耐温抗盐型复合表面活性剂驱油体系的合成及应用

郭宇

（中国华油集团公司，北京 100101）

0 引言

西部某油田属于高温、高矿化度油藏，并且已经进入高含水、高采出程度的“双高”阶段，采用水驱开采稳产难度加大［1-3］。近年来针对高温、高矿化度油藏的化学驱研究结果表明，此类油藏不适合采用碱驱和聚合物驱，而表面活性剂驱和泡沫驱在此类油藏的开发中具有比较大的潜力。这2种化学驱采用的主要驱油剂均为表面活性剂，所以开展耐温抗盐型表面活性剂驱油体系的研究，对高温、高矿化度油藏实现稳产增产、提高采收率具有比较重要的现实意义［4-14］。

本文针对目标油田随着开采深度的增加，地层温度升高、地层水矿化增大、常规表面活性剂难以满足耐温抗盐的要求，设计合成了一种新型阴-非离子表面活性剂AN-2，并复配以磺酸盐型Gemini表面活性剂GS-1，研制出一种耐温抗盐型复合表面活性剂驱油体系。在室内评价了驱油体系的抗温性能、抗盐性能、长期热稳定性、动态吸附性能以及驱油性能，并在现场开展了先导性驱油试验，实现了在目标油田储层温度125℃、矿化度15.3×104mg/L条件下的成功应用。

1 实验部分

1.1 实验试剂

氢氧化钠、甲苯、2-氯乙基磺酸钠，均为分析纯试剂，脂肪醇聚氧乙烯醚AEO（海安石油化工厂）、阴-非离子表面活性剂AN-2（自制）、磺酸盐型Gemini表面活性剂 GS-1（市售）、储层原油（黏度 4.5 mPa·s，50 ℃）、地层水（离子组成见表1）。

表1 地层水离子组分分析结果

1.2 主要仪器

TX500C型全量程旋转滴表界面张力仪（上海中晨数字技术设备有限公司）、TG18G高速离心机（湖南凯达科学仪器有限公司）、SHJ-A6水浴恒温磁力搅拌器（常州华奥仪器制造有限公司）、多功能岩心驱替实验装置（南通仪创实验仪器有限公司）。

1.3 新型阴-非离子表面活性剂的合成

首先，向500 mL四口烧瓶中加入一定质量比的脂肪醇聚氧乙烯醚和氢氧化钠，再加入一定量的甲苯，在70℃下加热搅拌反应3 h，除去水和多余的甲苯，得到反应中间产物；然后，将中间产物转移到玻璃反应釜中，并向反应釜中加入一定量的甲苯和2-氯乙基磺酸钠，升高温度至80℃，保温反应8 h后，水洗2次；最后，分离提纯即得到最终产物——新型阴-非离子表面活性剂AN-2。

1.4 复合表面活性剂驱油体系

阴-非离子表面活性剂具有良好的耐温抗盐性、水溶性以及易生物降解等特点，综合了传统阴离子和非离子表面活性剂的优点，适合在高温、高矿化度油藏中使用［15-16］。磺酸盐型Gemini表面活性剂由于碳氢链间较强的相互作用，易于聚集成胶束，具有较高的界面活性，并且能够和其他表面活性剂复配产生协同作用，提高利用效率［17-18］。基于此，将 AN-2和 Gemini表面活性剂GS-1进行复配，研制出一种耐温抗盐型复合表面活性剂驱油体系，配方为0.30%AN-2+0.05%GS-1，并对驱油体系的性能进行了评价。

2 性能评价结果与讨论

2.1 抗温性能

使用模拟地层水配制驱油体系溶液，在不同温度下（25～140℃）老化24 h后，50℃水浴测定其与储层原油之间的界面张力变化情况，评价其抗温性能。实验结果见图1。

图1 驱油体系油水界面张力随温度的变化

由图1可知，体系与原油之间的界面张力随温度的升高，呈现出先降低后增大的趋势。110℃左右的界面张力值最低，可以达到10-4mN/m数量级；温度继续升高至140℃时，界面张力仍可以维持在10-3mN/m数量级。另外，表面活性剂溶液在不同温度下均未出现浑浊和分层等现象，说明驱油体系的耐温性能较好。

2.2 抗盐性能

根据地层水离子组成分析结果，配制不同矿化度（浓缩或稀释一定倍数）的模拟地层水，然后再用不同矿化度的地层水分别配制驱油体系溶液，90℃下老化24 h后，50℃水浴测定其与储层原油之间的界面张力变化情况，评价其抗盐性能。实验结果见图2。

图2 驱油体系油水界面张力随矿化度的变化

由图2可知，体系与原油之间的界面张力随矿化度的升高，呈现出先降低后增大的趋势。当矿化度达到2倍地层水矿化度时（30.0×104mg/L），油水界面张力仍可以维持在超低界面张力水平，说明体系具有良好的抗盐性能。这是由于水中电解质压缩了表面活性剂的扩散双电层，使离子基团间的电斥力减弱，并使水化膜得到一定程度的破坏，表面活性剂更加容易吸附在界面层上，从而使界面张力下降。若矿化度进一步增大，会严重压缩表面活性剂膜，使油水界面层厚度减小，导致界面张力升高。

2.3 长期热稳定性

使用模拟地层水配制体系溶液，测定其在125℃下老化不同时间后与原油间的界面张力变化情况，评价其长期热稳定性（见图3）。实验温度为50℃。

图3 驱油体系油水界面张力随时间的变化

由图3可以看出，随着时间的延长，体系的界面张力变化不大，30 d后的界面张力值仍可以达到10-3mN/m数量级，说明表面活性剂驱油体系的长期热稳定性较好，能够满足高温、高矿化度地层施工的需要。

2.4 动态吸附性能

表面活性剂在地层矿物上的吸附会导致其有效质量浓度降低，这不仅对驱油效果产生一定的影响，并且增大了经济成本，造成资源浪费［19］。室内使用多功能岩心驱替实验装置，根据物质平衡法分别测定体系溶液经过天然岩心之后的动态吸附量。采用文献［20］中的两相滴定法测定溶液中表面活性剂的质量浓度。

实验步骤为：首先，分别使用0.3%AN-2和0.05%GS-1溶液驱替岩心，测定2种表面活性剂在岩心中的饱和吸附量；然后，水驱，测定2种表面活性剂的脱附量；最后，计算出表面活性剂的最终吸附量。实验结果见图4。

由图4可知，随着驱替量的增加，2种表面活性剂在岩心中的吸附量逐渐增加，驱替300 PV后，吸附量达到饱和，AN-2和GS-1的饱和吸附量分别为1.90 mg/g和1.20 mg/g。水驱阶段，表面活性剂从岩心中脱附，吸附量逐渐下降，AN-2和GS-1的最终吸附量分别为0.90 mg/g和0.55 mg/g，均小于1.00 mg/g。实验说明2种表面活性剂的动态吸附性较差，在现场施工中损失较小，不会对驱油效果产生较大的影响。

图4 表面活性剂动态吸附性能评价结果

2.5 驱油试验

具体步骤为：1）将天然岩心饱和地层水，计算孔隙度，测定水测渗透率；2）饱和储层原油，在储层温度（125℃）下老化24 h；3）水驱至无油产出，计算水驱采收率；4）注入不同孔隙体积的驱油体系，再水驱至含水率98%以上，测定驱油效率。驱替过程均在储层温度下进行。实验结果见表2。

表2 室内模拟表面活性剂驱油试验结果

由表2可知，随着驱油体系注入量的增加，表面活性剂的驱油效率逐渐增大，当注入0.3 PV时，驱油效率可达到15%以上，增油效果显著。

3 现场应用

西部某油田地层温度125℃，地层水矿化度15.3×104mg/L，属于中孔、中渗油藏。前期经过较长时间的注水开发，目前已进入高含水、高采出程度的阶段，注水开发效果变差。为了改善综合开发效果，针对储层高温、高矿化度的特点，决定采用研制的耐温抗盐型复合表面活性剂驱油体系进行先导性矿场试验。在进行表面活性剂驱之前，先注入聚合物凝胶，调整吸水剖面，防止窜流。

试验区块现有注水井4口、生产井6口，含油面积1.24 km2，石油地质储量102×104t。复合驱油体系配方为0.30%AN-2+0.05%GS-1，井区日注入量为241.5 m3，累计注入3个月，注入量为0.3 PV，共计注入130.58 t的 AN-2和 21.84 t的 GS-1。

注入3个月后，区块内注水井注入压力下降明显，日注量增大（见表3）。生产井产液量、产油量上升，含水率下降，见效率100%。6口生产井平均日产液量由施工前的35.2 t增加到56.1 t，增加了59%，平均综合含水率由89.5%降低到80.1%，增油效果显著。TH-35井施工前后产液量、含水率变化见图5。

表3 施工前后注水井压力和注水量变化情况

图5 TH-35井施工前后产液量、含水率变化

4 结论

1）室内合成了一种新型阴-非离子表面活性剂AN-2，复配以磺酸盐型Gemini表面活性剂GS-1，研制出一种耐温抗盐型高效复合表面活性剂驱油体系，配方为0.30%AN-2+0.05%GS-1。

2）该驱油体系具有良好的耐温抗盐性、长期热稳定性以及较差的动态吸附性。岩心模拟驱油试验结果表明，注入0.3 PV的驱油体系可提高采收率15百分点以上。

3）在高温、高矿化度油藏进行现场施工应用，增油效果显著，改善了水驱开发效果，为同类油藏稳产、增产提供了参考。

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