彭 沖，李繼彪，鄭建剛，付文耀，高嘉珮，李穩(wěn)宏

（1.長(zhǎng)慶油田分公司第十二采油廠，甘肅合水745400；2.西北大學(xué)化工學(xué)院，陜西西安710069；3.陜西省資源化工應(yīng)用技術(shù)工程研究中心，陜西西安710069）

隴東油田位于鄂爾多斯盆地，主力開采長(zhǎng)3、長(zhǎng)8 油層，主要發(fā)育湖泊相、三角洲相和濁積相沉積，沉積砂體厚度大，橫向分布較穩(wěn)定。儲(chǔ)層平均孔隙度為10.02%，平均滲透率為0.89×10-3μm2，屬于超低滲透油藏［1-2］。油田采用注水開發(fā)至中后期時(shí)，容易發(fā)生地層堵塞的問題，導(dǎo)致注水壓力逐年上升，部分井筒甚至出現(xiàn)嚴(yán)重欠注情況?！白⒉粔颉⒆⒉贿M(jìn)”對(duì)油田穩(wěn)產(chǎn)帶來非常消極的影響。為此，研制了一種低傷害的降壓增注化學(xué)藥劑（雙子表面活性劑），用以解決注水能效下降、驅(qū)油效率低的問題。普通表面活性劑一般具有一個(gè)極性親水基團(tuán)與一個(gè)非極性碳?xì)滏準(zhǔn)杷鶊F(tuán)，而雙子表面活性劑使用聯(lián)接基團(tuán)通過化學(xué)鍵將兩個(gè)活性分子親水頭基進(jìn)行聯(lián)結(jié)，使得雙子表面活性劑具有兩個(gè)親水基團(tuán)與兩個(gè)疏水基團(tuán)。由于極性離子頭基距離相近，疏水基團(tuán)碳?xì)滏滈g的范德華力作用變的更強(qiáng)，同時(shí)離子間的化學(xué)鍵力減緩了親水基團(tuán)間的排斥作用但未減弱親水性［3-7］，因此相比傳統(tǒng)表面活性劑，雙子表面活性劑具有高的表面活性，有效降低水溶液的表面張力；臨界膠束濃度值更小，易聚集形成膠團(tuán)，同時(shí)具備良好的鈣皂分散性質(zhì)［8-11］。這些優(yōu)良特性能有效降低注水壓力，提高驅(qū)油效率。

對(duì)于降低水溶液表面張力的能力和效率而言，雙子表面活性劑和傳統(tǒng)表面活性劑的復(fù)配能產(chǎn)生更大的協(xié)同效應(yīng)，能最大限度驅(qū)替出地層空間的原油，提高驅(qū)油效率［12-13］。這是由于雙子表面活性劑分子間的相互作用及碳?xì)滏滈g的疏水效應(yīng)比普通表面活性劑強(qiáng)，極性基團(tuán)間的靜電排斥作用減小，界面排列更為緊密，從而使復(fù)配表面活性劑的表面活性大幅增大，易形成超低的油水界面張力［14-17］。一般關(guān)于磺酸鹽、羧酸鹽陰離子型表面活性劑與非離子型普通表面活性劑復(fù)配體系的研究較多［18-19］。雙磷酸酯型雙子表面活性劑作為一種耐酸或堿性良好、易降解、水溶性良好的表面活性劑具有寶貴的應(yīng)用價(jià)值［20-21］，但關(guān)于其與普通表面活性劑復(fù)配體系降壓增注的性能研究較少。本文以季銨鹽型陽(yáng)離子表面活性劑十六烷基三甲基溴化銨（CTAB）、雙磷酸酯型雙子表面活性劑（XG）等為原料，制備了陽(yáng)-陰離子型雙子表面活性劑復(fù)配體系（記為XG-D），通過界面張力與潤(rùn)濕性能測(cè)試和室內(nèi)巖心驅(qū)替等方法研究了XG-D 的各項(xiàng)性能，并在隴東油田進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

十六烷基三甲基溴化銨（CTAB）、烷基磺酸鈉（SAS60）、無(wú)水乙醇、三乙醇胺，分析純，天津市科密歐化學(xué)試劑有限公司；雙磷酸酯型雙子表面活性劑XG，基本結(jié)構(gòu)式如圖1所示，實(shí)驗(yàn)室自制；Na2SO4、MgCl2、CaCl2、NaHCO3，分析純，西安天茂化工有限公司；模擬油，隴東油田脫水原油與煤油按質(zhì)量比6∶4 配制，20℃下的黏度約24 mPa·s；模擬地層水，礦化度為21.477 g/L，Na2SO4、MgCl2、CaCl2、NaHCO3質(zhì)量比為1∶2.1∶2.9∶1.2；云母，廣州競(jìng)贏化工科技有限公司；人造巖心，φ2.45 cm×4.50 cm，主要成分為石英砂、長(zhǎng)石及少量碳酸鹽，孔隙度5.13%，滲透率0.021×10-3μm2。

SFZL-A 型表面張力儀，上海盈諾精密儀器有限公司；巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)儀，江蘇華安科研儀器有限公司；SDC-200型接觸角測(cè)量?jī)x，東莞市晟鼎精密儀器有限公司；JYW-200A全自動(dòng)界面張力儀，承德市科承試驗(yàn)機(jī)有限公司。

圖1 雙磷酸酯型雙子表面活性劑結(jié)構(gòu)式

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 XG-D的制備

參照文獻(xiàn)［22］制備復(fù)配型表面活性劑XG-D：在 45℃下，將 0.20 g CTAB 置于 100 mL 圓底燒瓶中，加入2.00 g 無(wú)水乙醇不斷攪拌使CTAB 完全溶解，之后加入3.50 g SAS60、3.00 g XG，再加入1.50 g三乙醇胺和50 mL去離子水使得表面活性劑完全溶解，攪拌1 h后冷卻至室溫，即得到XG-D。

1.2.2 性能評(píng)價(jià)

（1）配伍性。將XG-D 溶于50 mL 模擬地層水中配制成不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的水溶液，攪拌均勻后用表面張力儀測(cè)定水溶液表面張力，考察XG-D 與地層水的配伍性，利用濁度儀測(cè)定混合溶液的濁度，確定XG-D在模擬地層水中的溶解性。

（2）油水界面張力的測(cè)定。根據(jù)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB 11278—89《陰離子和非離子表面活性劑臨界膠束濃度的測(cè)定圓環(huán)測(cè)定表面張力法》，測(cè)定表面活性劑復(fù)配體系與模擬油間的界面張力。將模擬地層水與XG-D 配成水溶液，在35℃下用界面張力儀測(cè)定XG-D 模擬地層水溶液與模擬油間的油水界面張力。

（3）抗鹽性。根據(jù)國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 7381—93《表面活性劑在硬水中穩(wěn)定性的測(cè)定方法》，測(cè)定表面活性劑復(fù)配體系在硬水中的穩(wěn)定性以表征其抗鹽性能。按照模擬地層水的配比，分別配制礦化度為10數(shù)70 g/L 的模擬地層水；將XG-D 加入模擬地層水中配制成質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.25%的礦化水溶液，測(cè)定其與模擬油間的油水界面張力。

（4）改變潤(rùn)濕性能力。接觸角大小與油水對(duì)固體的潤(rùn)濕程度有關(guān)。根據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5153—2017《油藏巖石潤(rùn)濕性測(cè)定方法》，采用接觸角測(cè)量?jī)x測(cè)定表面活性劑復(fù)配體系改變巖石表面潤(rùn)濕性的能力，實(shí)驗(yàn)中用硅油處理過的云母表面代替親油性巖石表面。

（5）巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。用模擬油將巖心飽和，放入巖心加持器中，然后用礦化度為21.477 g/L 的模擬地層水驅(qū)替至壓力穩(wěn)定，注入蒸餾水配制的10 PV 0.25%的XG-D 溶液，注水至壓力趨于平穩(wěn)后，再次注入10 PV 0.25%的XG-D 溶液，然后水驅(qū)至壓力平穩(wěn)，流體注入流速為0.1 mL/min。為驗(yàn)證XG-D 降壓增注性能的長(zhǎng)效性以及模擬低濃度大體積段塞式藥劑投加方式，累計(jì)注入體積約650 PV，記錄注降壓增注劑前后和驅(qū)替過程中的壓力變化。

2 結(jié)果與討論

2.1 XG-D的配伍性

用模擬地層水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的XG-D 水溶液，溶液外觀均透明，無(wú)沉淀，用表面張力儀測(cè)得XG-D模擬地層水溶液的表面張力分別為 41.8、37.7、31.5、24.3、22.1 mN/m。當(dāng)XG-D 的含量從0.1%增至0.5%時(shí)，XG-D 與模擬地層水混合溶液的表面張力由41.8 mN/m 降至22.1 mN/m，溶液外觀保持透明，說明XG-D與模擬地層水的配伍性較好，且隨XG-D濃度的增加溶液表面活性升高。這是由于CTAB的親水基團(tuán)在水中離解出陽(yáng)離子，而模擬地層水中的無(wú)機(jī)鹽會(huì)掩蔽部分陰離子雙子表面活性劑離子頭基釋放出的電荷，減緩了極性基團(tuán)間的電荷排斥作用，使得分子間的排列更加緊密，更易形成膠團(tuán)，提高了表面活性［23］。同時(shí)，雙磷酸酯型雙子表面活性劑具有兩個(gè)親水基，使得親水性較普通表面活性劑強(qiáng)，在水中的溶解性較好。

2.2 降低油水界面張力性能

XG-D 加量對(duì)XG-D 模擬地層水溶液與模擬油間油水界面張力對(duì)影響見圖2。隨著XG-D 質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增大，XG-D 水溶液的油水界面張力急劇下降。當(dāng)XG-D 加量為0.25%時(shí)，油水界面張力趨近于0.01 mN/m，表明XG-D具有良好的降低油水界面張力的性能。這是由于雙磷酸酯型雙子表面活性劑的兩個(gè)頭基靠化學(xué)鍵聯(lián)結(jié)，以此降低了電荷斥力在吸附過程中所起的作用，同時(shí)體系中陰離子表面活性劑的含量大于陽(yáng)離子表面活性劑，靜電引力縮小了陰陽(yáng)離子頭基間的距離，提高了非極性基團(tuán)的疏水作用［24］，使得表面活性劑分子能迅速到達(dá)油水界面，并在界面處緊密排列形成動(dòng)態(tài)平衡，從而降低油水界面張力［25］。

圖2 XG-D加量對(duì)油水界面張力的影響

2.3 抗鹽性

不同礦化度下，0.25% XG-D 模擬地層水溶液與模擬油的的界面張力如圖3所示。隨模擬地層水礦化度的增加，XG-D 水溶液的油水界面張力逐漸增加，但在實(shí)驗(yàn)過程中，XG-D水溶液的油水界面張力始終保持在0.01 mN/m 以下，屬于低界面張力范圍，說明XG-D 的抗鹽性較好。模擬地層水中的無(wú)機(jī)鹽同時(shí)可離解出陰、陽(yáng)離子，與帶負(fù)電荷的氣液界面單分子層形成擴(kuò)散雙電層，隨著較多陰離子的離解，對(duì)表面活性劑體系雙電層離子膠團(tuán)的擴(kuò)散產(chǎn)生消極影響，離子層厚度被壓縮，使得油水界面張力處于偏低范圍［26］。XG-D可用于隴東油田實(shí)際地層增注。

圖3 XG-D溶液油水界面張力與礦化度的關(guān)系

2.4 潤(rùn)濕性

加入XG-D 前，油水混合液在親油云母表面的潤(rùn)濕角為88.71°，為親水性；加入XG-D后測(cè)得混合液體的潤(rùn)濕角為24.53°，變?yōu)槿跤H水性，說明XG-D可使相應(yīng)的固體表面向其相反的潤(rùn)濕型轉(zhuǎn)變。雙磷酸酯型雙子表面活性劑與SAS60 首先在云母表面形成單層吸附，親水基朝向固體表面，使得朝外的疏水基團(tuán)吸引CTAB 的非極性疏水基朝內(nèi)，而極性親水基團(tuán)朝外，這樣形成緊密排列的吸附層且厚度逼近兩層，逐步降低固體表面的接觸角，加強(qiáng)了親水性［27］。

2.5 降壓增注效果

由室內(nèi)條件下的巖心驅(qū)替結(jié)果（圖4）可見，注入XG-D 體系后，注水壓力由8.28 MPa 逐漸降至4.15 MPa，驅(qū)油效率增幅明顯，最終達(dá)到48.31%，表面活性劑驅(qū)油采收率有效提高6.4%。在初次注入10 PV XG-D 溶液的過程中，注水壓力迅速下降，驅(qū)油效率迅速升高。這是由于XG-D具有較高的界面活性，能有效降低油水界面張力，改變巖石表面的潤(rùn)濕性，因此降低了殘余油飽和度，致使壓降變化明顯。第二次注入XG-D溶液時(shí)注水壓力與驅(qū)油效率變化幅度較平緩，是因?yàn)樗?qū)使得巖心內(nèi)剩余油相體積下降，伴隨長(zhǎng)時(shí)間水驅(qū)，巖心中的XG-D濃度下降，作用效果減弱。當(dāng)累計(jì)注入量達(dá)到600 PV時(shí)，注水壓力與驅(qū)油效率基本穩(wěn)定，說明XG-D注入巖心后具有良好的降壓增注性且長(zhǎng)效性較好，可應(yīng)用于實(shí)際地層［28-29］。

圖4 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中注入壓力與驅(qū)油效率隨注入量的變化

2.6 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

2017年5月選定隴東油田某注水井Z-13 進(jìn)行XG-D 降壓增注現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。該實(shí)驗(yàn)井為高壓欠注井，射孔段井段1334 數(shù)1340 m，平均孔隙度為5.24%，平均滲透率為6.29×10-3μm2，油層厚度為5.8 m，實(shí)驗(yàn)前日注水量為2.3 m3，日配注量為10 m3，油壓、套壓均為19.4 MPa。根據(jù)井筒配注需求適當(dāng)調(diào)高XG-D 的注入濃度，試驗(yàn)時(shí)向Z-13 井注入20 m32.5%的XG-D 表面活性劑水溶液，20 d 后該井日注水量為6.8 m3，日配注量為10 m3，油壓、套壓均為17.5 MPa，且至今效果穩(wěn)定。

為考察體系對(duì)“注不進(jìn)”井的應(yīng)用效果，2017年8月又選定隴東油田欠注井Z-29進(jìn)行XG-D降壓增注試驗(yàn)。該實(shí)驗(yàn)井為完全欠注井，前期經(jīng)歷2 次酸化解堵但效果不穩(wěn)定，射孔段井段1342數(shù)1348 m，平均孔隙度為4.19%，平均滲透率為12.41×10-3μm2，油層厚度為6.0 m，實(shí)驗(yàn)前日注水量為0 m3，日配注量為10 m3，油壓、套壓均為20.8 MPa?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)時(shí)向Z-29井注入20 m32.5%的XG-D 表面活性劑水溶液，20 d后該井日注水量為3.2 m3，日配注量為10 m3，油壓、套壓均為18.8 MPa，至今運(yùn)行效果穩(wěn)定，為后期實(shí)施解堵增注技術(shù)、提高注水能力打下堅(jiān)實(shí)的基礎(chǔ)。由此表明，XG-D 降壓增注體系具有良好的現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果，適用于隴東油田高壓注水井進(jìn)行降壓增注技術(shù)的實(shí)施，為解決注水井同類問題提供了參考。

3 結(jié)論

用雙磷酸酯型雙子表面活性劑XG、烷基磺酸鈉（SAS60）與十六烷基三甲基溴化銨（CTAB）制得復(fù)配表面活性劑體系XG-D，其與模擬地層水的配伍性較好，具備良好的降低油水界面張力的性能。XG-D的抗鹽性較好，可吸附于親油云母表面，使固體親水表面轉(zhuǎn)變?yōu)槿跤H水表面，潤(rùn)濕性良好。XG-D 具有較好的降壓增注特性，可使注水壓力降幅達(dá)49.88%，驅(qū)油效率提高6.4%，可在隴東油田高壓注水井實(shí)施XG-D降壓增注技術(shù)。