表面活性剂的润湿性及增注机理研究

胡 荣（中石化河南油田分公司技术处，河南 南阳473132）

郑延成（长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州434023）

表面活性剂的润湿性及增注机理研究

胡 荣（中石化河南油田分公司技术处，河南 南阳473132）

郑延成（长江大学化学与环境工程学院，湖北 荆州434023）

研究了改变低渗透砂岩亲水性油气层润湿性对增注性能的影响。通过测定表面张力和润湿角筛选出了常规表面活性剂ABS、OPT以及两性Gemini表面活性剂GC26。通过岩心驱替试验考察了表面活性剂的增注性能和对岩心的油水相对渗透率的影响。结果表明，0.5%ABS、0.1%GC26、0.5%OPT的表面张力分别为25.07、28.33、29.57mN/m。活性剂处理岩心后，岩心表面润湿性向弱亲油方向移动，等渗点时含水饱和度下降，尤其是Gemini表面活性剂GC26，含水饱和度降到48%，显示出孔喉表面转变为亲油，岩心水相渗透率提高幅度达到86.57%，具有较好的增注效果。结合GC26的结构特点及表面性质，分析了表面活性剂增注效果的差异，认为提高吸附膜的致密性及疏水性程度是增注的关键。

Gemini表面活性剂；表面张力；润湿性；增注

双河油田经过长期注水开发后储层润湿性沿 “亲油－弱亲油－中间润湿偏亲油”向 “中间润湿－中间润湿偏亲水－弱亲水－亲水”的方向变化，注水压力逐渐上升。针对双河油田这一问题，根据低渗油田渗吸驱油的机理［1～4］，采用Gemini表面活性剂和传统表面活性剂对岩石矿物表面进行处理，改变润湿性，使油水相对渗透率曲线发生变化，探讨润湿性与增注性的关系，从而为低渗油田的非酸增注技术应用实践打下理论基础。

1 试验部分

1.1 试剂及仪器

1）试剂 重烷基苯磺酸盐ABS，非离子表面活性剂PE2040、OS-15、OPT，阳离子表面活性剂1631，阴离子表面活性剂JFC，均为工业品两性Gemini表面活性剂GC26，分子式：C14H29—PO－4—（CH2）2—N＋（CH3）2C12H25；河南双河油田模拟地层水、岩心。

2）仪器 QBZY2全自动表面张力仪；JC2000C接触角测定仪；岩心驱替试验装置。

1.2 试验方法

1.2.1 表面张力的测定

在地层水中，加入质量分数为0.5%的表面活性剂，恒温振荡，待其充分溶解后，静置24h，用QBZY2全自动表面张力仪测定溶液在30℃时的表面张力。

1.2.2 润湿性的测定

将洗油、干燥后的岩心薄片置于用地层水配制的表面活性剂溶液中，在地层温度60℃下恒温吸附12h，取出岩心薄片80℃下烘干，测定水在岩心薄片表面的润湿角。

1.2.3 岩心模拟增注试验

油水相对渗透率曲线的测定方法参照标准ST/T 5345-1999进行。用地层水测定岩心原始渗透率，用煤油饱和岩心，测油水相对渗透率曲线后，注入表面活性剂溶液2PV，地层温度60℃下恒温吸附8h，再用地层水驱，注入煤油，再测定处理后岩心的油水相对渗透率。

2 试验结果与讨论

2.1 表面活性与润湿角

表面活性剂的表面张力、处理岩心后的润湿角以及60℃下水溶液的稳定性试验结果见表1。

表1 表面活性剂的表面张力及其与模拟地层水的稳定性

一般情况下，对于用两亲化合物处理的表面，若薄片表面的水润湿角较小，说明水在岩心薄片表面能更好地铺展，亲水性强。从表1数据可知，表面活性剂ABS、OPT、GC26的水润湿角较大，说明水湿性较弱，同时这3种表面活性剂有较低的表面张力，而且在地层温度60℃下溶解性好，因此可用于后续增注性能评价。

2.2 表面活性剂对油水的相对渗透率曲线影响

采用河南油田岩心SH-5、SH-3、SH6127测试表面活性剂ABS、OPT、GC26注入岩心前后相对渗透率，结果见图1～3（图中，Kro、Krw和Kros、Krws分别为岩心的原始油和水的相对渗透率及活性剂处理后油和水的相对渗透率；Sw为含水饱和度）。

图1 0.5%ABS注入前后岩心SH-5的相对渗透率曲线

由图1～3可以看出，用常规表面活性剂OPT处理岩心后，等渗点时含水饱和度由原始的72%降到51%；用Gemini表面活性剂GC26处理岩心后，等渗点含水饱和度由55%降到48%；重烷基苯磺酸盐ABS在质量分数为0.5%时，等渗点含水饱和度由51.5%降到48.5%。可见注入表面活性剂OPT、GC26和ABS后，油、水等渗点左移，说明油层岩石表面物理性质发生了变化，岩石表面亲水性减弱，亲油性增强。

图3 0.5%OPT注入前后岩心SH-3的相对渗透率曲线

2.3 表面活性剂的增注性评价

在不同的天然岩心中分别注入2PV表面活性剂ABS、OPT和GC26溶液，测定注剂前后水相渗透率的变化，试验结果见表2。

表2 活性剂处理前后水相渗透率变化

由表2可以看出，在3支岩心中分别注入2PV的0.5%ABS、0.1%GC26和0.5%OPT后，岩心的水相渗透率分别提高了（1.344、5.311、0.747）×10－3μm2，增加率分别为42.10%、86.57%和58.73%。可见岩心水相渗透率均有较大程度提高，尤其是Gemini表面活性剂GC26增注性能最为突出。

综合分析3种表面活性剂的活性、润湿角和相渗曲线可以得出，ABS的表面张力最小，GC26居中，OPT最高；GC26水润湿角最大，等渗点时含水饱和度最小，其增注性能最好。由此可见，岩石表面润湿角及等渗点时含水饱和度的变化对增注性能的影响要比表面张力的影响更大。

3 表面活性剂增注机理

3.1 表面活性剂的润湿性

岩石表面的润湿性不仅是控制油、水在孔隙中微观分布状态的重要因素，而且对油、水两相的渗流特征也有重要影响。岩石润湿性可根据下面的经验法进行判断：①水湿岩石的原始含水饱和度一般为10%～25%，而油湿岩石的原始含水饱和度一般小于10%；②当岩石油和水的相对渗透率相等时，若含水饱和度大于50%为水湿，小于50%则为油湿。由前面的相渗曲线知，双河区块油层岩心含水饱和度在30%以上，有较强的亲水性。在水湿岩心中，水相流动，易把小孔隙中的油捕集到大孔道中聚集，而阻碍水的流动，引起水相渗透率下降，同时水湿岩心的亲水特性，其表面会形成水膜，注入水在通过这些具有水膜的通道时，势必会与水膜结合，产生类似于堵塞水流通道的效应，因此需要更大的能量通过，使驱动压力升高。

用0.5%OPT和0.1%GC26处理岩心后，等渗点时含水饱和度减小到50%左右，岩心表面的润湿性均由亲水向亲油方向移动，增注性能好。尤其是GC26处理的岩心在等渗点时含水饱和度最低，水相渗透率提高幅度更大，表明Gemini表面活性剂GC26的亲油性和增注性能好于OPT，这与其分子结构及分子在界面上的排列程度有关。为便于分析，将文献 ［5，6］报道的有关表面活性剂的表面性质列于表3中。

表3 表面活性剂的表面性质

由表3数据可知，单头单尾表面活性剂ABS、C12H25SO4Na和C14H29SO4Na分子在表面或界面的占有最小面积分别为0.583、0.56nm2，而Gemini表面活性剂GC26的分子占有面积为0.53nm2，Gemini表面活性剂分子单链占有面积为传统表面活性剂的一半，因此Gemini表面活性剂分子的排列更为紧凑。当表面活性剂注入水层后，一方面使油水界面张力降低，使油滴从岩石表面剥离，同时可使油滴通过狭窄孔喉；另一方面，活性剂以分子（或离子）态溶解于液相中，形成胶束，活性剂吸附到孔壁并形成表面膜，由于Gemini表面活性剂的特殊排列结构，分子中两个亲水基团吸附于亲水矿物表面，疏水链背离固体表面，在高于临界胶束浓度时表面活性剂分子形成胶束和多吸附层，分子的排列也更为致密，有效改变储层岩石表面的润湿性，使得岩层表面水膜变薄。同时分子中有多个亲水基团产生多点吸附，导致Gemini表面活性剂形成的润湿膜比相同类型的传统表面活性剂从固体表面的解离更为困难。因此，其增注性能及耐冲刷能力比单链单头基表面活性剂更强。

3.2 表面活性剂降低流体注入压力

根据注入流体的压降与流体通过孔喉的毛细管阻力分析表面活性剂的降压增注。

在通常情况下，注入流体的压差（ΔP）与流体流量（Q）的关系为：

式中，μ为流体粘度，mPa·s；h为油层厚度，m；Rr和rw为供液半径和井筒半径，m；K、Kw分别为绝对渗透率、注入水的有效渗透率，10－3μm2；Krw为水的相对渗透率。

可见，在保持其他参数不变的情况下，注入压力与有效渗透率成反比。因此，提高地层注入水的有效渗透率，或者改变储层表面的性质，提高水的相对渗透率，均可以降低压差。3种表面活性剂注入地层后，水的相对渗透率均大幅提高，注入压力也随之下降。

根据毛细管阻力Pc公式：Pc＝2γcosθ/r，在孔喉半径r一定时，当水润湿角θ增大，cosθ变小；同时，表面或界面张力γ的降低，使得毛细管阻力Pc也降低。因此，采用表面活性剂降低油水界面张力及改变润湿性，油藏中天然气或原油只需克服较小的毛细管阻力Pc就能从地层采出。

4 结 论

1）针对双河区块注水困难的问题，筛选出了3种表面活性剂0.5%ABS、0.5%OPT、0.1%GC26时，表面张力分别为25.07、29.57、28.33mN/m。3种活性剂均可以降低岩石表面的亲水性。

2）ABS、GC26、OPT这3种表面活性剂处理岩心后等渗点时含水饱和度均向左移，水相渗透率分别提高42.10%、86.57%和58.73%。润湿性改变的程度越大，水相渗透率提高幅度越大。GC26的增注效果最好。

3）表面活性剂的降压增注是表面活性剂降低表面或界面张力和润湿性转变的复合作用结果。表面活性剂的活性使得残余油滴容易通过较窄通道；表面活性剂改变亲水岩层润湿性，使岩层向油湿方向移动，适当碳链长度的Gemini表面活性剂分子排列致密，显示出较好的改变岩层的润湿性能，表现出较好的增注能力。

［1］庞子俊，史成恩.低渗透亲水油层伤害机理及保护措施 ［J］.石油勘探与开发，1989，16（4）：66～73.

［2］李军，蔡毅，崔云海.长期水洗后储层孔隙结构变化特征 ［J］.油气地质与采收率，2002，9（2）：68～70.

［3］刘卫东.低渗透油田润湿反转降压增注技术及应用 ［J］.辽宁工程技术大学学报（自然科学版），2009，28（4）：146～149.

［4］唐敬珍，方晓红.表面活性剂降压增注技术在低渗透油田应用研究 ［J］.化工时刊，2008，18（1）：51～54.

［5］郑延成，韩冬，王红庄.两性孪联表面活性剂的合成及溶液性质 ［J］.化学通报，2007，13（4）：309～312.

［6］Rosen M J.Surfactants and interfacial phenomena ［M］.New Jersey：John Wiley ＆Sons，Inc，2004.

The Rock Wettability and Stimulation Mechanism of Surfactants

HU Rong，ZHENG Yan-cheng（First Author's Address：Department of Technologic Management，Henan Oilfield Company，SINOPEC

The effect of wettability of water-wet reservoirs with low permeability on stimulation property was studied.Surfactants ABS，GC26and OPT as well as Gemini Surfactant were screened out by detecting its surface tension and wettability.The effects of surfactants on stimulation property and on oil-water permeability of cores were studied by detecting surface tension.The injection mechanism of surfactants were discussed by relative permeability.The results show that the surface tensions of 0.5%ABS，0.1%GC26and 0.5%OPT are 23.07，28.33and 29.57mN/m respectively，and wettability of the core surfaces was altered from water wet reservoirs to weak oil wet reservoirs，especially，water saturation of Gemini surfactant GC26was reduced to 48%as water saturation was reduced at isotopic point.When water saturation of cores was risen to 86.57%，the wettability on pore throat surface was turned to oil wet and good oil incremental effect was obtained.In combination with the structural features and its surface property of GC26，the differences of stimulation of the surfactant are analyzed，it is considered that the key factor for enhancing the stimulation effect is to raise the compactness of adsorption and hydrophobic level.

Gemini surfactant；surface tension；wettability；stimulation

TE357.46

A

1000-9752（2012）04-0143-04

2012-01-20

中国石油化工股份有限公司重点科技攻关项目（P05049）。

胡荣（1963-），女，1983年江汉石油学院毕业，工程硕士，高级工程师，现主要从事油气田开发与管理工作。

［编辑］ 苏开科