低渗透油藏驱油用耐温抗盐型表面活性剂研究

郑宪宝

（大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆，163000）

在我国已探明的油气储量中低渗透油气资源占据着非常大的比例，如何对低渗透油气藏进行合理高效的勘探开发具有十分重要的现实和战略意义。低渗透油藏通常具有低孔、低渗、原油渗流阻力大以及自然产能低等特点，需要补充地层能量以提高低渗透油藏的采收率，注水开发是最常用的措施之一[1⁃4]。然而随着我国各大油田注水开发周期的延长，很多低渗透油田出现了注水井注水压力升高、油井产能下降、产出液含水率升高的现象，注水开发效果逐渐变差，需要研究更加高效的三次采油技术措施以继续提高低渗透油田的原油采收率。

化学驱油技术是目前低渗透油田最常用的三次采油技术措施，其中表面活性剂驱油是研究与应用最多的技术之一[5⁃8]。表面活性剂不仅可以通过降低油水界面张力来降低原油流动的毛细管阻力，进而提高驱油效率,还可以通过乳化作用与原油形成乳状液，捕集、聚并分散的原油，使原油更易从孔隙中驱出；另外，表面活性剂还能通过改变岩石表面润湿性，使原油与岩石之间的黏附作用减弱，从而提高表面活性剂的洗油效率[9⁃13]。

大庆油田M 区块属于典型的高温、高矿化度、低渗透油藏，大多数常规表面活性剂不适用于该区块。本文针对大庆油田M 区块高温高矿化度储层特点，制备了一种新型双子表面活性剂SZ⁃11，并复配非离子型表面活性剂AEO⁃3，形成了一种适合低渗透油藏驱油用的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系，室内评价了其耐温性能、抗盐性能、乳化性能、润湿性能以及驱油性能，并成功在现场进行应用。

1 实验部分

1.1 材料及仪器

材料：顺丁烯二酸酐、乙二胺、长链溴代烷、丙酮、无水乙醇、乙酸乙酯、氢氧化钠、NaCl、CaCl2、MgCl2，分析纯，国药集团化学试剂有限公司；非离子型表面活性剂AEO⁃3，十二烷基苯磺酸钠SDBS，山东淄博海杰化工有限公司；二甲基硅油，科瑞有机硅有限公司；储层原油（常温下黏度为2.54 mPa·s），模拟地层水（矿化度为98 500 mg/L），储层岩心。

仪器：iS5N 型傅里叶红外光谱仪，美国赛默飞公司；XZD⁃5 型旋转液滴界面张力仪，北京哈科实验仪器厂；OCA25 视频光学接触角测量仪，北京奥德利诺仪器有限公司；JD⁃2 系列多功能电子天平，沈阳龙腾电子有限公司；岩心流动实验装置，实验室自制。

1.2 新型双子表面活性剂的合成

在三口烧瓶中依次加入一定比例的顺丁烯二酸酐、乙二胺和无水乙醇，搅拌均匀,待完全溶解后，加入催化剂丙酮，温度升高至70~80 ℃，在搅拌条件下反应16 h，然后冷却至室温，用无水乙醇洗涤，然后抽滤、烘干、粉碎，得到中间产物X。

继续在三口烧瓶中加入一定量的中间产物X和无水乙醇，搅拌均匀，待完全溶解后升高温度至60~70 ℃，然后缓慢滴加长链溴代烷，在搅拌条件下反应6 h，使用氢氧化钠溶液调节pH 在8 左右，然后冷却至室温后再使用无水乙醇洗涤几次，恒温干燥后即得新型双子表面活性剂SZ⁃11。

1.3 耐温抗盐型表面活性剂驱油体系配方

低渗透油藏地层条件复杂，使用一种表面活性剂驱油往往达不到理想的效果，需要复配其他的表面活性剂以提高其驱油效率。针对M 区块地层水矿化度较高的情况，为了提高表面活性剂驱油体系的抗盐性能，使用非离子型表面活性剂AEO⁃3 与新型双子表面活性剂SZ⁃11 进行复配，由于不在水溶液中电离，加入非离子表面活性剂后，复配体系具有较高的稳定性和抗盐性能，且与其他表面活性剂能够较好的互溶，具有更好的协同增效作用。通过大量室内实验评价，确定了耐温抗盐型表面活性剂驱油体系配方为：0.25%新型双子表面活性剂SZ⁃11+0.40%非离子型表面活性剂AEO⁃3（以上百分数均为质量分数，全文同）。

1.4 实验方法

1.4.1 红外光谱分析 室内采用iS5N 型傅里叶红外光谱仪测定了合成的新型双子表面活性剂SZ⁃11 的红外光谱图，实验方法为压片法，扫描波数为4 000~500 cm-1。

1.4.2 临界胶束浓度测定 分别配制不同浓度的新型双子表面活性剂SZ⁃11 和十二烷基苯磺酸钠SDBS 溶液，在室温下使用XZD⁃5 型旋转液滴界面张力仪分别测定溶液的表面张力，并利用表面张力与浓度的关系曲线求出临界胶束浓度。

1.4.3 界面张力测定 按以上配方配制表面活性剂溶液，在不同实验条件下使用XZD⁃5 型旋转液滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与原油之间的界面张力。耐温性能评价实验条件：将表面活性剂溶液在不同温度下老化24 h 后，冷却至室温测定界面张力。抗盐性能评价实验条件：使用不同质量浓度的NaCl、CaCl2和MgCl2配制表面活性剂溶液，在室温下放置24 h 后测定界面张力。

1.4.4 乳化性能评价 将表面活性剂溶液与储层原油按体积比为2∶1、1∶1 和1∶2 进行混合，然后在储层温度条件下恒温2 h 后，将其取出倒入带刻度的试管中，振荡充分摇匀，然后静置，使用秒表记录不同时间后析出水的体积，并计算析水率，以此评价表面活性剂溶液的乳化性能。

1.4.5 润湿性能评价 将储层天然岩心洗油烘干后切片，使用二甲基硅油浸泡岩心切片，使其表面转变为亲油状态，并使用OCA25 视频光学接触

角测量仪测定其初始接触角；然后将处理后的岩心切片，在表面活性剂溶液中浸泡不同时间，取出烘干后测定其表面接触角的变化情况。

1.4.6 驱油效果评价 ①将储层天然岩心洗油后烘干，饱和模拟地层水，测定其孔隙度、孔隙体积和初始渗透率；②将岩心饱和储层原油后，关闭进出口端阀门，在储层温度条件下老化24 h，备用；③使用模拟地层水驱替岩心至含水率达到98%以上，计算水驱采收率；④注入不同PV 的表面活性剂溶液，在储层温度条件下放置24 h 后，继续使用模拟地层水驱替至岩心含水率达到98%以上，计算表面活性剂驱采收率提高幅度和最终采收率。

2 结果与讨论

2.1 SZ⁃11 红外光谱分析结果

图1 为新型双子表面活性剂SZ⁃11 的红外光谱。由图1 可以看出，3 218 cm-1处是羧基中-OH的特征吸收峰（此处可以表明反应生成了新的官能团羧基），2 915cm-1处为甲基-CH3的伸缩振动峰，2 846 cm-1处为亚甲基-CH2的伸缩振动峰，1 718 cm-1处为羧基中的C=O 伸缩振动峰（此处可以证明顺丁烯二酸酐与其他原料发生了开环反应，生成了羧基），1 625 cm-1处为叔酰胺基中的C=O伸缩振动峰，1 159 cm-1处为C-N 键的伸缩振动峰。另外，在1 750~1850 cm-1处没有出现酸酐的特征吸收峰，说明原料中的顺丁烯二酸酐已完全反应。红外光谱图表征结果显示，合成产物为目标产物新型双子表面活性剂SZ⁃11。

图1 新型双子表面活性剂SZ⁃11 红外光谱Fig.1 Infrared spectra of a new gemini surfactant SZ⁃11

2.2 临界胶束浓度

表1 为新型双子表面活性剂SZ⁃11 和十二烷基苯磺酸钠SDBS 的临界胶束浓度测定结果。由表1可以看出，新型双子表面活性剂SZ⁃11 的临界胶束浓度为0.052 mmol/L，远远低于传统的阴离子型表面活性剂十二烷基苯磺酸钠SDBS 的临界胶束浓度（1.451 mmol/L），并且临界胶束浓度对应的表面张力值也低于后者。这是由于新型双子表面活性剂SZ⁃11 分子中存在联结基团，能减弱两个离子头基之间的排斥力，使双亲单体更加紧密的靠近，使其在较低的浓度下可以形成胶束，提高其表面活性。

表1 临界胶束浓度实验结果Table 1 Experimental results of critical micelle concentration

2.3 耐温性能

表面活性剂驱油体系耐温性能评价实验结果见图2。由图2 可以看出，随着老化温度的不断升高，表面活性剂驱油体系溶液的界面张力逐渐增大，但增大幅度较小，当老化温度为140 ℃时，界面张力仍能维持在10-3mN/m 内，这是由于温度升高会破坏一部分表面活性剂的分子结构，从而使其界面活性减弱；但由于驱油体系中的双子表面活性剂随温度的升高，溶解性增大，并且两种表面活性剂复配后形成的混合胶束空间位阻作用较小，有利于其形成比较紧密的胶束结构，在增强界面活性的同时可以提升其耐温性能[14]。这说明研制的表面活性剂驱油体系具有良好的耐温性能，在高温条件下仍能起到良好的降低油水界面张力的效果，可以在高温储层条件下应用。

图2 表面活性剂耐温性能实验结果Fig.2 Experimental results of temperature resistance of surfactants

2.4 抗盐性能

表面活性剂驱油体系抗盐性能评价实验结果见表2。由表2 可以看出，随着NaCl、CaCl2和MgCl2质量浓度的增大，表面活性剂溶液与原油之间的界面张力值均呈现出“先降低后升高”的趋势，这是由于当盐质量浓度较低时，表面活性剂分子大多存在于水相中，只有少部分进入油相或界面，溶液中无机盐离子压缩界面周围的双电层，使表面活性剂分子排列得更加紧密，从而使界面张力有所降低；而当盐质量浓度较高时，表面活性剂分子大多存在于油相中，只有少部分存在于水相，导致油水界面吸附平衡被破坏，使界面张力有所升高[15]。但界面张力的整体变化幅度均不大，当NaCl、CaCl2、MgCl2质量浓度分别为150 000、9 000、2 500 mg/L 时，表面活性剂溶液的界面张力仍可以维持在超低界面张力范围内（10-3数量级）。这说明该表面活性剂驱油体系具有良好的抗盐效果，能够满足高盐地层驱油对表面活性剂的要求。

表2 表面活性剂抗盐性能实验结果Table 2 Experimental results of salt resistance of surfactants

2.5 乳化性能

表面活性剂驱油体系乳化性能评价实验结果见图3。由图3 可以看出，随着静置时间的延长，不同油水体积比条件下的混合溶液析水率均呈现出逐渐增大的趋势，且油水体积比越小，析水率越大。当油水体积比分别为2∶1、1∶1 和1∶2 时，乳状液5 h的析水率分别为29.6%、48.3%和71.5%，均为完全分层，说明研制的表面活性剂驱油体系对目标区块储层原油具有较好的乳化性能，表面活性剂进入地层后可以通过乳化作用与原油形成乳状液，使原油更容易被驱替出来，进而提高驱油效率。

图3 表面活性剂乳化性能实验结果Fig.3 Experimental results of emulsifying performance of surfactants

2.6 润湿性能

表面活性剂驱油体系润湿性能评价实验结果见图4。由图4 可以看出，随着岩样在表面活性剂溶液中浸泡时间的延长，岩样表面接触角逐渐变小，润湿性由亲油性向亲水性转变，当浸泡时间为12 h时，接触角降低至90°以下，当浸泡时间达到30 h 时，接触角降低至50°以下，岩样表面转变为水湿状态。这是由于新型双子表面活性剂SZ⁃11 的亲水性大于亲油性，岩样被表面活性剂溶液浸泡后，表面活性剂分子中的亲水性基团慢慢吸附在其表面，致使其接触角降低，亲水性增强，且随着浸泡时间的延长，表面活性剂分子吸附量逐渐增大，最终达到平衡，所以岩样接触角降低至一定程度后逐渐趋于稳定[16]。这说明研制的表面活性剂驱油体系具有良好的润湿反转能力，可以将亲油岩石表面转变为亲水，降低岩石表面对原油的吸附作用，提高表面活性剂的洗油效率。

图4 表面活性剂润湿性能实验结果Fig.4 Experimental results of wettability of surfactants

2.7 驱油性能

表面活性剂驱油体系驱油效果评价实验结果见表3。由表3 可以看出，目标区块储层段天然岩心渗透率和孔隙度较低，5 块岩心的水驱采收率均在45%左右；随着天然岩心中表面活性剂驱油体系注入PV 数的增大，表面活性剂驱采收率提高的幅度越大；当注入0.4 PV 表面活性剂驱油体系时，采收率提高幅度可以达到19.5%，再继续增大表面活性剂注入量，采收率提升幅度不大，所以综合考虑现场施工经济性因素，推荐表面活性剂驱油体系的最佳注入量为0.4 PV。

表3 表面活性剂驱油性能实验结果Table 3 Experimental results of surfactant flooding performance

3 现场应用

将研制的表面活性剂驱油体系在大庆油田M区块进行了现场应用，该区块属于典型的低孔、低渗储层，地层温度较高（130 ℃左右），地层水矿化度较高（98 500 mg/L），经过较长时间的注水开发后，目前大部分油井产油量较低，且含水率较高，注水开发效果变差。因此，决定在该区块采用表面活性剂驱提高采收率措施，在该区块内3 口注入井注入表面活性剂0.25% SZ⁃11+0.40% AEO⁃3，现场注入PV 数为0.4，实施表面活性剂驱油措施后，该区块内对应的5 口生产井日产油量有显著提升，且综合含水率有所下降，取得了良好的增油效果，具有较好的推广应用前景。5 口生产井具体生产参数见表4。

表4 表面活性剂驱油措施现场应用效果Table 4 Field application effect of surfactant flooding measures

4 结 论

（1）以顺丁烯二酸酐、乙二胺和长链溴代烷为单体，合成一种新型双子表面活性剂SZ⁃11，并以此为主要处理剂，复配非离子表面活性剂AEO⁃3，形成一种适合低渗透油藏的耐温抗盐型表面活性剂驱油体系，具体配方为：0.25%SZ⁃11+0.40%AEO⁃3。

（2）表面活性剂驱油体系综合性能评价结果表明，该驱油体系具有良好的耐温性能、抗盐性能、乳化性能和润湿性能，并且能够显著提高低渗油藏天然岩心的原油采收率，可以满足高温高矿化度低渗透油藏提高采收率的要求。

（3）现场应用结果表明，大庆油田M 区块3 口注入井注入该表面活性剂驱油体系后，对应的生产井日产油量明显升高，综合含水率明显降低，取得了较好的施工效果。