朱　霞，姚　峰，沈之芹，余曉玲

(1.中國(guó)石化江蘇油田分公司工程技術(shù)研究院，江蘇揚(yáng)州 225009;2.中國(guó)石化上海石油化工研究院，上海 201208)

低滲透油藏普遍存在孔喉細(xì)小、非達(dá)西流和啟動(dòng)壓力高的特點(diǎn)。研究表明，用超低界面張力的表面活性劑溶液能有效降低油水界面張力，是提高低滲透油藏采收率的重要途徑[1-3]。S7斷塊油藏位于江蘇沙埝構(gòu)造中部，儲(chǔ)層為中低孔、低滲透，平均孔隙度22%，儲(chǔ)層膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，含量11%～20%，平均空氣滲透率45×10-3μm2，具有強(qiáng)水敏、強(qiáng)鹽敏、地層溫度高等特點(diǎn)。目前，油藏已經(jīng)進(jìn)入二次采油后期，處于產(chǎn)量遞減階段。

為保持原油穩(wěn)產(chǎn)，進(jìn)行了適用于S7斷塊油藏用表面活性劑的研究。本文報(bào)道了根據(jù)S7油藏特征，合成陰/非離子型表面活性劑SHSA-JS及其性能評(píng)價(jià)[4]。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1　主要原料與儀器

不同鏈長(zhǎng)的脂肪醇或脂肪醇醚、脂肪酸甲酯、環(huán)氧乙烷、環(huán)氧丙烷及羧化劑，均為工業(yè)品；S7斷塊水源井注入水，礦化度953.03 mg/L，Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度為86 mg/L；S7斷塊地層水，礦化度24 534～26 069 mg/L，Ca2+和Mg2+質(zhì)量濃度為374 mg/L；S7油藏脫水原油；S7天然巖心柱，人造巖心，石英砂，S7儲(chǔ)層凈砂，鈉膨潤(rùn)土。

Huber-China進(jìn)口反應(yīng)釜，北京賽美思有限公司；TX-500C旋轉(zhuǎn)超低界面張力儀，美國(guó)科諾公司；電子天平，梅特勒公司； DR5000紫外分光光度儀；OFITE動(dòng)態(tài)線性頁(yè)巖膨脹儀；恒溫箱；巖心驅(qū)替系統(tǒng)，海安科研儀器廠。

1.2　表面活性劑的合成

合成表面活性劑的第一步為酰胺化反應(yīng)，第二步為醚化反應(yīng)制備非離子中間體，第三步為羧甲基化反應(yīng)。其中第三步反應(yīng)為向帶有分水裝置的四口燒瓶中依次加入脂肪酸單乙醇酰胺聚氧丙烯聚氧乙烯醚、固體堿和甲苯，在適當(dāng)溫度加入羧化劑，加料完畢后升溫至適當(dāng)?shù)臏囟?，一段時(shí)間后降至室溫，以稀鹽酸調(diào)至強(qiáng)酸性，分去水層，洗滌，蒸去溶劑，用氫氧化鈉調(diào)至弱堿性。主要反應(yīng)式如下：

表面活性劑通過(guò)離子型頭基增加了表面活性劑的耐溫性能和溶解性，而聚氧丙烯聚氧乙烯非離子片段提高了表面活性劑的耐鹽及抗吸附性能[5-7]。合成得到的陰/非離子表面活性劑產(chǎn)品代號(hào)為SHSA-JS，有效物含量50%,0.3% SHSA-JS溶液的pH值范圍為7～9。

2　SHSA-JS表面活性劑性能評(píng)價(jià)

2.1　油水界面張力測(cè)定

用界面張力儀測(cè)定表面活性劑降低油水界面張力的能力，觀察120 min內(nèi)界面張力的動(dòng)態(tài)變化及穩(wěn)定值。

(1)濃度窗口測(cè)定。用注入水配制不同濃度的表面活性劑溶液，并測(cè)定油水界面張力，結(jié)果見(jiàn)圖1。溫度為83 ℃時(shí)，表面活性劑濃度為0.05%～0.6%，低界面張力窗口濃度較寬，保持在10-2～10-3mN/m。

圖1　SHSA-JS質(zhì)量分?jǐn)?shù)對(duì)油水界面張力的影響

(2)抗溫性。0.3%的SHSA-JS表面活性劑溶液分裝在20 mL的密封瓶中，密封放置于溫度為83 ℃的恒溫箱中，定時(shí)取出測(cè)定界面張力，觀察長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性，結(jié)果見(jiàn)圖2。隨著時(shí)間推移，保溫95 d的表面活性劑溶液的界面張力保持在10-2mN/m數(shù)量級(jí),表明在儲(chǔ)層溫度下SHSA-JS表面活性劑可以持續(xù)發(fā)揮作用的有效時(shí)間較長(zhǎng)。

圖2　老化時(shí)間對(duì)油水界面張力的影響

(3)耐鹽性。將注入水與地層水按比例4∶1，2∶1，1∶1混合，配制不同礦化度的實(shí)驗(yàn)用水，分別加入0.3% SHSA-JS表面活性劑溶液，測(cè)定83 ℃下礦化度為900～25 000 mg/L范圍內(nèi)的油水界面張力，結(jié)果見(jiàn)圖3。隨著礦化度值增大，油水界面張力由10-2mN/m下降到10-3mN/m數(shù)量級(jí)。

圖3　礦化度對(duì)油水界面張力的影響

將注入水與地層水按1∶1混合，添加鈣、鎂二價(jià)離子和0.3% SHSA-JS表面活性劑溶液。當(dāng)鈣、鎂二價(jià)離子濃度為1 000～2 410 mg/L，溶液的界面張力依然保持在10-2mN/m數(shù)量級(jí)(見(jiàn)圖4)，表明SHSA-JS表面活性劑具有較好的抗鹽能力。

圖4　二價(jià)離子濃度對(duì)油水界面張力的影響

(4)原油適應(yīng)性。取0.3% SHSA-JS溶液密封放置在83 ℃烘箱內(nèi)老化90 d后，測(cè)定其與S7-31井、S7-9井產(chǎn)出原油間的界面張力。結(jié)果表明，界面張力均能達(dá)到超低數(shù)量級(jí)，對(duì)試驗(yàn)區(qū)其他井的原油具有很好的適應(yīng)性，

2.2　靜態(tài)洗油性能

靜態(tài)洗油能力是指在地層溫度及靜止條件下，表面活性劑溶液對(duì)油砂中油的上浮能力。將油與儲(chǔ)層凈砂以質(zhì)量比為1∶4配制人工模擬油砂，在油藏溫度下密閉，適時(shí)攪拌，老化7 d。取老化后的油砂與表面活性劑溶液按質(zhì)量比1∶10混合，在83 ℃靜置48 h后，用石油醚萃取溶液中的原油，用50 mL比色管定容；分光光度計(jì)在波長(zhǎng)430 nm處比色分析，實(shí)驗(yàn)前先做標(biāo)準(zhǔn)曲線，與石油醚直接萃取原油時(shí)作為參比，利用標(biāo)準(zhǔn)曲線計(jì)算表面活性劑中洗出原油濃度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖5和表1。

圖5　SHSA-JS靜態(tài)洗油現(xiàn)象

項(xiàng)目實(shí)驗(yàn)編號(hào)111213141516SHSA-JS質(zhì)量分?jǐn)?shù)/%0.10.20.30.40.5注入水洗油效率/%44.042.845.641.844.50

實(shí)驗(yàn)現(xiàn)象表明，浸漬于注入水的油砂(16號(hào))，其中的油聚集成橢圓狀大油滴靜置在油砂上，壁面干凈，未出現(xiàn)油沿瓶壁上浮的現(xiàn)象。而浸漬于表面活性劑溶液的油砂(11號(hào)～15號(hào))，由于降低了注入水和殘油之間的界面張力，潤(rùn)濕性改變或表面活性劑對(duì)原油的乳化作用，使油砂中油易流動(dòng)，油珠易聚并成油帶向瓶口流動(dòng)，瓶中溶液上端面漂浮著一層油。由表1可知，0.1%～0.5%的SHSA-JS溶液的平均洗油效率均大于41.8%，具有優(yōu)良的洗油能力。

2.3　靜態(tài)吸附性能

配制表面活性劑溶液，用紫外分光光度法測(cè)吸附前的初始濃度(c0)。將砂和表面活性劑溶液按一定的質(zhì)量比(1∶5)加入密封瓶中，振動(dòng)搖晃混勻并密封，置于恒溫(地層溫度83 ℃)振蕩器中振蕩24 h。取出密封瓶，在3 000 r/min的轉(zhuǎn)速下離心分離約30 min。取離心管中上層清液，測(cè)定清液中表面活性劑的濃度(ce)。由下式計(jì)算出靜態(tài)吸附量(Γ)。

Γ=G×(c0-ce)/m

式中，G為表面活性劑溶液的總質(zhì)量，g；c0和ce分別為表面活性劑溶液的初始濃度和平衡濃度，mg/g；m為吸附劑的質(zhì)量，g。

靜態(tài)吸附性能測(cè)定結(jié)果見(jiàn)表2。相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的SHSA-JS表面活性劑溶液在儲(chǔ)層凈沙上的吸附量隨著凈砂粒徑的增大而降低。隨著表面活性劑濃度的增大，表面活性劑的吸附量明顯增大。

表2　SHSA-JS溶液在不同砂粒上的靜態(tài)吸附量

同時(shí)選取一組粒徑為0.20～0.30 mm的儲(chǔ)層凈砂，測(cè)定吸附后表面活性劑的界面張力，結(jié)果見(jiàn)表3。當(dāng)SHSA-JS含量不小于0.3%時(shí)，其吸附后的界面張力均可達(dá)到10-3mN/m的超低界面張力；0.1%的表面活性劑吸附后界面張力反彈較大，活性損失較大，保持在10-1mN/m數(shù)量級(jí)。

表3　SHSA-JS溶液吸附后的界面張力

SHSA-JS表面活性劑在石英砂上的吸附量遠(yuǎn)比儲(chǔ)層凈砂上小，吸附后的界面張力仍然保持在10-3mN/m超低界面張力。低滲透油藏儲(chǔ)層中黏土含量是表面活性劑吸附量增大的主要因素。

2.4　注入性能

S7斷塊黏土含量高，易引起黏土膨脹，導(dǎo)致地層水敏，從而降低儲(chǔ)層滲透率，使注入壓力升高，造成注入困難。

分別取10 g鈉膨潤(rùn)土和S7儲(chǔ)層凈砂壓成柱狀，用頁(yè)巖膨脹儀進(jìn)行常溫膨脹性實(shí)驗(yàn)，測(cè)定48 h不同工作介質(zhì)對(duì)膨潤(rùn)土和儲(chǔ)層凈砂的膨脹率，結(jié)果見(jiàn)表4。注入水對(duì)膨潤(rùn)土和凈砂的膨脹率都大于地層水，由于膨潤(rùn)土中黏土含量比凈砂高，因此其膨脹率大10倍以上。用注入水配制的SHSA-JS溶液對(duì)膨潤(rùn)土和凈砂的膨脹率與注入水基本相當(dāng)，比原始地層水對(duì)巖心的膨脹率高。注入水礦化度降低導(dǎo)致黏土膨脹是該區(qū)塊地層傷害的重要因素。

表4　SHSA-JS溶液對(duì)膨潤(rùn)土和巖心膨脹率的影響

選用滲透率為40×10-3μm2的儲(chǔ)層巖心進(jìn)行驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)圖6。注入SHSA-JS溶液過(guò)程中，由于表面活性劑在低滲油藏的吸附滯留，注入壓力隨注入PV數(shù)增加逐漸升高，在注入20 PV后，注入壓力增加1.2 MPa，但后續(xù)水驅(qū)壓力逐漸降低，恢復(fù)到注水壓力水平。

圖6　SHSA-JS在儲(chǔ)層巖心中的注入壓力曲線

3　室內(nèi)物模驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

選擇3種不同組成的巖心進(jìn)行模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，其中長(zhǎng)巖心由儲(chǔ)層柱狀巖心對(duì)接而成。實(shí)驗(yàn)記錄采出液量、采出油量、壓力等，分析采收率，結(jié)果見(jiàn)表5。

表5　SHSA-JS對(duì)不同巖心的驅(qū)油效率

驅(qū)替步驟為：將驅(qū)替系統(tǒng)升溫至83 ℃,用地層水驅(qū)替巖心，測(cè)量巖心水相滲透率；用S7原油進(jìn)行驅(qū)替飽和巖心，直到驅(qū)替出的油相中無(wú)水，并恒溫老化72 h；水驅(qū)注入速度0.3 mL/min，水驅(qū)至采出液含水率達(dá)98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；注入表面活性劑溶液0.4 PV以及后續(xù)水驅(qū)，進(jìn)行驅(qū)油效率對(duì)比。

4　結(jié)論

1)SHSA-JS表面活性劑具在較好的耐溫耐鹽性能。在SHSA-JS濃度窗口為0.5%～0.6%，礦化度為1 000～25 000 mg/L，83 ℃的條件下，油水界面張力可達(dá)到10-2mN/m數(shù)量級(jí)；且對(duì)S7斷塊油藏原油有普適性，滿足低滲透油藏S7的要求。

2)0.1%～0.5%的SHSA-JS溶液的洗油效率均大于41.8%，具有優(yōu)良的洗油能力。

3)石英砂、儲(chǔ)層巖心砂對(duì)0.3% SHSA-JS溶液的靜態(tài)吸附量分別為0.32 mg/g和4.50 mg/g，經(jīng)儲(chǔ)層巖心砂吸附后的油水界面張力比石英吸附后的油水界面張力大。低滲透油藏儲(chǔ)層中黏土的含量是導(dǎo)致吸附量增加的主要因素。

4)注0.4 PV孔隙體積的0.3% SHSA-JS溶液可在水驅(qū)基礎(chǔ)上平均提高采收率7.71%。

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