基于油田现状的表面活性剂微乳液驱探究

陈明（大庆油田第四采油厂，黑龙江 大庆 163000）

基于油田现状的表面活性剂微乳液驱探究

陈明（大庆油田第四采油厂，黑龙江 大庆 163000）

本文研究了阴-非离子型Gemini表面活性剂与烷基苯磺酸盐复配体系界面性能和乳化性能，并进行了微乳含量测定，确定最佳复配比为4∶1，在此基础上根据形成微乳含量确定最佳助剂为正丁醇，进而根据界面张力优选出最佳微乳液配方：0.4%ANG7-Ⅳ-7与烷基苯磺酸盐4∶1复配体系溶液/2%正丁醇溶液/原油。最后我们在低渗透油田岩心中进行不同类型微乳液驱油效果分析实验，该体系采收率达到47.3%，提高幅度最大，效果最好。

复配比；界面张力；乳化能力；采收率

国内外许多学者对低渗透油田开发进行了研究，但对低渗透油藏微乳液驱研究较少，并且目前国内外油田应用的表面活性剂主要是以钠盐为主的阴离子表面活性剂和非离子表面活性剂，然而阴离子耐盐性能较差，部分非离子表面活性剂对温度敏感，并且对环境有一定的污染，因此使用时受到一些限制[2]。阴-非离子型表面活性剂是一类混合型表面活性剂，Halide Akbaş等人研究发现它既能保持阴离子和非离子表面活性剂各自的优点，又可以防止色谱分离现象的发生，而且大大提高了体系的耐盐性和耐温性[3]。Gemini表面活性剂是由两个双亲分子的离子头基经联结基团通过化学键连接而成的[4-5]，Avinash Bhadani等人研究发现Gemini表面活性剂阻抑了有序聚集过程中头基间的分离力，极大地提高了表面活性[6]。

本文分别选用烷基苯磺酸盐（简写C16-8MXS）、1,4-丁二醇双聚氧乙烯醚（7）琥珀酸双酯双磺酸盐（简写ANG7-Ⅳ-7）及其复配体系配制微乳液，测定其体系的油水界面张力，并研究其乳化性能和形成微乳含量来确定其复配比，在此基础上对助剂的种类进行优选，最后利用界面张力性能确定表活剂及助剂最佳复配浓度，得到适合低渗透油藏微乳液驱的配方体系。

1 实验仪器及材料

实验所用仪器有旋滴界面张力仪(美国Texas—500型)，恒压恒速泵、岩心夹持器、量筒、活塞容器、真空泵、压力表、恒温箱。实验用药剂为ANG7-Ⅳ-7表面活性剂，C16-8MXS烷基苯磺酸盐，无水乙醇，正丙醇，正丁醇，叔丁醇，正戊醇，蒸馏水，液体石蜡。实验所用岩心、原油及地层水均取自大庆外围某低渗透油田。

2 实验方法

以原油为油相，将C16-8MXS、ANG7-Ⅳ-7用无水乙醇进行三次重结晶,在60℃下进行烘干,再进行真空干燥到恒重，将醇类重蒸后取其中间馏份使用。

2.1 界面张力实验

45℃温度下，用TX-500C旋滴界面张力仪对原油与不同体系之间的界面张力进行测定[9]。

2.2 乳化能力测试

配制不同浓度的复配表活剂水溶液，摇匀静置待用。在45℃下移取40ml表活剂水溶液和40ml原油于100ml具塞量筒中，将玻璃塞盖紧，上下摇晃震荡5次，静置60s，如此重复操作5次，将乳状液缓慢倒入100ml量筒中，记录下析出10ml水所需时间。将析出10ml水相所用时间的长短做为乳化性能的评价指标，时间越长，说明表面活性剂的乳化性能越好。

2.3 室内岩心模拟驱油实验

选取大庆外围某低渗透油田的天然岩心，先对岩心进行饱和油处理，再进行水驱至含水率为98%，记下水驱采收率，然后按照1:1的油水比配制上述微乳液体系，注入各岩心中进行微乳液驱，静置48h后再进行后续水驱至不出油为止，确定最终采收率。

3 表面活性剂复配体系筛选

3.1 单独使用烷基苯磺酸盐及ANG7-Ⅳ-7界面性能评价

界面张力是直接反应表面活性剂性能的重要指标，也是影响采收率的重要条件。分别配制浓度为0.5%-2.5%的烷基苯磺酸盐及ANG7-Ⅳ-7溶液，对其油水界面张力进行测定，其中油相选用大庆油田外围某低渗透油藏原油。

该研究结果表明，在复配比为2:1～3:1时，两者复配作用能够使大庆油水到达超低界面张力数量级(10-3mN/m)，但在复配比为4:1～5:1时，复配体系能够使油水界面张力到达10-4mN/m数量级，且在浓度为1%时即可到达临界胶束浓度，从而减少了表活剂用量，达到更好的经济效益。

3.3 ANG7-Ⅳ-7与C16-8MXS复配微乳含量测定

微乳液的含量是鉴定表面活性剂性能最直观的指标。将原油和上述四种复配比的表面活性剂溶液按体积比1:1分别混合，观察体系的分层划分情况。当表活剂的浓度高于临界胶束浓度时即可形成微乳液，当复配比为4:1-5:1时，形成的微乳液含量比其他复配比下形成的微乳液含量多，也就是说相比于其它复配比下更易形成微乳液。

综合以上性能评价可知，当复配比为4:1-5:1时，具有相对较好的界面性能，并且形成微乳含量较多，但两个复配比下界面张力和微乳含量相差较小，由于在4:1复配比下具有更好的乳化性能，因此我们确定4:1为最佳复配比。

4 结语

（1）ANG7-Ⅳ-7与C16-8MXS复配体系比单剂降低界面张力效果明显提高，且在复配比为4:1～5:1时，复配体系能够使油水界面张力降低至10-4mN/m数量级。

（2）随着ANG7-Ⅳ-7与C16-8MXS的复配比增大其乳化性能先增强后降低，在复配比为4:1时达到最大。

（3）当复配比为4:1～5:1时形成的微乳液含量较多，综合界面张力和乳化性能因素最终确定4:1为最佳复配比。

（4）正丁醇的加入使微乳液的含量增加最多，因而确定正丁醇作为助表面活性剂。

（5）测定不同体系的界面张力，最终确定0.4%的复配表活剂/2%正丁醇体系为最佳低渗透油藏微乳液驱油配方，用该体系进行微乳液驱最终采收率可达到47.3%，相比其它体系采收率提高幅度最大，效果最好。

[1]李道品．低渗透油田开发概论[J].大庆石油地质与开发，1997：36-40．