驅油體系構建與性能

李織宏, 羅 強, 許 亮, 向小玲, 劉佳幸, 賀 偉, 鄒濱陽, 杜代軍*

(1. 中國石油 新疆油田分公司 實驗檢測研究院,新疆 克拉瑪依 834000; 2. 新疆油田公司-西南石油大學提高采收率工程聯合實驗室,新疆 克拉瑪依 834000; 3. 西南石油大學 油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室,四川 成都 610500; 4. 中國石油 新疆油田分公司 采油二廠,新疆 克拉瑪依 834000)

目前,大部分老油田經過長時間水驅開發后進入高含水時期。由于儲層非均質性以及不利的油水流度比,水驅波及效率和驅油效率低,40%～80%的原油仍以油滴形式存在于孔隙中、束縛在巖石表面以及孔隙盲端[1],因此有必要通過改進采收率技術來提高原油產量。為了同時提高波及效率和驅油效率,學者提出了乳化驅油技術,提高采收率的機理主要包括:(1)潤濕性改善;(2)改善流度比;(3)乳化攜帶;(4)非均質性改善[2-3]。乳液運移過程中,分散液滴被孔喉拉伸和截留,導致滲透率降低。為了啟動被捕集的液滴,需要獲得臨界毛細管數[4-5]。而毛細管數受液滴大小、孔喉尺寸和界面張力的影響,在臨界毛細管數下,連續相所產生的拉拽力足以超過毛細管力的閾值,液滴被啟動。在臨界毛細管數下,后續注入的流體能夠轉向進入未波及區,波及效率提高[6-8]。

烷基醇聚氧乙烯醚磺酸鹽具有乙氧基鏈和磺酸根離子,可根據不同的使用環境,調節烷基醇聚氧乙烯醚的HLB值,使其在提高原油采收率方面應用前景廣闊。本文首先采用異構十三醇聚氧乙烯醚分別與氫氧化鈉,2-氯乙基磺酸鈉反應制備異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉(圖1),并與椰子油烷基二乙醇酰胺復配構建了低溫油藏原位乳化驅油體系(ISEM);隨后基于原油-地層水自乳化現象,對比ISEM干預后的乳化結果。同時研究ISEM降低界面張力和改善潤濕性的能力。最后借助在線NMR驅替系統揭示原位乳化驅油體系提高采收率的潛力。

圖1 異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉的合成路線Figure 1 Synthesis route of sodium isomeric dodecanol polyoxyethylene ether sulfonate

1 實驗部分

1.1 儀器與試劑

SHZ-A(Ⅲ)型循環水式真空泵(河南省艾瑞德儀器設備有限公司); DF-101S型恒溫加熱磁力攪拌器(上海越眾儀器設備有限公司); WQF-520型傅里葉變換紅外光譜儀(KBr壓片,北京瑞利分析儀器公司); DV-III+Pro型旋轉黏度計(美國BROOKFIELD); TX-500C型旋轉界面張力儀(美國科諾公司); DSA100HP690型高溫高壓形狀分析儀(德國KRUSS); DM LB2型顯微鏡(德國徠卡); SPEC-RC035型在線NMR驅替系統(北京斯派克); A25型乳化機(上海歐河機械設備有限公司)。

異構13醇聚氧乙烯醚,貝斯特試劑有限公司;氫氧化鈉,2-氯乙基磺酸鈉,環己烷,甲苯,無水乙醇,二氯甲烷,成都科龍試劑廠;低溫(29.8 ℃)油藏脫水原油,地層水,新疆油田,其中地層水中的離子組分如表1所示。

表1 地層水中的離子組分Table 1 Ionic components in formation water

1.2 合成

(1) 異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉的合成

異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉的合成步驟如下[9]:首先,依次向三口燒瓶中加入51.76 g(0.1 mol)異構十三醇聚氧乙烯醚,4.00 g(0.1 mol)氫氧化鈉和200 mL環己烷,在攪拌條件下升溫至82 ℃,溶劑共沸經油水分離器帶走體系中的水,反應4 h后減壓蒸餾除去溶劑得醇鈉(收率92.2%);其次,依次向三口燒瓶中加入200 mL甲苯和53.96 g(0.1mol)醇鈉,在攪拌條件下升溫至85 ℃,分3次加入18.32 g 2-氯乙基磺酸鈉,反應4 h后減壓蒸餾除去甲苯,隨后利用二氯甲烷洗滌蒸餾后的物質,抽濾除去無機鹽和未反應的2-氯乙基磺酸鈉,再次減壓蒸餾除去二氯甲烷,得到黃褐色黏稠液;最后,利用加熱后的無水乙醇將黃褐色黏稠液(質量比為6 ∶1)充分溶解,冷卻重結晶過濾后得到粉末狀固體,干燥后得到異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉(收率89.4%)。

(2) 低溫油藏原位乳化驅油體系構建

將異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉與椰子油烷基二乙醇酰胺按不同質量比復配,評價質量濃度為0.4%時復配體系降低界面張力的能力和乳化性能,根據復配體系綜合性能確定低溫油藏原位乳化驅油體系的組成。

1.3 原油-地層水自乳化特征測定

按含水率(FW)為30%、 40%、 50%、 60%、 70%和80%,將一定量的原油與地層水混合,總體積為30 mL,然后放入29.8 ℃水浴鍋內,開啟乳化機,在攪拌速率500 r/min(對應的剪切速率為47.05 s-1)下攪拌30 min,測定不同含水乳液的黏度和觀察乳液的微觀形貌。

1.4 原位乳化驅油體系評價

配制濃度為0.4%的原位乳化驅油體系,按FW為30%、 40%、 50%、 60%、 70%和80%,將一定量的原油與0.4%原位乳化驅油體系混合,總體積為30 mL,然后放入29.8 ℃的水浴鍋內。開啟乳化機,在攪拌速率為500 r/min條件下攪拌30 min,測定不同含水乳液的黏度,觀察乳液微觀形貌。利用旋轉液滴界面張力儀測試原位乳化驅油體系降低界面張力的能力。利用高溫高壓形狀分析儀測定原位乳化驅油體系對親油巖片潤濕性的影響,實驗步驟如下:(1)制備巖心片并置于二甲基硅油中浸泡48 h得到親油巖心片;(2)使用高溫高壓形狀分析儀測量初始親油巖片接觸角;(3)將步驟(1)中制備得到的親油巖片置于濃度為0.4%的原位乳化驅油體系中浸泡不同時間(3 h, 12 h, 18 h, 24 h, 36 h, 48 h, 60 h和72 h),隨后測定巖片的接觸角變化。

1.5 核磁共振在線驅替實驗研究

實驗步驟如下:(1)測定干巖心信號;(2)用重水配制模擬地層水飽和巖心和配制體系,開展巖心驅替實驗;(3)建立巖心束縛水飽和度,采集T2譜圖及二維譜圖;(4)以3 m/d的速度向巖心中注入0.6 PV、濃度為0.4%的重水配制的原位流度智控驅油體系,采集驅替過程中的T2譜圖及二維譜圖;(5)以相同速度開展后續水驅至出口端沒有原油產出,采集后續水驅后的T2譜圖及二維譜圖。

2 結果與討論

2.1 異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉的表征

圖2為異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉的FT-IR譜圖。由圖2可知,2893.1 cm-1處特征峰為次甲基C—H伸縮振動吸收峰,1205.8 cm-1處特征峰為S=O伸縮振動吸收峰,1124.8 cm-1處特征峰為C—O—C伸縮振動吸收峰,1043.6 cm-1處特征峰為S=O伸縮振動吸收峰,728.3 cm-1處特征峰為亞甲基面內搖擺振動吸收峰,596 cm-1處特征峰為S—O伸縮振動吸收峰。實驗結果表明,制備的產物與目標產物結構一致。

ν/cm-1圖2 異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉的FT-IR譜圖Figure 2 FT-IR spectrum of sodium isomeric dodecanol polyoxyethylene ether sulfonate

2.2 低溫油藏原位乳化驅油體系構建分析

不同比例復配體系降低界面張力的能力和乳化性能如表2所示。當SIAPES與CDEA的質量比為1 ∶1時,油水界面張力值最低,為0.12 mN/m;不同復配比例下,原油與體系均乳化完全。而常用的低溫乳化劑(月桂酰胺丙基羥磺基甜菜堿)能將油水界面張力降低至1.72 mN/m。綜合界面張力和乳化液黏度,優選SIAPES ∶CDEA=1 ∶1為原位乳化體系開展后續研究。

表2 復配體系性能*Table 2 Compound system performance

2.3 原油-地層水自乳化特征分析

不同含水率下乳液黏度如圖3所示。在含水率介于30%～70%條件下,原油與地層水生成的乳液黏度均高于原油黏度。當含水率不超過60%時可發生完全乳化,乳液黏度隨著含水率的增加而增大;當含水率大于60%時,僅部分油水發生乳化,乳液黏度、增溶水相體積以及增溶率隨含水率增加而降低。

FW/%圖3 不同含水率下乳狀液黏度Figure 3 Viscosity of emulsion with different water content

粒徑特征描述了乳液液滴的形態,是乳液研究的重要標志之一。粒徑特征既可以在微觀上看到組成特征,也可以從宏觀上描述絮凝和聚結過程,其主要的參數有粒徑和粒徑分布[10-11]。根據乳液基本理論,乳液的平均粒徑越小,液滴之間的間距越小,粒徑分布越均勻,隨時間變化程度越小,相互融合速度越慢,乳液越穩定。本節實驗采用徠卡顯微鏡觀測乳液的類型、結構和粒徑大小,結果如圖4所示。液滴內相襯度明顯低于外相,因此在FW為30%～80%之間形成的乳液類型均為W/O型,乳狀液粒徑介于1.491～5.609 μm之間。隨著含水率的增大,乳液粒徑變大。隨著乳液液滴平均粒徑減小,液滴之間的摩擦力及范德華力增加,表現為黏度增大。一般認為,平均粒徑越小,粒度分布越均勻,乳狀液越穩定[12-13]。

圖4 不同含水率乳液的徠卡顯微鏡照片Figure 4 Leica microscope images of emulsions with different water content

2.4 原位乳化驅油體系性能評價分析

(1) 乳化性能

原位乳化驅油體系干預下,乳液的黏度如圖5所示。由圖5可知,原位乳化驅油體系與原油形成的乳液黏度達到594 mPa·s。當FW超過65%時,乳液黏度降低。與油水自乳化相比,原位乳化驅油體系與原油形成的乳液黏度更高,乳液的相變點更高。超過相變點后,原油與原位乳化驅油體系能夠發生部分乳化,形成乳液的黏度顯著高于原油以及油水自乳化乳液黏度,流度控制能力更強。

FW/%圖5 原位乳化驅油體系干預下不同含水率乳液的黏度Figure 5 Viscosity of emulsions with different moisture content under the intervention of in situ emulsification flooding system

原位乳化驅油體系干預下不同含水率乳狀液的徠卡顯微鏡照片如圖6所示,液滴內相襯度明顯低于外相,因此在FW為30%～80%之間形成的乳液類型均為W/O型,乳液粒徑介于1.1～2.6 μm之間。隨著含水率的增大,乳液粒徑變大,與油水自乳化相比,原位乳化驅油體系干預后的乳液粒徑更小,因此黏度更大。

圖6 原位乳化驅油體系干預下不同含水率乳狀液的徠卡顯微鏡照片Figure 6 Leica microscope images of emulsions with different water content under the intervention of in situ emulsification flooding system

(2) 潤濕性改善性能

巖片的潤濕性變化過程如圖7所示。隨著浸泡時間增加,接觸角逐漸減小并趨于穩定。在體系浸泡72 h后,巖片由強親油變為親水,接觸角由初始狀態的135.4°變成73.3°,出現潤濕反轉現象。由于疏水作用,表面活性劑分子的疏水鏈與原油當中的疏水基團相互作用形成雙層吸附結構,親水基團朝外,呈現一定的親水性,導致巖石表面潤濕性反轉。此外,“離子對”、“氫鍵作用”、“π-π堆積”和“疏水作用”機理也可能是引起巖心表面潤濕性的逆轉原因之一[14-15]。

吸附時間/h圖7 巖片接觸角的變化Figure 7 Change in contact angle of slice

2.5 原位乳化驅油體系驅油性能

非均質巖心(滲透率級差12)驅替過程中,原油飽和度的分布及變化特征如圖8所示。將橫坐標1～10 ms定義為小孔隙,10～100 ms定義為中孔隙,>100 ms定義為大孔隙。初始狀態下,小孔隙、中孔隙和大孔隙中原油占比分別為19.3%,70.0%和10.7%。水驅至含水率為98%后,小孔隙、中孔隙和大孔隙中原油采出程度分別為16.3%, 22.6%和28.0%,水驅階段的采收率為22.0%。注入原位乳化驅油體系后,小孔隙、中孔隙和大孔隙的采出程度分別為4.8%, 13.3%和18.3%,體系驅階段的采收率為12.1%。后續水驅階段,小孔隙、中孔隙和大孔隙的采出程度分別為16.2%, 14.7%和12.0%,該階段的采收率為14.7%。體系驅和后續水驅提高采收率共計26.8%。

T2/ms圖8 驅替過程中巖樣T2譜圖Figure 8 T2 spectrum of rock samples during displacement

驅替過程中含油飽和度的變化如圖9所示。初始狀態下,高滲層的含油量顯著高于低滲層,水驅階段注入水沿著高滲層中優勢通道發生竄流,低滲層幾乎沒有動用。注入原位乳化驅油體系后,高滲層的含油量顯著降低,低滲層被動用。后續水驅階段,高滲層和低滲層的含油量進一步降低,說明原位乳化驅油體系進入多孔介質后與原油就地乳化形成高黏乳液。乳液通過流度控制和賈敏效應擴大波及體積。此外,原位乳化驅油體系能降低油水界面張力至10-1mN/m,因此能增大高滲層和低滲層的洗油效率。

本文合成并表征了異構十三醇聚氧乙烯醚磺酸鈉,并與椰子油烷基二乙醇酰胺按照質量比1 ∶1復配構建了低溫油藏原位乳化驅油體系。結果表明:該體系能夠降低油水界面張力至0.12 mN/m;利用該體系對油水自乳化進行干預后,油水乳化的相變點從60%提高到65%,流度控制能力增強;體系能吸附在巖石表面,使親油巖心接觸角從135.4°降低至73.3°,實現潤濕性反轉;在滲透率極差12的條件下,體系驅及后續水驅提高了采收率26.8%,同時擴大了波及效率和洗油效率。