耐溫抗鹽降壓增注用表面活性劑室內(nèi)研究

楊 姍，吳慶凱，胡朋朋，李金平，丁錫剛，齊書磊

（山東新港化工有限公司，山東東營(yíng) 257000）

在油井注水開發(fā)時(shí)，一是提高注入壓力，但由于超破裂壓力注水，水沿裂縫突進(jìn)，造成油層水淹、驅(qū)油效率低、波及體積小且套損嚴(yán)重；二是縮小井距，但低滲油藏儲(chǔ)油豐度低，井網(wǎng)過密，單井所控制的可采儲(chǔ)量少，投資成本高。低滲油藏開發(fā)，微觀上低滲儲(chǔ)層孔喉細(xì)小，兩相流狀態(tài)下賈敏效應(yīng)嚴(yán)重，導(dǎo)致吸水能力差，滲流能力弱；宏觀上表現(xiàn)為“注不進(jìn)、采不出”，因此，生產(chǎn)上迫切需要既降低注水壓力又可提高驅(qū)油效率的新方法。

研究認(rèn)為，表面活性劑能夠降低油水界面張力，減小水驅(qū)殘余油的毛管阻力，能夠通過增溶作用，“軟化”孔喉處原油，促進(jìn)油珠拉伸和變形，消除低滲孔喉處的賈敏效應(yīng)；還能提高水驅(qū)洗油效率，增加水驅(qū)毛管數(shù)。因此，注入合適的表面活性劑，是解決目前油田存在問題的有效方法之一[1-8]。

根據(jù)我國(guó)低滲透率儲(chǔ)層情況，常見的損害有：水敏性損害，固相堵塞，結(jié)垢，此外，低滲透油藏由于巖性致密、滲透率低，界面作用進(jìn)一步增大了油水的滲流阻力。對(duì)此，國(guó)內(nèi)油田多采取的是在注入水中加入化學(xué)體系來改善水驅(qū)效果，但影響注水開發(fā)效果的因素很多，而當(dāng)前使用的化學(xué)體系都比較復(fù)雜，往往達(dá)不到理想的應(yīng)用效果[9，10]。因此，結(jié)合油田實(shí)際技術(shù)需求，筆者研發(fā)了一種降壓增注用表面活性劑，優(yōu)選脂肪酸二乙醇酰胺和脂肪醇聚氧乙烯醚（磺酸鹽）表面活性劑進(jìn)行復(fù)配，另外加入一定比例的聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性劑，進(jìn)一步增強(qiáng)其表面活性，引入性能優(yōu)良的松香胺，使其表現(xiàn)出更好的驅(qū)油增注效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料和儀器

1.1.1 實(shí)驗(yàn)原料（見表1）

表1 主要實(shí)驗(yàn)原料一覽表Tab.1 List of main experimental materials

1.1.2 實(shí)驗(yàn)儀器（見表2）

表2 主要實(shí)驗(yàn)儀器一覽表Tab.2 List of main experimental instruments

1.2 制備方法

取10%～20%的脂肪酸二乙醇酰胺、5%～10%的脂肪醇聚氧乙烯醚（磺酸鹽）、3%～5%聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性劑[11，12]、5%～10%的異丙醇及余量水，置于反應(yīng)釜中，在溫度20～40 ℃下，攪拌30～40 min，即得所述耐溫抗鹽降壓增注用表面活性劑。

根據(jù)如上方法配制如下三種復(fù)配體系：

A：降壓增注用表面活性劑；

B：復(fù)配體系中未加入聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性劑；

C：復(fù)配體系中加入的聚硅氧烷聚醚表面活性劑未引入松香胺。

1.3 性能評(píng)價(jià)

質(zhì)量濃度為0.3%的表面活性劑溶液配制：準(zhǔn)確稱取3.000 0 g 表面活性劑，蒸餾水溶解后，加入1 000 mL容量瓶中，定容至刻度線，搖勻待用。

配制如上三種復(fù)配體系質(zhì)量濃度為0.3%的溶液，分別對(duì)如下各性能進(jìn)行評(píng)價(jià)。

1.3.1 油水界面張力測(cè)定 用TX-500C 旋轉(zhuǎn)滴超低界面張力儀，密度差Δρ=0.100 0（煤油的為0.200 0），轉(zhuǎn)速T=5 000 r/min，在地層溫度（70 ℃）下，測(cè)定表面活性劑溶液和實(shí)驗(yàn)脫水原油（或者煤油）之間的界面張力，取不同時(shí)間段的界面張力值。

1.3.2 表面張力測(cè)試 在25 ℃條件下，用JYW-200D全自動(dòng)表面張力儀測(cè)其表面張力值，連續(xù)測(cè)量三次，取其平均值。

1.3.3 接觸角 在70 ℃條件下，用接觸角測(cè)定儀測(cè)其溶液與巖樣（經(jīng)過處理）表面的接觸角。

1.3.4 熱穩(wěn)定性 將配好的溶液放入恒溫干燥箱中，在溫度150 ℃下恒溫老化48 h，根據(jù)1.3.2 和1.3.3 分別測(cè)定其表面張力值和接觸角。

1.3.5 抗鹽能力測(cè)定 模擬鹽水（20 000 mg/L）：NaCl：CaCl2：MgCl2·6H2O=7：0.6：0.4（質(zhì)量比）。用模擬鹽水配制0.3%的表面活性劑溶液100.0 g，攪拌均勻后記錄溶液實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象，根據(jù)1.3.2 和1.3.3 分別測(cè)定其表面張力值和接觸角。

1.3.6 洗油率 根據(jù)中國(guó)石化集團(tuán)勝利石油管理局有限公司企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)Q/SH1020 2252-2019 的降壓增注用表面活性劑技術(shù)要求[13]中的6.6 進(jìn)行洗油率的測(cè)定和計(jì)算。

1.3.7 物模實(shí)驗(yàn) 實(shí)驗(yàn)均在常溫下進(jìn)行。

（1）將柱狀φ2.5 cm×7 cm 巖心抽真空、飽和蒸餾水，水測(cè)巖心滲透率；

（2）以0.1 mL/min 的速度，注入0.3%降壓增注用表面活性劑0.5 PV，在常溫下靜置24 h；

（3）后續(xù)水驅(qū)，直至壓力基本穩(wěn)定，記錄驅(qū)替壓力變化情況。

2 結(jié)果與討論

2.1 基本性能

三種復(fù)配體系溶液與區(qū)塊原油（或者煤油）間的界面張力隨時(shí)間變化趨勢(shì)的對(duì)比結(jié)果（見圖1 和圖2），其他性能對(duì)比結(jié)果（見表3）。

圖1 三種表面活性劑溶液與煤油間的界面張力值對(duì)比Fig.1 Comparison of interfacial tension values between three surfactant solutions and kerosene

圖2 三種表面活性劑溶液與區(qū)塊原油間的界面張力值對(duì)比Fig.2 Comparison of interfacial tension values between the three surfactant solutions and the crude oil

表3 三種表面活性劑溶液性能的對(duì)比檢測(cè)結(jié)果Tab.3 Comparative test results of the performance of three surfactant solutions

無論針對(duì)煤油還是區(qū)塊原油，0.3%質(zhì)量濃度的降壓增注用表面活性劑溶液A 在地層溫度70 ℃下，都能在較短的時(shí)間內(nèi)將油水界面張力降低到5.0×10-3mN/m以下，在這種情況下，油珠容易被拉伸而變形，毛細(xì)管數(shù)明顯增加，洗油率達(dá)到σ=48.5%，滿足Q/SH1020 2252-2019 降壓增注用表面活性劑技術(shù)要求[13]，洗油效果較好，可作為一種良好的驅(qū)油劑。

在高溫（150 ℃）和高含鹽量（20 000 mg/L）條件下，復(fù)配體系溶液A 也表現(xiàn)出較高的表面活性，表面張力低至24 mN/m；潤(rùn)濕性也明顯好于其他兩種表面活性劑溶液B 和C，復(fù)配體系溶液A 使得巖石表面發(fā)生了潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)，由親油轉(zhuǎn)為親水，巖石表面的水潤(rùn)濕性增加，就減小了注入水的流動(dòng)阻力，消除了低滲孔喉處的賈敏效應(yīng)，進(jìn)而起到非常好的降壓效果[14，15]。

綜合對(duì)比這三種復(fù)配體系溶液的各性能，從對(duì)比數(shù)據(jù)來看，聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性劑的加入，使得表面活性劑溶液A 的各性能都有明顯的提高，而且表現(xiàn)出良好的抗溫和耐鹽性，即在150 ℃和含鹽量20 000 mg/L 的條件下，仍然能保持較好的表面活性，這說明復(fù)配體系溶液A 在油藏地層中有著很好的適用性。

另外，對(duì)降壓增注表面活性劑復(fù)配體系A(chǔ) 的界面活性進(jìn)行了長(zhǎng)達(dá)30 d 的穩(wěn)定性考察，考察期間，樣品既沒有沉淀產(chǎn)生，也沒有出現(xiàn)分層（見表4）。從評(píng)價(jià)結(jié)果表4 來看，30 d 內(nèi)，表面張力和油水界面張力都沒有明顯的變化，仍能保持較低的表面張力和超低油水界面張力，只是達(dá)到超低界面張力值的時(shí)間延長(zhǎng)了（見圖3、圖4）。這說明，該降壓增注用表面活性劑復(fù)配體系A(chǔ) 在30 d 的考察期內(nèi)可以一直保持較高的界面活性，穩(wěn)定性良好。

圖3 復(fù)配體系A(chǔ) 在30 d 后與煤油的界面張力變化Fig.3 Change of interfacial tension between compound system A and kerosene after 30 d

圖4 復(fù)配體系A(chǔ) 在30 d 后與區(qū)塊原油的界面張力變化Fig.4 Change of interfacial tension between complex system A and crude oil after 30 d

表4 復(fù)配體系A(chǔ) 界面活性30 d 穩(wěn)定性評(píng)價(jià)結(jié)果Tab.4 Stability evaluation results of interfacial activity of complex system A for 30 d

2.2 物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果

對(duì)0.3%降壓增注表面活性劑復(fù)配體系A(chǔ) 溶液進(jìn)行物模實(shí)驗(yàn)，應(yīng)用效果（見表5），驅(qū)替實(shí)驗(yàn)壓力曲線（見圖5）。

圖5 0.3%復(fù)配體系A(chǔ) 溶液物模實(shí)驗(yàn)壓力曲線Fig.5 Model experimental pressure curve of 0.3% complex system A solution

表5 0.3%復(fù)配體系A(chǔ) 溶液對(duì)巖心的降壓增注效果Tab.5 Effect of 0.3% complex system A solution on reducing pressure and increasing injection of core

結(jié)果顯示，第二次水驅(qū)階段的壓力比第一次水驅(qū)階段的壓力降低了約25.55%，這表明，復(fù)配體系A(chǔ) 可以有效降低油水界面張力，改善潤(rùn)濕性，減小注入水流動(dòng)阻力，從而降低注入水壓力，是一種針對(duì)低滲油藏降壓增注用的有效驅(qū)油表面活性劑。

3 結(jié)論

本文優(yōu)選的一種降壓增注用表面活性劑，以脂肪酸二乙醇酰胺和脂肪醇聚氧乙烯醚（磺酸鹽）表面活性劑進(jìn)行復(fù)配，另外加入一定比例的聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性劑，進(jìn)一步增強(qiáng)其表面活性，引入性能優(yōu)良的松香胺，使其表現(xiàn)出更好的驅(qū)油增注效果。該耐溫抗鹽降壓增注用表面活性劑體系在滲透率小于10×10-3μm2～50×10-3μm2的低滲透砂巖油藏注水開采中具有較好的應(yīng)用前景。