喻星辰，羅浩珉，榮 準(zhǔn)，劉 洋，顏志立，龍 遠(yuǎn)，張雪倫

1.安徽省煤田地質(zhì)局第二勘探隊，安徽 蕪湖 241000；2.重慶科技學(xué)院智能技術(shù)與工程學(xué)院，重慶 401331；3.中國石油西南油氣田分公司川東北氣礦，四川 達(dá)州 635000；4.長江大學(xué)石油工程學(xué)院，湖北 武漢 430100

近年來，水溶性聚合物與表面活性劑的相互作用成為國內(nèi)外的研究熱點(diǎn)，因為兩者復(fù)配后會產(chǎn)生明顯的協(xié)同作用，從而表現(xiàn)出更優(yōu)異的界面性能、起泡及乳化等性能［1］，這些性質(zhì)使得兩者的復(fù)配體系在老油田提高原油采收率方面得到了廣泛的應(yīng)用［2-3］。

部分水解的聚丙烯酰胺（HPAM）是最常使用的聚合物之一，它能通過黏滯效應(yīng)、吸附作用以及改善流度比達(dá)到驅(qū)油的作用［4］。非離子表面活性劑除具備一般表面活性劑的共性，還具有其獨(dú)有的性質(zhì)，它不僅能通過降低表面張力和改變巖石潤濕性來提高采收率，還具有良好的抗鹽和抗酸堿性，是油田驅(qū)油中常用的表面活性劑［5-8］。HPAM 與非離子表面活性劑均有其獨(dú)特的性質(zhì)，復(fù)配后各組分的基本性質(zhì)會發(fā)生變化，從而影響復(fù)配體系的基本性質(zhì)。

本文選用聚合物HPAM 和常用的4 種非離子表面活性劑進(jìn)行實(shí)驗，使用TX-500 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀研究不同濃度的HPAM 與不同濃度的非離子表面活性劑辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10）在不同比例的復(fù)配條件下的界面活性，并研究無機(jī)鹽濃度對不同復(fù)配體系降低界面張力能力的影響，以期為老油田聚/表復(fù)合驅(qū)技術(shù)提供參考。

1 實(shí)驗部分

1.1 新疆M區(qū)油田概況

新疆M 區(qū)油藏平均孔隙度為18.7%，滲透率為129.5 mD，地面原油的黏度為6.2 mPa·s，屬于中孔、中滲、稀油油藏。M區(qū)下組北部開發(fā)區(qū)，區(qū)塊日產(chǎn)油37 t，含水率84.3%，累產(chǎn)油1.028×106t。目前該區(qū)已進(jìn)入中高含水期，區(qū)內(nèi)產(chǎn)油量下降趨勢明顯，含水率上升速度較快，急需調(diào)整措施控制含水上升速度，抑制產(chǎn)量遞減率，改善開發(fā)效果，提高油藏滲透率。

1.2 材料與方法

1.2.1 實(shí)驗試劑

NaCl、KCl、NaHCO3、Na2SO4、無水 CaCl2、無水MgCl2，分析純，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；丙三醇嵌段聚醚（DF-103T，含量為99%）、脂肪醇聚氧乙烯醚葡糖（AEG050，含量為50%）、辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10，含量為99%）、脂肪酸甲酯乙氧基化物（FMEE，含量為80%），分析純，天津市北聯(lián)精細(xì)化學(xué)品開發(fā)有限公司；部分水解HPAM（分子量300~2.2×107萬），北京恒聚化工有限公司。

實(shí)驗用水為新疆M 區(qū)油藏模擬地層水，M 區(qū)

油藏水質(zhì)成分見表1，模擬地層水組成如表2所示。

表1 新疆M區(qū)油藏水質(zhì)成分表

表2 新疆M區(qū)模擬地層水組成

1.2.2 實(shí)驗儀器

TX-500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司；FA224TC 型電子分析天平，上海力辰邦西儀器科技有限公司。

1.2.3 實(shí)驗方法

1）非離子表面活性劑篩選方法?；谖墨I(xiàn)［9-15］的研究，選用非離子型表面活性劑DF-103T、AEG050、OP-10、FMEE 在室溫下與模擬地層水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的溶液，攪拌均勻后靜置，觀察其與模擬地層水的配伍性，對表面活性劑進(jìn)行初步篩選。

2）非離子表面活性劑界面活性研究。參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5370—2018《表面及界面張力測定方法》中的實(shí)驗方法［16］，使用TX?500 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，在溫度為45 ℃、轉(zhuǎn)速5 000 r/min 的條件下測定配伍性實(shí)驗篩選出的非離子表面活性劑體系與新疆M 區(qū)油藏原油間的界面張力。

3）不同復(fù)配體系界面活性研究。將方法2）中優(yōu)選出的界面活性低的表面活性劑與HPAM進(jìn)行復(fù)配，并考察表面活性劑濃度與HPAM 濃度對復(fù)配體系界面活性的影響。

4）HPAM 和OP-10復(fù)配體系與原油間界面張力的研究。由于表面活性劑在注入地層后需要運(yùn)移一段時間才能接觸到原油，且在注入過程中可能會接觸到不同礦化度的地層水，故進(jìn)一步研究時間及礦化度對復(fù)配體系降低油水界面張力性能的影響。

2 結(jié)果與討論

2.1 非離子表面活性劑在地層水中的溶解性

考察不同表面活性劑（從左至右依次為OP-10、FMEE、DF-103T、AEG050，質(zhì) 量分?jǐn)?shù) 皆為0.5%）與模擬地層水的配伍性，結(jié)果如圖1 所示。由圖1可知：當(dāng)AEG050與新疆M區(qū)油藏模擬地層水混合后有沉淀生成，溶液渾濁，說明AEG050 是油溶性的，抗鹽性差，所以當(dāng)水相的鹽度過高時，在地層水中的溶解性低，不適用于復(fù)配體系；而FMEE、DF-103T、OP-10 與模擬地層水混合后均無沉淀出現(xiàn)，溶液澄清，說明這3 種非離子表面活性劑的抗鹽性、與地層水的配伍性相對較好。故進(jìn)一步對其界面活性進(jìn)行考察。

圖1 非離子表面活性劑在地層水中的溶解性

2.2 不同非離子表面活性劑的界面活性

測定 0.5% 的 DF-103T、OP-10、FMEE 這 3 種非離子表面活性劑的表面張力，結(jié)果見圖2。

圖2 3種非離子表面活性劑的表面張力曲線

由圖2可知：這3種表面活性劑的表面張力值均隨時間的延長有所下降，其中FMEE 和DF-103T 的界面張力分別降至10-1mN/m，這是因為這兩種表面活性劑的界面活性不夠高，不能有效降低油水界面張力；而OP-10 較前兩者有更好的界面活性，界面張力降至10-2mN/m。因此選擇OP-10作為復(fù)配體系的表面活性劑。

2.3 HPAM和OP-10復(fù)配體系的界面活性

將HPAM 配制成質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.10%的水溶液，與不同濃度的OP-10 按不同比例復(fù)配，并測定不同復(fù)配體系的界面活性，結(jié)果見表3。

表3 0.10%HPAM 與不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)OP-10復(fù)配體系的界面活性

由表3 可知：與純OP-10 相比，不同復(fù)配體系的界面張力均有所下降。當(dāng)兩者的復(fù)配比例為1∶3時，OP-10質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.00%時界面張力值下降得最多，約為0.002 mN/m；當(dāng)復(fù)配比例為1∶6時，各復(fù)配體系界面張力均下降，而OP-10濃度為0.50%時界面張力下降的幅度最大，約為0.006 mN/m；復(fù)配比例為1∶9時，OP-10濃度為0.50%時界面張力下降最多，約為0.004 mN/m。由此可見，當(dāng)HPAM濃度為0.10%、OP-10濃度為0.50%、復(fù)配比例為1∶6時，HPAM與OP-10之間的協(xié)同效應(yīng)最強(qiáng)。

固定HPAM 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%，與不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的OP-10 進(jìn)行復(fù)配試驗，結(jié)果見表4。由表4可知：當(dāng)復(fù)配比例為1∶3 時，不同復(fù)配體系與單一表面活性劑的界面張力值相比有所上升；當(dāng)復(fù)配比例為1∶6 時，不同復(fù)配體系的界面張力均有所下降，其中OP-10的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.50%時，復(fù)配體系的界面張力下降最多，大約為0.003 mN/m；當(dāng)復(fù)配比例為1∶9時，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30%的OP-10復(fù)配體系的界面張力值與單一表面活性劑體系的界面張力值相比，下降約0.004 mN/m；質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.00%的OP-10復(fù)配體系的界面張力值與單一表面活性劑體系的界面張力值相比，上升約0.001 mN/m。。

表4 0.05%HPAM 與不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)OP-10復(fù)配體系的界面活性

進(jìn)一步調(diào)整HPAM 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%與OP-10 復(fù)配后，會出現(xiàn)油滴維持球形的情況，無法測量界面張力，可能的原因是溶液黏度過大。從油滴的形狀為球形亦可分析得知，復(fù)配體系的界面活性很差。故可初步確定最佳二元復(fù)配體系OP-10 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.50%、HPAM 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.10%、復(fù)配比例為1∶6。

2.4 HPAM和OP-10復(fù)配體系的界面張力

2.4.1 不同復(fù)配體系與原油之間的界面張力

在復(fù)配體系與原油接觸的過程中，界面張力是一個動態(tài)變化的過程，它會隨著時間的推移維持一段時間，最終會趨于一個動態(tài)平衡，這時候的油水界面張力就是一個相對穩(wěn)定的值［17-20］。根據(jù)前面的實(shí)驗可知，OP-10 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.50%且復(fù)配比例為1∶6 時，界面張力下降最明顯，因此，以此種濃度及比例進(jìn)行實(shí)驗。圖3 為復(fù)配體系與原油界面張力隨時間變化的動態(tài)關(guān)系。

圖3 不同復(fù)配體系界面張力隨時間的變化曲線

由圖3 可知：相比于純OP-10，復(fù)配體系的界面張力最小值和穩(wěn)定值均有所下降，且隨著HPAM 濃度的增加，界面張力降低得更多，說明HPAM 與OP-10 之間確實(shí)發(fā)生了相互作用，存在一定的協(xié)同效應(yīng)，但復(fù)配體系的界面活性并沒有顯著提高。

2.4.2 礦化度對復(fù)配體系性能的影響

新疆M 區(qū)油藏地層水礦化度較高，且在聚/表二元驅(qū)的實(shí)際應(yīng)用過程中，地層水的礦化度也是變化的，因此，還需進(jìn)一步考察礦化度對復(fù)配體系界面活性的影響，在HPAM 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.10%、OP-10 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.50%且兩者復(fù)配比例為1∶6的復(fù)配體系溶液加入NaCl 和CaCl2，考察Na+和Ca2+各自對復(fù)配體系界面活性的變化。Na+對復(fù)配體系油水界面張力的影響見圖4，Ca2+對復(fù)配體系油水界面張力的影響見圖5。

圖4 Na+對油水界面張力的影響

圖5 Ca2+對油水界面張力的影響

由圖4 和5 可知：隨著Na+濃度的增加，復(fù)配體系的油水界面張力值雖然不斷上升，但是當(dāng)?shù)V化度上升至50 000 mg/L 時，界面張力值增幅很小，僅增加了0.008 mN/m。當(dāng)Ca2+質(zhì)量濃度增加至1 000 mg/L 時，界面張力值增幅也很小，僅上升了0.007 mN/m。這兩種現(xiàn)象證明了隨著礦化度的增加，復(fù)配體系仍然具有較好的抗鹽性能，這也正是非離子表面活性劑的特點(diǎn)。

3 結(jié)論

1）AEG050 的水溶液渾濁，不易溶于地層水中，不耐高鹽，而其他3 種表面活性劑DF-103T、FMEE、OP-10 與模擬地層水的配伍性相對較好，耐鹽性也較好。其中，OP-10單劑活性最佳，將油水界面張力降低至10-2mN/m，而DF-103T 與FMEE的油水界面張力為10-1mN/m。

2）與純 OP-10 相比，加入 HPAM 的不同復(fù)配體系的界面張力均有所下降，證明HPAM 能與OP-10 發(fā)生一定的協(xié)同作用。其中，最佳二元復(fù)配體系為HPAM 質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.10%、OP-10 濃度為0.50%且兩者復(fù)配比例為1∶6。此種復(fù)配體系降低油水界面張力的能力比OP-10更強(qiáng)。

3）與純OP-10 相比，0.05%和0.10%質(zhì)量分?jǐn)?shù)的HPAM與OP-10的復(fù)配體系的界面張力最小值和穩(wěn)定值都有所下降，且隨著HPAM 質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，界面張力降低更為明顯，進(jìn)一步證明了HPAM 與OP-10 之間確實(shí)發(fā)生了相互作用，存在一定的協(xié)同效應(yīng)。

4）隨著礦化度的增加，最佳二元復(fù)配體系的界面張力最大只變化了0.008 mN/m 左右，證明HPAM 和OP-10復(fù)配體系保留了非離子表面活性劑的特點(diǎn)，抗鹽性能較好。