低渗透油藏驱油用表面活性剂的性能评价

2011-04-10长江大学化学与环境工程学院湖北荆州434023

长江大学学报(自科版) 2011年34期

(长江大学化学与环境工程学院，湖北荆州434023）

由于低渗透油藏普遍存在着孔喉细小、非达西渗流和启动压力高的特点，表面分子力和毛细管力作用强烈，只有存在较大的驱替压力时液体才能流动。降低油水界面张力是迫使滞留在多孔介质中的剩余油流动的重要方式之一。研究表明，用超低界面张力的活性水驱油能有效地降低油水界面张力，是提高低渗透油层采收率的重要途径[1-2]。目前，常规活性剂在高矿化度低渗油藏下有不配伍、波及系数低、驱油效率差、吸附损失较为严重、活性剂用量大和成本高等缺点[3-4]。为此，笔者进行了低渗透油藏驱油用表面活性剂的性能评价。

1 试验部分

1．1 主要药品和仪器

1）主要药品烷基铵、甲醛、甲酸和烷基磺酸盐(均为分析纯）。

2）主要仪器 TX500C型界面张力仪(美国科诺公司），JK99B型全自动张力仪(上海中晨，）SHB-3型循环水式真空泵(予华仪器设备有限公司），多功能岩心流动试验仪(荆州现代石油科技发展公司），高速台式离心机GT16-3（北京时代北利有限公司）等。

1．2 表面活性剂的合成

在装有搅拌器、回流冷凝管和温度计的三口烧瓶中加入一定量的烷基铵，以比例加入甲醛和甲酸，在适当温度下进行反应，反应方程式如下：

将上述反应产物与烷基磺酸盐反应生成表面活性剂，其反应方程式如下：

表面活性剂中R1的作用是影响表面活性剂的临界胶束浓度值，由于链长增加，使临界胶束浓度降低[4]；R3为调节表面活性剂的亲水亲油平衡值，以利于表面活性剂分子在油水界面的平衡；—SO3M为抗盐性基团，可以提高表面活性剂对二价阳离子(Ca2＋，Mg2＋等）的适应性，从而增强其抗盐性。

2 结果与分析

2．1 临界胶束浓度的测定

当表面活性剂的浓度为临界胶束浓度时，表面活性剂的单个分子或离子开始缔和成胶团，增加溶液浓度也不能再使单个分子或离子的浓度增加，此时溶液表面吸附量也不会再增加，表面活性剂分子吸附达到饱和[4]。

在25℃的条件下测定不同浓度表面活性剂的表面张力[5]，得到所合成表面活性剂的浓度与表面张力的关系图(见图1）。由图1可知，当表面活性剂的表面张力达到32．78mN／m后不再发生变化，此时其对数浓度100mg／L，因此，表面活性剂的临界胶束浓度为100mg／L。

2．2 不同价态盐对表面张力的影响

用蒸馏水配制0．2%的表面活性剂，加入10000～90000mg／L的无机盐，分别考虑了一价盐（NaCl）和二价盐(CaCl2）对表面活性剂表面张力的影响，结果如图2所示。

图1 表面活性剂浓度与表面张力关系图

图2 不同价态无机盐对表面活性剂表面张力影响关系图

由图2可以看出，在无机盐相同的溶液中，盐浓度提高，一价盐和二价盐的表面张力均略有下降，当电解质浓度增大到一定程度后，表面张力不再变化。因为加入盐后会产生离子效应，离子间的电性相互作用，压缩聚合物离子雾厚度，易于吸附表面形成胶团，降低溶液的表面张力。对于一价盐来说，表面活性剂的临界盐浓度为70000mg／L，对于二价盐而言，表面活性剂的临界盐浓度为60000mg／L。

2．3 界面张力测定

采用TX500C型界面张力仪测定表面活性剂降低油样和水样界面张力的能力，表面活性剂的添加量为0．05%，试验温度为65℃。表面活性剂界面张力与时间关系图如图3所示。由图3可以看出，体系界面张力随着时间增加而下降，在50min后界面张力达到最低值(0．04664mN／m）并达到稳定状态，属于10-2mN／m数量级，因而可以有效降低油水界面张力。

图3 表面活性剂界面张力与时间关系图

图4 表面活性剂平衡浓度与吸附量关系图

2．4 油砂吸附量测定

准确配制一系列浓度的表面活性剂溶液，此时浓度为平衡浓度。按砂液比1∶10分别称取5g油砂和50g溶液，水温控制在65℃，振荡24h，然后，用离心机在1000r／min条件下离心15min，取上层清液，测定吸附后的浓度，做出表面活性剂在油砂上吸附等温线图(见图4）。由图4可以看出，随着平衡浓度的上升，吸附量随之上升，当达到一定浓度后，吸附量不再增大，此时最大吸附量为0．93mg／g。

2．5 岩心试验

室内试验模拟对象为某低渗油层岩心，物性分析平均孔隙度18．96%，平均渗透率为1．02×10-3μm2，地层水矿化度为97543mg／L。试验所用原油为油田生产井口脱气原油，需要滤除其杂质微粒并脱水，再与煤油以一定比例混合。具体试验步骤如下：①将岩心抽真空饱和地层水，测量岩心孔隙体积；②用地层水驱替，计算岩心原始渗透率；③在65℃条件下饱和模拟油(以下试验均在65℃条件下进行），计算含油饱和度；④地层水驱油，记录驱替不同孔隙体积倍数的驱替压力，至含水100%，记录稳定压力；⑤注入1．0倍孔隙体积的0．05%的表面活性剂，评价表面活性剂驱油效果，岩心试验驱替速度均为0．2ml／min。

岩心驱替效率曲线如图5。由图5可以看出，开始注水阶段含水率为0，采出程度不断上升；随着注水注入倍数不断增大，含水率不断增大高达80%以上，采出程度上升幅度变小，趋于稳定；最后，注入水驱采出程度为42．91%。含水率为100%时，注入0．05%表面活性剂。随着表面活性剂的注入，岩心表面润湿性发生改变，亲油性转变为亲水性，导致含水率下降，累计采出程度上升，最终采出程度提高到47．43%，说明在表面活性剂体系驱替1．0倍孔隙体积之后采收率提高达4．52%。此外，在岩心试验过程中，注入压力为6．04MPa，注入表面活性剂以后，注入压力降至5．32MPa，降压幅度为11．92%。注入活性剂以后，不但能提高采收率，同时水相相对渗透率上升，使注水压力下降。