SIAPES的合成及低温油藏原位乳化驱油体系构建与性能

李织宏, 罗 强, 许 亮, 向小玲, 刘佳幸, 贺 伟, 邹滨阳, 杜代军*

(1. 中国石油 新疆油田分公司 实验检测研究院,新疆 克拉玛依 834000; 2. 新疆油田公司-西南石油大学提高采收率工程联合实验室,新疆 克拉玛依 834000; 3. 西南石油大学 油气藏地质及开发工程国家重点实验室,四川 成都 610500; 4. 中国石油 新疆油田分公司 采油二厂,新疆 克拉玛依 834000)

目前,大部分老油田经过长时间水驱开发后进入高含水时期。由于储层非均质性以及不利的油水流度比,水驱波及效率和驱油效率低,40%～80%的原油仍以油滴形式存在于孔隙中、束缚在岩石表面以及孔隙盲端[1],因此有必要通过改进采收率技术来提高原油产量。为了同时提高波及效率和驱油效率,学者提出了乳化驱油技术,提高采收率的机理主要包括:(1)润湿性改善;(2)改善流度比;(3)乳化携带;(4)非均质性改善[2-3]。乳液运移过程中,分散液滴被孔喉拉伸和截留,导致渗透率降低。为了启动被捕集的液滴,需要获得临界毛细管数[4-5]。而毛细管数受液滴大小、孔喉尺寸和界面张力的影响,在临界毛细管数下,连续相所产生的拉拽力足以超过毛细管力的阈值,液滴被启动。在临界毛细管数下,后续注入的流体能够转向进入未波及区,波及效率提高[6-8]。

烷基醇聚氧乙烯醚磺酸盐具有乙氧基链和磺酸根离子,可根据不同的使用环境,调节烷基醇聚氧乙烯醚的HLB值,使其在提高原油采收率方面应用前景广阔。本文首先采用异构十三醇聚氧乙烯醚分别与氢氧化钠,2-氯乙基磺酸钠反应制备异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠(图1),并与椰子油烷基二乙醇酰胺复配构建了低温油藏原位乳化驱油体系(ISEM);随后基于原油-地层水自乳化现象,对比ISEM干预后的乳化结果。同时研究ISEM降低界面张力和改善润湿性的能力。最后借助在线NMR驱替系统揭示原位乳化驱油体系提高采收率的潜力。

图1 异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠的合成路线Figure 1 Synthesis route of sodium isomeric dodecanol polyoxyethylene ether sulfonate

1 实验部分

1.1 仪器与试剂

SHZ-A(Ⅲ)型循环水式真空泵(河南省艾瑞德仪器设备有限公司); DF-101S型恒温加热磁力搅拌器(上海越众仪器设备有限公司); WQF-520型傅里叶变换红外光谱仪(KBr压片,北京瑞利分析仪器公司); DV-III+Pro型旋转黏度计(美国BROOKFIELD); TX-500C型旋转界面张力仪(美国科诺公司); DSA100HP690型高温高压形状分析仪(德国KRUSS); DM LB2型显微镜(德国徕卡); SPEC-RC035型在线NMR驱替系统(北京斯派克); A25型乳化机(上海欧河机械设备有限公司)。

异构13醇聚氧乙烯醚,贝斯特试剂有限公司;氢氧化钠,2-氯乙基磺酸钠,环己烷,甲苯,无水乙醇,二氯甲烷,成都科龙试剂厂;低温(29.8 ℃)油藏脱水原油,地层水,新疆油田,其中地层水中的离子组分如表1所示。

表1 地层水中的离子组分Table 1 Ionic components in formation water

1.2 合成

(1) 异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠的合成

异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠的合成步骤如下[9]:首先,依次向三口烧瓶中加入51.76 g(0.1 mol)异构十三醇聚氧乙烯醚,4.00 g(0.1 mol)氢氧化钠和200 mL环己烷,在搅拌条件下升温至82 ℃,溶剂共沸经油水分离器带走体系中的水,反应4 h后减压蒸馏除去溶剂得醇钠(收率92.2%);其次,依次向三口烧瓶中加入200 mL甲苯和53.96 g(0.1mol)醇钠,在搅拌条件下升温至85 ℃,分3次加入18.32 g 2-氯乙基磺酸钠,反应4 h后减压蒸馏除去甲苯,随后利用二氯甲烷洗涤蒸馏后的物质,抽滤除去无机盐和未反应的2-氯乙基磺酸钠,再次减压蒸馏除去二氯甲烷,得到黄褐色黏稠液;最后,利用加热后的无水乙醇将黄褐色黏稠液(质量比为6 ∶1)充分溶解,冷却重结晶过滤后得到粉末状固体,干燥后得到异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠(收率89.4%)。

(2) 低温油藏原位乳化驱油体系构建

将异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠与椰子油烷基二乙醇酰胺按不同质量比复配,评价质量浓度为0.4%时复配体系降低界面张力的能力和乳化性能,根据复配体系综合性能确定低温油藏原位乳化驱油体系的组成。

1.3 原油-地层水自乳化特征测定

按含水率(FW)为30%、 40%、 50%、 60%、 70%和80%,将一定量的原油与地层水混合,总体积为30 mL,然后放入29.8 ℃水浴锅内,开启乳化机,在搅拌速率500 r/min(对应的剪切速率为47.05 s-1)下搅拌30 min,测定不同含水乳液的黏度和观察乳液的微观形貌。

1.4 原位乳化驱油体系评价

配制浓度为0.4%的原位乳化驱油体系,按FW为30%、 40%、 50%、 60%、 70%和80%,将一定量的原油与0.4%原位乳化驱油体系混合,总体积为30 mL,然后放入29.8 ℃的水浴锅内。开启乳化机,在搅拌速率为500 r/min条件下搅拌30 min,测定不同含水乳液的黏度,观察乳液微观形貌。利用旋转液滴界面张力仪测试原位乳化驱油体系降低界面张力的能力。利用高温高压形状分析仪测定原位乳化驱油体系对亲油岩片润湿性的影响,实验步骤如下:(1)制备岩心片并置于二甲基硅油中浸泡48 h得到亲油岩心片;(2)使用高温高压形状分析仪测量初始亲油岩片接触角;(3)将步骤(1)中制备得到的亲油岩片置于浓度为0.4%的原位乳化驱油体系中浸泡不同时间(3 h, 12 h, 18 h, 24 h, 36 h, 48 h, 60 h和72 h),随后测定岩片的接触角变化。

1.5 核磁共振在线驱替实验研究

实验步骤如下:(1)测定干岩心信号;(2)用重水配制模拟地层水饱和岩心和配制体系,开展岩心驱替实验;(3)建立岩心束缚水饱和度,采集T2谱图及二维谱图;(4)以3 m/d的速度向岩心中注入0.6 PV、浓度为0.4%的重水配制的原位流度智控驱油体系,采集驱替过程中的T2谱图及二维谱图;(5)以相同速度开展后续水驱至出口端没有原油产出,采集后续水驱后的T2谱图及二维谱图。

2 结果与讨论

2.1 异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠的表征

图2为异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠的FT-IR谱图。由图2可知,2893.1 cm-1处特征峰为次甲基C—H伸缩振动吸收峰,1205.8 cm-1处特征峰为S=O伸缩振动吸收峰,1124.8 cm-1处特征峰为C—O—C伸缩振动吸收峰,1043.6 cm-1处特征峰为S=O伸缩振动吸收峰,728.3 cm-1处特征峰为亚甲基面内摇摆振动吸收峰,596 cm-1处特征峰为S—O伸缩振动吸收峰。实验结果表明,制备的产物与目标产物结构一致。

ν/cm-1图2 异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠的FT-IR谱图Figure 2 FT-IR spectrum of sodium isomeric dodecanol polyoxyethylene ether sulfonate

2.2 低温油藏原位乳化驱油体系构建分析

不同比例复配体系降低界面张力的能力和乳化性能如表2所示。当SIAPES与CDEA的质量比为1 ∶1时,油水界面张力值最低,为0.12 mN/m;不同复配比例下,原油与体系均乳化完全。而常用的低温乳化剂(月桂酰胺丙基羟磺基甜菜碱)能将油水界面张力降低至1.72 mN/m。综合界面张力和乳化液黏度,优选SIAPES ∶CDEA=1 ∶1为原位乳化体系开展后续研究。

表2 复配体系性能*Table 2 Compound system performance

2.3 原油-地层水自乳化特征分析

不同含水率下乳液黏度如图3所示。在含水率介于30%～70%条件下,原油与地层水生成的乳液黏度均高于原油黏度。当含水率不超过60%时可发生完全乳化,乳液黏度随着含水率的增加而增大;当含水率大于60%时,仅部分油水发生乳化,乳液黏度、增溶水相体积以及增溶率随含水率增加而降低。

FW/%图3 不同含水率下乳状液黏度Figure 3 Viscosity of emulsion with different water content

粒径特征描述了乳液液滴的形态,是乳液研究的重要标志之一。粒径特征既可以在微观上看到组成特征,也可以从宏观上描述絮凝和聚结过程,其主要的参数有粒径和粒径分布[10-11]。根据乳液基本理论,乳液的平均粒径越小,液滴之间的间距越小,粒径分布越均匀,随时间变化程度越小,相互融合速度越慢,乳液越稳定。本节实验采用徕卡显微镜观测乳液的类型、结构和粒径大小,结果如图4所示。液滴内相衬度明显低于外相,因此在FW为30%～80%之间形成的乳液类型均为W/O型,乳状液粒径介于1.491～5.609 μm之间。随着含水率的增大,乳液粒径变大。随着乳液液滴平均粒径减小,液滴之间的摩擦力及范德华力增加,表现为黏度增大。一般认为,平均粒径越小,粒度分布越均匀,乳状液越稳定[12-13]。

图4 不同含水率乳液的徕卡显微镜照片Figure 4 Leica microscope images of emulsions with different water content

2.4 原位乳化驱油体系性能评价分析

(1) 乳化性能

原位乳化驱油体系干预下,乳液的黏度如图5所示。由图5可知,原位乳化驱油体系与原油形成的乳液黏度达到594 mPa·s。当FW超过65%时,乳液黏度降低。与油水自乳化相比,原位乳化驱油体系与原油形成的乳液黏度更高,乳液的相变点更高。超过相变点后,原油与原位乳化驱油体系能够发生部分乳化,形成乳液的黏度显著高于原油以及油水自乳化乳液黏度,流度控制能力更强。

FW/%图5 原位乳化驱油体系干预下不同含水率乳液的黏度Figure 5 Viscosity of emulsions with different moisture content under the intervention of in situ emulsification flooding system

原位乳化驱油体系干预下不同含水率乳状液的徕卡显微镜照片如图6所示,液滴内相衬度明显低于外相,因此在FW为30%～80%之间形成的乳液类型均为W/O型,乳液粒径介于1.1～2.6 μm之间。随着含水率的增大,乳液粒径变大,与油水自乳化相比,原位乳化驱油体系干预后的乳液粒径更小,因此黏度更大。

图6 原位乳化驱油体系干预下不同含水率乳状液的徕卡显微镜照片Figure 6 Leica microscope images of emulsions with different water content under the intervention of in situ emulsification flooding system

(2) 润湿性改善性能

岩片的润湿性变化过程如图7所示。随着浸泡时间增加,接触角逐渐减小并趋于稳定。在体系浸泡72 h后,岩片由强亲油变为亲水,接触角由初始状态的135.4°变成73.3°,出现润湿反转现象。由于疏水作用,表面活性剂分子的疏水链与原油当中的疏水基团相互作用形成双层吸附结构,亲水基团朝外,呈现一定的亲水性,导致岩石表面润湿性反转。此外,“离子对”、“氢键作用”、“π-π堆积”和“疏水作用”机理也可能是引起岩心表面润湿性的逆转原因之一[14-15]。

吸附时间/h图7 岩片接触角的变化Figure 7 Change in contact angle of slice

2.5 原位乳化驱油体系驱油性能

非均质岩心(渗透率级差12)驱替过程中,原油饱和度的分布及变化特征如图8所示。将横坐标1～10 ms定义为小孔隙,10～100 ms定义为中孔隙,>100 ms定义为大孔隙。初始状态下,小孔隙、中孔隙和大孔隙中原油占比分别为19.3%,70.0%和10.7%。水驱至含水率为98%后,小孔隙、中孔隙和大孔隙中原油采出程度分别为16.3%, 22.6%和28.0%,水驱阶段的采收率为22.0%。注入原位乳化驱油体系后,小孔隙、中孔隙和大孔隙的采出程度分别为4.8%, 13.3%和18.3%,体系驱阶段的采收率为12.1%。后续水驱阶段,小孔隙、中孔隙和大孔隙的采出程度分别为16.2%, 14.7%和12.0%,该阶段的采收率为14.7%。体系驱和后续水驱提高采收率共计26.8%。

T2/ms图8 驱替过程中岩样T2谱图Figure 8 T2 spectrum of rock samples during displacement

驱替过程中含油饱和度的变化如图9所示。初始状态下,高渗层的含油量显著高于低渗层,水驱阶段注入水沿着高渗层中优势通道发生窜流,低渗层几乎没有动用。注入原位乳化驱油体系后,高渗层的含油量显著降低,低渗层被动用。后续水驱阶段,高渗层和低渗层的含油量进一步降低,说明原位乳化驱油体系进入多孔介质后与原油就地乳化形成高黏乳液。乳液通过流度控制和贾敏效应扩大波及体积。此外,原位乳化驱油体系能降低油水界面张力至10-1mN/m,因此能增大高渗层和低渗层的洗油效率。

本文合成并表征了异构十三醇聚氧乙烯醚磺酸钠,并与椰子油烷基二乙醇酰胺按照质量比1 ∶1复配构建了低温油藏原位乳化驱油体系。结果表明:该体系能够降低油水界面张力至0.12 mN/m;利用该体系对油水自乳化进行干预后,油水乳化的相变点从60%提高到65%,流度控制能力增强;体系能吸附在岩石表面,使亲油岩心接触角从135.4°降低至73.3°,实现润湿性反转;在渗透率极差12的条件下,体系驱及后续水驱提高了采收率26.8%,同时扩大了波及效率和洗油效率。