陳 剛，袁巍華，王 鵬，許人軍，楊曉龍

(1. 西安石油大學化學化工學院，陜西 西安 710065；2. 西安市輕工業(yè)研究所，陜西 西安 710060；3. 北京鴻威石油工程技術服務有限公司，北京 100002)

我國油田先后進入了高注入水開采期，采出液含水率高，且新增探明儲量增加緩慢，勘探難度和采收成本逐年增加。因此控制采出液含水率，提高原油采收率，可以有效提高油田的經濟效益[1-2]。我國各大油田經過多年注水開發(fā)，水驅后仍有50%～70%的地質儲量未被動用，高效開發(fā)油藏成為亟待解決的問題。目前的調驅、聚合物驅、二元驅等增產措施有許多難以解決的問題，因采出液中較高質量分數(shù)的聚合物導致油水乳液的穩(wěn)定性很高，油水分離困難，嚴重影響采出液的脫水和原油的運輸，含有高濃度聚合物的污水處理成本也很高[3,4]。表面活性劑可以降低油水界面張力，增加巖石表面水潤濕性，取代原油吸附在巖石表面，加強毛細作用，分散油滴，減弱原油組分間相互作用。同時在合理的濃度范圍內，可實現(xiàn)較高的洗油效率和較低的乳化程度[5-7]。因此，表面活性劑驅油成為低滲透油田提高驅油效率的重要方法[8-11]。為了提高油井產量、進一步提高驅油效率，開展了表面活性劑驅的研究與應用工作。根據我國西部油田地質特點、原油物性，研發(fā)了用于提高驅油效率的新“雙子型”磷酸鹽表面活性劑。該表面活性劑適應范圍廣、活性高、無堿、耐鹽、抗溫、對地層無傷害；在低滲油藏內滲流效果優(yōu)良，在滲透率為(0.1～1.0)×10-3μm2的條件下，其透過率可達到99.5%；解決了傳統(tǒng)表面活性劑在使用過程中巖石表面潤濕性周期性反轉的難題。

本工作以HWSX-1表面活性劑的界面張力以及乳化能力的評價展開，優(yōu)選條件進行驅油模擬實驗，為現(xiàn)場應用提供技術參數(shù)。

1 實驗部分

1.1 試劑與儀器

HW表面活性劑(HWSX-1北京某石油工程技術服務有限公司，工業(yè)級)、西部某油田原油及采出水、XZD-5型旋轉液滴界面張力儀(北京哈科實驗儀器廠)。HW系列表面活性劑基本結構如圖1所示，其基本理化指標見表1。

圖1 HW系列表面活性劑基本結構

1.2 原油族組分分析

根據石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5119-1995《巖石可容有機物和原油族組成柱層析分析方法》對實驗用原油的族組分進行了分析[12]。

1.3 界面張力測定方法

使用XZD-5型旋轉液滴界面張力儀測定驅油劑的界面張力。在60℃恒溫條件下將注好油滴的離心管裝入儀器的旋轉軸內，長軸(離心管軸向)直徑記作L，短軸(離心管徑向)直徑記作D，調節(jié)轉速觀察液滴變化在L/D≥4時，記錄D的數(shù)據并計算該溶液體系界面張力，公式如下[13]：

γ=1.22 3103(ρB-ρA)(KD)3(60 000/R)-2

(1)

式中：K為放大系數(shù)，0.24；D為液滴直徑，mm；R為儀器最終轉速，r/min；ρB、ρA為液體A、B的密度，g/mL。

1.4 表面活性劑吸附實驗

天然巖心砂粉碎后過100目篩，在105℃下干燥至恒重，待用。采用注入水配制一系列質量分數(shù)的表面活性劑溶液，將表面活性劑溶液和巖心砂按一定的固液比加入100 mL錐形瓶中，振勻后密封并置于60℃下恒溫12 h后倒入離心管，在3 000 r/min的轉速下離心10 min后取出離心管中上層清液按照1.3步驟測定其與原油樣品的界面張力。

1.5 表面活性劑乳化和驅油能力評價

用50 mL的具塞量筒，將不同質量分數(shù)的驅油劑與原油分別以1:1、1:2、1:3、1:5、1:10、1:20體積比混合，上下震蕩50下，60℃恒溫下用秒表測定原油乳化液析水50%時所用時間。驅油實驗參照文獻報道方法進行[13]，所用人造均質巖心參數(shù)如表2所示。所用水油分別為西部某油田采出水和原油，注入表面活性劑溶液段塞為0.5 PV。

表2 驅油用人造均質巖心基本參數(shù)

2 結果與討論

2.1 原油族組成分析

對本實驗使用的三種原油進行了物性分析，顯示該油區(qū)產出原油物性基本一致，飽和烴含量高，芳香烴和膠質含量中等，總量在30%左右，瀝青質含量較低(見表3)；密度和粘度都較高，屬于稠油，流動性相對較差，不利于采出。

2.2 采出水離子分析

經過分析，本實驗使用的三種采出水中離子含量有明顯差異，表4所示。

表3 實驗用油樣物性數(shù)據

表4 實驗用油田采出水離子分析 mg·L-1

2.3 表面活性劑的界面活性

水驅油藏原油的采收率是水驅波及系數(shù)與洗油效率的乘積。用注表面活性劑的方法可降低界面張力，以此降低殘余油飽和度來提高微觀驅油效率。采用不同原油對應的采出水配制質量分數(shù)為0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的HWSX-1表面活性劑溶液，測定與上述三種原油60℃(油藏溫度)下油水界面張力，結果如圖2所示。由圖可見，質量分數(shù)在0.1%～0.5%時油水界面張力值穩(wěn)定在10-2mN/m量級。隨著質量分數(shù)的增加，HWSX-1表面活性劑溶液與AB-6井原油的界面張力呈現(xiàn)先減小后增大再減小的趨勢，但整體變化不大，質量分數(shù)0.2%時界面張力最小，為0.013 4 mN/m；HWSX-1表面活性劑溶液與AB-7井原油界面張力呈現(xiàn)先減小后增大的趨勢，質量分數(shù)0.2%時界面張力最低，為0.009 1 mN/m；B-41井原油界面張力呈現(xiàn)先增大后減小再增大的趨勢，質量分數(shù)0.1%時界面張力最低，為0.010 6 mN/m。隨著油水界面張力的減小，粘附功將減小，易于水把油從巖石上剝離[3]，該表面活性劑溶液可以顯著降低界面張力，且在較寬的質量分數(shù)范圍界面張力值穩(wěn)定于10-2mN/m量級，適宜作為驅油劑。

圖2 HWSX-1表面活性劑質量分數(shù)對油水界面張力的影響

以上結果可見，表面活性劑溶液與不同原油的界面張力差異較大，這主要是由于原油組分的差異所引起的。研究中所用的三種原油飽和烴含量都較高且含量接近，對界面張力的差異影響較??；芳香烴也是低極性組分，不具有極性官能團，對界面張力的差異影響較??；瀝青質為散于原油中且不溶的成分，其含量都較低，對界面張力的差異影響也較小；而膠質是原油中分子量較大的含有氧、氮、硫等元素的多環(huán)芳香烴化合物，具有非極性的苯環(huán)、烷基等結構，也具有極性的羥基、巰基、氨基、羧基等結構，因此具有一定的表面活性，是原油中的天然表面活性劑，可以與水中的表面活性劑的極性基團通過氫鍵或者靜電相互作用，從而影響界面張力。B-41原油中膠質含量最高，達到了21.36%，并且B-41原油與HWSX-1表面活性劑溶液的界面張力也達到了最低值，由此可見，原油中的膠質是影響界面張力的主要因素。

其次，不同油井采出水的離子含量也有明顯差異，B-41井采出水礦化度、鈉離子濃度、硬度均最小，AB-6次之，AB-7最大。如圖2所示，隨著離子濃度和表面活性劑質量分數(shù)的增加，油水界面張力呈現(xiàn)增大的趨勢，但變化幅度不大，仍在10-2mN/m量級，由此可見，該表面活性劑對不同硬度和礦化度的水質均有較好的適應性。

2.4 表面活性劑的老化性能

圖3 HWSX-1表面活性劑的穩(wěn)定性

由于表面活性劑驅油時，隨水注入地層后將在地層長時間運移，因此需要具有一定的穩(wěn)定性。將配制好的質量分數(shù)為0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的驅油劑的水溶液放入安瓿瓶中密封，60℃下恒溫保存，分別在新配好、第7天、14天、30天、60天、90天取出加入B-41原油，測定與B-41原油的界面張力，結果如圖3所示：隨著表面活性劑老化時間的延長，各質量分數(shù)表面活性劑水溶液的界面張力逐漸提高，但是變化不大，始終保持在10-2mN/m量級，表明該表面活性劑具有較好的穩(wěn)定性。

表面活性劑在地層運移時要反復接觸原油，因此考察了表面活性劑-原油混合體系老化后界面張力的變化。選取降低界面張力最優(yōu)質量分數(shù)溶液，按照1:1(體積比)將油水置于安瓿瓶中密封，60℃下恒溫保存，分別在新配制、第7天、14天、30天、60天、90天取出測定油水界面張力，結果如圖4所示：表面活性劑溶液與不同原油的油水界面張力隨老化時間的變化趨勢與圖3所示結果類似，整體呈現(xiàn)略有升高的趨勢，但其中也有部分波動。對于三種原油，其界面張力值均在在初始時最小。

圖4 HWSX-1表面活性劑與原油共同老化時界面張力的變化

2.5 表面活性劑在巖心上的吸附性

在60℃恒溫下，表面活性劑溶液在巖心砂上吸附之后，測定其與B-41的界面張力，結果如圖5所示：界面張力隨著固液比的升高而升高，在低質量分數(shù)表面活性劑溶液中尤為突出，而在高質量分數(shù)溶液中界面張力雖有所上升，但幅度不大。質量分數(shù)在0.3%及以上時，在所實驗范圍內界面張力仍保持在10-2mN/m量級。由此可見，該表面活性劑在巖心砂上吸附較弱，用于驅油則在地層運移時吸附損失小，利于長效作用。

圖5 HWSX-1表面活性劑溶液在巖心砂上吸附后界面張力變化

2.6 表面活性劑的乳化性能

用50 mL的具塞量筒，將不同質量分數(shù)的表面活性劑與三種原油分別以體積比1:1、1:2、1:3、1:5、1:10、1:20的比例混合，上下震蕩50次，60℃恒溫下用秒表測定原油乳化液析水50%的時間。結果顯示0.1%～0.5%的HWSX-1表面活性劑均能與不同體積比的原油形成乳液，既具有較好的乳化能力，同時該乳液體系析水較快，因此考察了其質量分數(shù)和油水比例對原油乳化液析水50%時間的影響。對AB-6井原油的乳化液析水50%時間影響結果如圖6所示，該體系的析水50%時間整體趨勢隨水油比和驅油劑質量分數(shù)變化的規(guī)律不明顯，析水50%時間最長的是質量分數(shù)為0.4%、水油比為1:5，半衰期達到950.0 s。

圖6 表面活性劑質量分數(shù)和水油比對AB-6井原油析液半衰期影響

油樣加入0.4%驅油劑，放置相同時間后的析水現(xiàn)象如圖7所示，從左至右依次為水油比1:1至1:20。從圖中明顯看出，放置相同時間后乳化液析水50%時間長的油樣，油水界面分層不明顯，仍有大量絮狀物存在。 水油比越高，分離界面越清晰，水油比越低，分離界面越模糊并含有少量乳狀物。

圖7 0.4%HWSX-1表面活性劑與AB-6井原油乳化后析水結果

對AB-7井原油的乳化液析水50%的時間影響結果如圖8所示。表面活性劑質量分數(shù)為0.3%、油樣水油比1:5時，析水時間最長，達到1 466.6 s。表面活性劑質量分數(shù)為0.3%，不同水油比震蕩后放置相同時間后的析水現(xiàn)象如圖9所示，從左至右依次為水油比1:1至1:20。從圖中明顯看出，水油比越高，分離界面越清晰，水油比越低，分離界面越模糊并含有少量乳狀物。

圖8 表面活性劑質量分數(shù)和水油比對AB-7井原油析液半衰期影響

圖9 0.3% HWSX-1表面活性劑與AB-7井原油乳化后析水結果

對B-41井原油的乳化液析水50%的時間影響結果如圖10所示。由圖可看出，表面活性劑質量分數(shù)為0.5%、油樣水油比1:3時，析水時間最長，達到319.4 s。表面活性劑質量分數(shù)為0.5%，不同水油比震蕩后放置相同時間后的析水現(xiàn)象如圖11所示，從左至右依次為水油比1:1至1:20。從圖中明顯看出，油水分離后界面清晰，水中清澈。

由上乳化實驗可見：HWSX-1表面活性劑對原油乳化能力強，且乳液不穩(wěn)定，在較短時間內可恢復油水分離狀態(tài)，可見HW表面活性劑用于驅油后采出液容易破乳，有利于生產中快速油水分離。

圖10 HWSX-1表面活性劑質量分數(shù)和水油比對B-41井原油析液半衰期影響

圖11 0.5%HWSX-1表面活性劑與B-41井原油乳化后析水結果

2.7 驅油實驗

用采出水配制不同質量分數(shù)的HWSX-1表面活性劑溶液，AB-7井原油飽和巖心，考察了表面活性劑質量分數(shù)對驅油效果的影響，結果如表5所示：增大表面活性劑質量分數(shù)可以提高驅油效率，質量分數(shù)為0.2%時驅油效率達到了12.7%，進一步提高表面活性劑質量分數(shù)驅油效率仍有提高，但是提高幅度不大，考慮到地層水的稀釋作用、驅油效果和藥劑成本，現(xiàn)場應用時驅油劑質量分數(shù)為0.15%～0.25%為宜。

表5 不同質量分數(shù)的HWSX-1表面活性劑驅油效果 %

3 結論

(1)HWSX-1表面活性劑質量分數(shù)在0.1%～0.5%范圍內時界面張力在10-2mN/m量級，最小為0.012 0 mN/m；

(2)HWSX-1表面活性劑溶液60℃下保存90天界面張力略有提高，但是其變化不大，始終保持在10-2mN/m量級，表明該表面活性劑具有較好的穩(wěn)定性，利于作為驅油劑在儲層中長時間運移；

(3)HWSX-1表面活性劑具有較好的乳化能力，且析水較快，驅油后采出液容易破乳，有利于生產中快速油水分離；

(4)HWSX-1表面活性劑溶液具有較強的驅油能力，質量分數(shù)為0.2%時驅油效率達到了12.7%，綜合考慮地層水的稀釋作用、驅油效果和藥劑成本等因素，現(xiàn)場應用時以0.15%～0.25%的質量分數(shù)為宜。

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