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【摘 要】表面活性剂DWS与大庆原油形成超低油水界面张力,矿化度对油水界面张力的影响不明显;表面活性剂不影响聚丙烯酰胺的增黏性能,与聚合物配伍性好,但在油砂上的吸附量相对较大.在低渗透天然岩心上,水驱后二元复合驱平均提高采收率12.0%.在近似黏度和界面张力条件下,三元复合体系比二元复合体系多提高采收率3~5个百分点,但三元复合体系比二元体系的化学剂成本高.亲水亲油平衡是无碱表面活性剂形成超低界面张力的机理,疏水碳链长,相对分子质量大是无碱表面活性剂的一个特征.合成无碱表面活性剂的方向包括选用更长的单一疏水碳链,或合成含两个疏水碳链的双子表面活性剂. 【期刊名称】《石油化工应用》
【年(卷),期】2018(037)006
【总页数】8页(P13-20)
【关键词】表面活性剂;超低界面张力;化学驱;提高采收率
【作 者】刘翎
【作者单位】中国石油辽河石油勘探局油气工程技术处,辽宁盘锦 124010
【正文语种】中 文
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彩碳粉【中图分类】TE357.46
三元复合驱技术（碱、表面活性剂、聚合物）始于20世纪80年代，其中表面活性剂和碱共同作用降低油水界面张力[1]，聚合物增加溶液的黏度，这种三元驱油体系在中高渗透油藏可实现提高采收率15%～28%，是现有提高采收率幅度最为显著的化学驱方法。1993年胜利油田在孤东开展了国内最早的三元复合驱实验，提高采收率约为13.4%[2]，此后国内三元复合驱技术的研究与应用主要集中于大庆油田、克拉玛依油田和河南油田。从1994年开始，中国石油先后开展了多个三元复合驱先导实验和工业应用实验[3]。
三元复合驱先导实验和工业实验均取得显著的提高采收率效果，并且用国产重烷基苯磺酸盐表面活性剂取代了进口的ORS41，用弱碱碳酸钠取代了强碱氢氧化钠，在一定程度上减轻了强碱带来的腐蚀结垢问题，为三元复合驱工业化应用提供了充分的论证。同时表面活
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性剂工业化生产、驱油机理、注采工艺、采出液地面处理等技术基本配套。目前，三元复合驱已进入工业化应用阶段，大庆油田有四个应用区块[4]，共涉及注入井463口，采出井541口，地质储量 28.614×106m3，2015年工业化应用产量突破300×104t。
即使选用弱碱体系，在物理及化学防垢措施的保护下，三元复合驱的检泵周期可达到160 d，仅有聚合物驱检泵周期的一半，仍然无法避免腐蚀结垢的问题。另外，产出液乳化严重，给后续的破乳和脱水工艺带来很大负担，也大幅度增加了地面工艺的药剂成本。因此，急需发展无碱二元复合驱技术。中石化胜利油田是二元复合驱技术的代表，采用阴-非离子表面活性剂复配，将非离子表面活性剂分子“嵌入”到阴离子表面活性剂的界面层空腔中，实现超低界面张力[5]。2003年胜利油田在孤东七区开展了无碱二元复合驱先导实验，注采井26口，实验区提高采收率14.8%，含水率由实验前的98.3%最低下降到60.4%。2008年二元复合驱技术成熟配套，进入工业化应用阶段。目前实施19个项目，提高采收率8%～15%。2012年10月，胜利油田对于高温高黏普通稠油油藏（孤岛东区南Ng3-4单元）也进行了二元复合驱实验，地层温度71℃，地下原油黏度130 mPa·s。注入二元段塞后，综合含水下降了13.8%，日产油量由279 t增大到790 t，提高采收率5.4%[6]。2009-2012年间，中石油先后在吉林红岗油田、辽河锦16、大港港西油田开展了二元复合驱先导实验[7]，
各个方案预期提高采收率15%左右。截止到2016年底锦16区块阶段提高采收率11.7%，预计最终提高采收率18%；七中区阶段提高采收率12.2%，含水率由实验前的95%最低下降到47.5%，预计提高采收率18%[8]。
最近几年开发出一些新型无碱表面活性剂，虽然在不加碱的条件下能与原油形成超低的界面张力，在中高渗透油藏开展了研究和应用，但是这类新型无碱表面活性剂的种类不多，在低渗透油藏和聚合物驱后油藏的应用效果未见报道。本文研究了由无碱表面活性剂DWS和聚合物组成的二元复合体系的理化性能及驱油效果。
1 实验部分
1.1 实验药剂与仪器
实验药剂：十二烷基苯磺酸钠、十六烷基苯磺酸钠、氯化纳、氢氧化钠为分析纯试剂；椰油基酰胺丙基甜菜碱（CAB-30）：有效物含量30%，浙江赞宇科技公司产品；芥子酰胺丙基甜菜碱：有效物含量30%，杭州雅威化工有限公司产品；二十二烷基苯磺酸（XOF30S）：有效物含量96%，美国亨斯迈公司产品；双子表面活性剂（DWS）：非离子型表面活性剂，有效物含量50%，大连戴维斯化学剂有限公司产品。
聚丙烯酰胺：相对分子质量分别为600万，1 200万，2 500万，3 500万，大庆炼化公司产品；原油为大庆油田井口脱水原油，模拟水为氯化钠浓度5 000 mg/L的盐水。
岩心：大庆天然岩心（直径2.5 cm，长10 cm），人造三层非均质方岩心（尺寸45 cm×45 cm×30 cm，平均渗透率1 000 mD，渗透率变异系数0.72）。
主要仪器：恒温箱（Memmert UN55plus）、电子天平（梅特勒-托利多XPE603S）、旋转滴界面张力仪（型号TX-500C，美国 Bowing Industry Corp）、浊度仪（美国HACH 2100N）、布氏黏度计（型号 DV-Ⅲ）、物理模拟驱油装置。
1.2 实验方法
加壳
二十二烷基苯磺酸钠的制备：先用模拟水配成5.0 wt%的二十二烷基苯磺酸（XOF30S）溶液，然后用10.0 wt%的氢氧化钠溶液中和到pH值等于9.5，得到烷基苯磺酸钠溶液。
溶解性评价：用两种方法评价室温（25℃）下表面活性剂的溶解性，（1）根据浓度1.0 wt%的表面活性剂溶液外观判断，表面活性剂完全溶解对应溶液澄清透明，不能完全溶解则溶液外观表现为不同程度的混浊状态。（2）用溶液的浊度大小表示，浊度越大，表示溶
解性越差。
油水界面张力测量：参照石油天然气行业标准SY/T5370-1999，旋转滴法测量，水相中聚合物（相对分子质量1 200万）浓度1 000 mg/L，温度45℃。
表面活性剂DWS抗吸附性测试：按照液固质量比9：1的比例，把80～100目洗油后的大庆天然油砂加入二元复合体系中（聚合物相对分子质量1 200万，浓度1 000 mg/L，表面活性剂DWS浓度0.3%），把二元体系和油砂摇晃均匀后放入45℃恒温振荡水浴中，恒温吸附24 h。然后把吸附后的样品倒入离心管中，以7 000 r/min的转速离心分离5 min，取上层液相，测试油水界面张力。重复上述步骤，向离心后的液相中再次加入油砂，以测试的界面张力满足小于0.01 mN/m时的吸附次数多少来表征二元复合体系的抗吸附性，满足超低界面张力的吸附次数越多，表明无碱表面活性剂的抗吸附性能越好。
岩心驱替实验：岩心首先抽真空饱和水，然后饱和油，老化一天后进行水驱，含水大于98%后进行复合驱（包括后续水驱），实验过程中记录注入压力和水驱、复合驱阶段的采出油量。
2 二元复合体系理化性能
2.1 油水界面张力性能
表面活性剂DWS和相对分子质量1 200万聚合物组成的二元体系与大庆原油的动态界面张力性能（见图1），各浓度表面活性剂溶液的油水界面张力随测试时间逐渐降低，表面活性剂浓度在0.05%～0.5%的范围内，测试时间到120 min时的油水界面张力都小于0.01 mN/m，满足驱油用表面活性剂对超低界面张力的要求。实验同时研究了矿化度对表面活性剂DWS油水界面张力性能的影响（见图2），矿化度从2 400 mg/L增加到10 000 mg/L，表面活性剂/聚合物二元体系（聚合物浓度800 mg/L，表面活性剂浓度0.1%）的油水界面张力变化不大，都能满足超低界面张力要求，表明表面活性剂DWS对大庆油田注入水有较好的适应性。
部分水解聚丙烯酰胺本身不具有表面活性，一般认为聚丙烯酰胺不影响表面活性剂的界面张力性能，这个认识主要是从三元复合体系的界面张力性能得到的。三元体系中含有大量的强碱或弱碱，显著降低了聚合物的增黏性能，导致现场应用的三元复合体系的黏度不是很高，一般在40 mPa·s左右。二元复合体系中没有碱，聚合物浓度不需要太高就可使体系黏度超过40 mPa·s，甚至达到 100 mPa·s以上，因此需要考察高黏度条件下界面张力的变
化。超高相对分子质量聚合物（3 500万）与表面活性剂DWS组成的二元体系的平衡油水界面张力（测试2 h对应的界面张力）（见图3），随着聚合物浓度的提高，二元体系黏度快速增大，二元体系的平衡界面张力逐渐升高。对于中、低分子量聚合物，表面活性剂浓度在0.05%～0.3%范围内，二元体系能与大庆原油达到超低界面张力，但黏度高（205 mPa·s）的二元体系的油水界面张力难以达到超低范围。聚合物浓度对二元复合体系界面张力的影响比对三元复合体系界面张力的影响明显。
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