低矿化度水/月桂酰胺丙基羟磺酸甜菜碱复配溶液驱油技术研究

刘楠楠， 胡 彤， 唐 伟， 陈 炎， 徐 慧， 庄加玮， 邵明鲁， 夏 敏， 邓 伟

(1. 常州大学 石油工程学院， 江苏 常州213164； 2. 常州纺织服装职业技术学院 创意学院， 江苏 常州213164； 3. 聊城市产品质量监督检验所， 山东 聊城252000)

目前，中国大多数老油田进入了开发后期，表现出流动阻力大、含水率高、采收率低下等特点，合理有效的开发方式在提高剩余油开采价值上具有重要的研究意义。而成本低廉、绿色清洁的低矿化度水驱在EOR方面具有巨大的潜力价值。低矿化度水驱通常是指向目标油藏内注入矿化度低于5 000 mg/L的低质量浓度可溶性固体总量的水。该技术早在20世纪60年代提出，当时的研究仅限于认识低矿化度水能够提高驱油效率，但并未做深入研究。直到20世纪末期，国内外研究学者才开始系统研究低矿化度水驱提高采收率，但此过程中对于低矿化度作用机理的认识仍然是非常浅薄的。低矿化度水所应用的油藏必须具备合适的地层水矿化度、地层基本物性参数、地层温度等，吴剑等[1]探明了低矿化度水驱的增产机理和适应条件。王平等[2]的研究结果表明，低矿化度水驱在砂岩、碳酸盐岩等不同岩性储层中的提高采收率机理也不尽相同。除此之外，岩石基质中黏土矿物是该方法提高采收率的必要条件，酸性环境下更适合，蒙脱石占优的岩心中低矿化度水驱提高采收率效果更好[3-4]。低矿化度水驱提高采收率的机理是降低油水界面，减小润湿角，提高洗油效率，同时减轻注水管线的腐蚀，减少因盐析造成的地层堵塞问题[5-8]。另外，低矿化度水驱相较于高矿化度水驱具有成本低廉、施工简单、清洁环保、驱油效果好等优点。然而，低矿化度水驱虽具有良好的开发优势，但在提高采收率程度上还是比较小的，仅为5%～7%[9]。因此，如果需要大幅度提高剩余油开采程度，单纯地利用低矿化度水驱可行性并不乐观，需要综合其他材料进行系统优化。

表面活性剂因为来源广、驱油效率高以及油藏适应性强等特点，成为3次采油中室内实验或现场应用较多的技术[10-12]。表面活性剂中分为阳离子、阴离子以及两性表面活性剂，每一种试剂所应用的油藏环境并不相同，文章所采用的是一种两性表面活性剂，此试剂能够增大波及体积，改善水油流度比和吸液剖面，同时具有良好的黏弹性[13]。低矿化度水与两性表面活性剂复配溶液能够最大程度上提高原油采收率是通过大量的研究工作得出，但对于其机理的认识上还存在不足。研究工作尝试将低矿化度地层水与月桂酰胺丙基羟磺酸甜菜碱两性表面活性剂进行复配，在研究过程中对比了高矿化度下水驱，分析了此复配溶液的流动特征和驱替特征，分析低矿化度环境下提高采收率的方法，为寻找新技术提供一种新思路。

1 室内实验设计

1.1 实验材料与装置

实验所用不同矿化度地层水为蒸馏水和无机盐混合而成，具体组成见表1。实验用油为胜利油田脱水原油，黏度为12.5 mPa·s(油藏温度约为28 ℃)；实验所用岩心为胜利油田馆陶组天然露头岩心，岩心尺寸(直径×长度)为2.5 cm×15 cm，渗透率为4.7×10-3～5.5×10-3μm2，孔隙度约为20%；初始含油饱和度约为60%；两性表面活性剂为LHSB(C19H38N2O3)，纯度为99.8%，购自江苏省苏州市乳洁化工有限公司。

JJ2000型旋转滴界面张力仪，上海中晨数字技术设备有限公司；美国博勒飞Brookfield DV2TLV黏度计；Bante210型实验室pH计；D-8PC光谱仪，菲勒仪器有限公司；OCA25接触角测量仪，北京奥德利诺仪器有限公司；岩心物理模拟驱替实验装置，包括平流泵、岩心夹持器、恒温装置、收集装置等。

表1 不同矿化度下无机盐离子组成

1.2 实验测量方法

低矿化度地层水与月桂酰胺丙基羟磺酸甜菜碱两性表面活性剂进行复配的材料包括0.1%润湿性改变剂、0.03%渗透剂、降低油水界面张力的0.4%表面活性剂、其余为水。其中所述润湿性改变剂为月桂基磺化琥珀酸单酯二钠，渗透剂为异辛醇聚氧乙烯醚磷酸酯，降低油水界面张力的表面活性剂为月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱。低矿化度地层水与月桂酰胺丙基羟磺酸甜菜碱两性表面活性剂进行复配的过程为：依次向搅拌容器中加入不同矿化度的水、润湿性改变剂、渗透剂、降低油水界面张力的表面活性剂，每加入一种化学剂后充分搅拌，待所加化学剂完全溶解后再加入下一种化学剂，直至所有组分加完最终形成均匀、透明的水溶液,即为所述提高致密储层驱替效果的水溶液。

1.2.1 界面张力、黏度以及pH的测定

使用旋转滴界面张力仪分别测定在温度25 ℃ 高、低矿化度地层水配制质量分数为0.3%的LHSB溶液与原油之间的界面张力，测量3次，取平均值；利用博勒飞黏度计测定溶液在温度25 ℃ 的黏度；利用实验室pH计测定原油/溶液以及岩石/溶液之间的pH。

1.2.2 LHSB表面活性剂吸附量及接触角的测定

具体测量步骤如下：将岩心洗油、烘干并抽真空，饱和高、低矿化度地层水；并在不同矿化度环境中配制质量分数为0.3%的LHSB溶液；再将岩心装入驱替实验装置，其入口端注入2.5倍孔隙体积的不同矿化度环境下的LHSB溶液；使用光谱仪测定并计算岩心出口端表面活性剂的吸附损失率并测定注入溶液在入口端和出口端的润湿角变化。

1.2.3 岩心驱替实验

基于高、低矿化度水(2 500 mg/L，25 000 mg/L)环境中分别配制质量分数为0.3%的LHSB溶液，进行岩心模拟驱油实验，如图1所示。实验共设计4种可行性方案：①低矿化度水驱+高矿化度LHSB表面活性剂复配溶液驱；②低矿化度水驱+低矿化度LHSB表面活性剂复配溶液驱；③高矿化度水驱+高矿化度LHSB表面活性剂复配溶液驱；④高矿化度+低矿化度LHSB表面活性剂复配溶液驱。所用的岩心参数见表2。

图1 岩心驱替实验流程图

表2 实验岩心基本物性参数

2 实验结果与分析

2.1 界面张力变化

在高、低矿化度水环境下，不同质量分数的LHSB溶液与原油之间的界面张力测定结果如图2所示。从图2曲线显示的结果可以看出，当表面活性剂的质量分数小于0.3%时，复配溶液与原油之间的界面张力较大；但当质量分数大于0.3%时，在高、低矿化度环境中油水界面张力均可达到较小的值域范围内。综合对比发现，当表面活性剂质量分数为0.3%时，可以满足实验需要。此时，复配溶液中高矿化度体系的黏度约为5.4 mPa·s，低矿化度体系溶液的黏度为5.8 mPa·s。

2.2 pH变化

通过实验分别测定了不同无机盐离子质量浓度下复配溶液与原油之间pH的变化，结果如图3所示。从图3曲线变化结果可以看出，随着矿化度不断增大，原油与溶液之间的pH不断减小，结果说明了在高矿化度环境中质量分数为0.3%的LHSB溶液，岩石表面的双电子层被压缩，致使阳离子质量浓度H+不断增加。而在低矿化度环境中，岩石表面黏附的阳离子H+较少，电荷不平衡，使得原油与复配溶液之间的静电排斥力增大。

图2 不同矿化度复配体系对油水界面张力变化影响Fig.2 Effect of different salinity complex system on the change of oil-water interfacial tension

图3 不同矿化度LHSB复配体系对溶液pH变化影响Fig.3 Influence of LHSB complex system with different salinity on pH change of solution

2.3 LHSB表活剂吸附率及润湿性结果

图4 岩心驱替中不同矿化度LHSB复配体系吸附损失率及润湿角变化影响Fig.4 Influence of adsorption loss rate and wettability angle of LHSB complex system with different salinity in core flooding

图4展示了不同离子质量浓度环境下表面活性剂溶液在实验岩心中注入前后吸附量变化值以及岩心入口端注入表面活性剂溶液前后接触润湿角的变化。从图4曲线变化结果可以看出，随着无机盐离子质量浓度的增大，表面活性剂LHSB溶液经过岩心之后吸附损失率逐渐降低，而在低矿化度环境中，吸附损失率达到30%。同时，基于接触润湿角的变化结果可以说明，低矿化度环境中接触角较小，随着矿化度质量浓度增加，岩石水润湿性能逐渐减弱，亲水性变差，从而不利于提高采收率。这些结果说明了，低矿化度环境中表面活性剂更容易吸附在岩石表面，改变岩石润湿性，使之更加具有亲水性。

2.4 岩心驱替实验结果

高/低矿化度环境中不同质量分数的LHSB复配溶液驱油实验结果如图5所示，当表面活性剂质量分数为0.3%时，采收效果最好，质量分数越高，采收效率下降主要是因为表面活性剂的质量分数与原油之间的界面张力升高导致的。

图5 高/低矿化度环境中不同质量分数LHSB复配溶液提高采收率结果Fig.5 The effect of LHSB complex system with different concentration on the EOR in core flooding

依据方案设计不同类型的注入方式下的结果如图6和图7(注入量均为孔隙体积的倍数)所示，分别展示了不同矿化度下水驱结果以及高/低矿化度环境中LHSB复配溶液提高采收率结果。从4种实验方案设计结果可以看出，表面活性剂LHSB复配溶液的加入能够在原始水驱基础上提高采收率。这是由于表面活性剂能够降低原油与溶液之间的界面张力，减小了毛管阻力，使得毛细管数增大，针对低渗油藏岩心中的原油被迫从岩石表面剥离出来，增加了原油采收效率。

从图6结果可以看出，采收率随着高矿化度水注入量的增加而增加，当注入量达到1倍孔隙体积时，高矿化度水驱采收率达到最大值；随着注入水的继续增加，高矿化度水驱效果逐渐平稳，采收率维持在34.4%。在高矿化度水驱注入量1.5倍孔隙体积之后，转成高矿化度LHSB表面活性剂驱和低矿化度LHSB表面活性剂驱两种作用方式，分别为方案①和方案②。通过图6结果可以看出，在注入量为1.5～2.0倍孔隙体积时，高矿化度表面活性剂复合驱和低矿化度表面活性剂复合驱的采收率都增加，最后两种提高采收率方式结果维持在37.4%和39.5%。说明低矿化度LHSB表面活性剂溶液复合驱替相较于高矿化度表面活性剂复合驱替最终采收率结果更好，说明低矿化度环境中的表面活性剂更容易吸附在岩石孔隙表面，改变了岩石的润湿性。

低矿化度环境下注入水提高采收率结果如图7所示，低矿化度水驱采收率达到35.5%，比高矿化度水驱结果提高了1.1%，这主要是由于低矿化度水与岩石之间的作用性更强，物理化学作用更明显，致使其亲水性增强，采收率提高。当注入量在1.5倍孔隙体积后，转为高矿化度LHSB表面活性剂复配溶液，采收率结果提高了4.8%。但转注低矿化度表面活性剂复配溶液后，采收率的提高幅度更大，约为10.4%。这主要是因为低矿化度环境中表活剂易吸附在孔隙表面，离子交换作用更强，驱油效果更高。另外，低矿化度与表面活性剂的复配在一定程度上使得黏度矿化作用增强，具有一定的调剖作用。

图6 高矿化度水驱及复配溶液表面活性剂岩心驱替采收率结果Fig.6 EOR results of high salinity water flooding and complex solution surfactant core flooding

图7 低矿化度水驱及复配溶液表面活性剂岩心驱替采收率结果Fig.7 EOR results of high salinity water flooding and complex solution surfactant core flooding

通过对比结果可以看出，低矿化度水驱+低矿化度LHSB表面活性剂驱更能提高原油采收程度，采收率最终提高10.4%。由此，低矿化度环境中，月桂酰胺丙基羟磺酸甜菜碱表面活性剂在砂岩岩石孔隙表面冲刷作用下，岩石亲水性增强，黏土膨胀和微粒运移作用使得调剖效果明显，驱油效率增加。

3 结 论

1) 低矿化度环境下，原油与复配表面活性剂溶液之间的界面张力随着质量分数的增加而增加，当表面活性剂质量分数为0.3%时，体系中界面张力值趋于最小稳定值。同时，随着矿化度质量浓度的增加，电子层间的排斥作用力使得溶液体系的pH不断减小。

2) 在低矿化度环境中，表面活性剂的吸附损失率达到33%。低矿化度环境中表面活性剂更容易吸附在岩石表面，改变岩石润湿性，使之更加具有亲水性。随着矿化度质量浓度增加，岩石水润湿性能逐渐减弱，亲水性变差，从而不利于提高采收率。

3) 4种不同组合方案对比发现，低矿化度LHSB表面活性剂复配溶液能够大幅度提高原油采收效率，提高程度约10.4%。这是由于在砂岩岩石孔隙表面冲刷作用下，岩石亲水性增强，黏土膨胀和微粒运移作用使得调剖效果明显，驱油效率增加。