S7断块驱油用阴/非离子表面活性剂性能评价

朱　霞，姚　峰，沈之芹，余晓玲

(1.中国石化江苏油田分公司工程技术研究院，江苏扬州 225009;2.中国石化上海石油化工研究院，上海 201208)

低渗透油藏普遍存在孔喉细小、非达西流和启动压力高的特点。研究表明，用超低界面张力的表面活性剂溶液能有效降低油水界面张力，是提高低渗透油藏采收率的重要途径[1-3]。S7断块油藏位于江苏沙埝构造中部，储层为中低孔、低渗透，平均孔隙度22%，储层胶结物以泥质为主，含量11%～20%，平均空气渗透率45×10-3μm2，具有强水敏、强盐敏、地层温度高等特点。目前，油藏已经进入二次采油后期，处于产量递减阶段。

为保持原油稳产，进行了适用于S7断块油藏用表面活性剂的研究。本文报道了根据S7油藏特征，合成阴/非离子型表面活性剂SHSA-JS及其性能评价[4]。

1　实验部分

1.1　主要原料与仪器

不同链长的脂肪醇或脂肪醇醚、脂肪酸甲酯、环氧乙烷、环氧丙烷及羧化剂，均为工业品；S7断块水源井注入水，矿化度953.03 mg/L，Ca2+和Mg2+质量浓度为86 mg/L；S7断块地层水，矿化度24 534～26 069 mg/L，Ca2+和Mg2+质量浓度为374 mg/L；S7油藏脱水原油；S7天然岩心柱，人造岩心，石英砂，S7储层净砂，钠膨润土。

Huber-China进口反应釜，北京赛美思有限公司；TX-500C旋转超低界面张力仪，美国科诺公司；电子天平，梅特勒公司； DR5000紫外分光光度仪；OFITE动态线性页岩膨胀仪；恒温箱；岩心驱替系统，海安科研仪器厂。

1.2　表面活性剂的合成

合成表面活性剂的第一步为酰胺化反应，第二步为醚化反应制备非离子中间体，第三步为羧甲基化反应。其中第三步反应为向带有分水装置的四口烧瓶中依次加入脂肪酸单乙醇酰胺聚氧丙烯聚氧乙烯醚、固体碱和甲苯，在适当温度加入羧化剂，加料完毕后升温至适当的温度，一段时间后降至室温，以稀盐酸调至强酸性，分去水层，洗涤，蒸去溶剂，用氢氧化钠调至弱碱性。主要反应式如下：

表面活性剂通过离子型头基增加了表面活性剂的耐温性能和溶解性，而聚氧丙烯聚氧乙烯非离子片段提高了表面活性剂的耐盐及抗吸附性能[5-7]。合成得到的阴/非离子表面活性剂产品代号为SHSA-JS，有效物含量50%,0.3% SHSA-JS溶液的pH值范围为7～9。

2　SHSA-JS表面活性剂性能评价

2.1　油水界面张力测定

用界面张力仪测定表面活性剂降低油水界面张力的能力，观察120 min内界面张力的动态变化及稳定值。

(1)浓度窗口测定。用注入水配制不同浓度的表面活性剂溶液，并测定油水界面张力，结果见图1。温度为83 ℃时，表面活性剂浓度为0.05%～0.6%，低界面张力窗口浓度较宽，保持在10-2～10-3mN/m。

图1　SHSA-JS质量分数对油水界面张力的影响

(2)抗温性。0.3%的SHSA-JS表面活性剂溶液分装在20 mL的密封瓶中，密封放置于温度为83 ℃的恒温箱中，定时取出测定界面张力，观察长期热稳定性，结果见图2。随着时间推移，保温95 d的表面活性剂溶液的界面张力保持在10-2mN/m数量级,表明在储层温度下SHSA-JS表面活性剂可以持续发挥作用的有效时间较长。

图2　老化时间对油水界面张力的影响

(3)耐盐性。将注入水与地层水按比例4∶1，2∶1，1∶1混合，配制不同矿化度的实验用水，分别加入0.3% SHSA-JS表面活性剂溶液，测定83 ℃下矿化度为900～25 000 mg/L范围内的油水界面张力，结果见图3。随着矿化度值增大，油水界面张力由10-2mN/m下降到10-3mN/m数量级。

图3　矿化度对油水界面张力的影响

将注入水与地层水按1∶1混合，添加钙、镁二价离子和0.3% SHSA-JS表面活性剂溶液。当钙、镁二价离子浓度为1 000～2 410 mg/L，溶液的界面张力依然保持在10-2mN/m数量级(见图4)，表明SHSA-JS表面活性剂具有较好的抗盐能力。

图4　二价离子浓度对油水界面张力的影响

(4)原油适应性。取0.3% SHSA-JS溶液密封放置在83 ℃烘箱内老化90 d后，测定其与S7-31井、S7-9井产出原油间的界面张力。结果表明，界面张力均能达到超低数量级，对试验区其他井的原油具有很好的适应性，

2.2　静态洗油性能

静态洗油能力是指在地层温度及静止条件下，表面活性剂溶液对油砂中油的上浮能力。将油与储层净砂以质量比为1∶4配制人工模拟油砂，在油藏温度下密闭，适时搅拌，老化7 d。取老化后的油砂与表面活性剂溶液按质量比1∶10混合，在83 ℃静置48 h后，用石油醚萃取溶液中的原油，用50 mL比色管定容；分光光度计在波长430 nm处比色分析，实验前先做标准曲线，与石油醚直接萃取原油时作为参比，利用标准曲线计算表面活性剂中洗出原油浓度。实验结果见图5和表1。

图5　SHSA-JS静态洗油现象

项目实验编号111213141516SHSA-JS质量分数/%0.10.20.30.40.5注入水洗油效率/%44.042.845.641.844.50

实验现象表明，浸渍于注入水的油砂(16号)，其中的油聚集成椭圆状大油滴静置在油砂上，壁面干净，未出现油沿瓶壁上浮的现象。而浸渍于表面活性剂溶液的油砂(11号～15号)，由于降低了注入水和残油之间的界面张力，润湿性改变或表面活性剂对原油的乳化作用，使油砂中油易流动，油珠易聚并成油带向瓶口流动，瓶中溶液上端面漂浮着一层油。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%，具有优良的洗油能力。

2.3　静态吸附性能

配制表面活性剂溶液，用紫外分光光度法测吸附前的初始浓度(c0)。将砂和表面活性剂溶液按一定的质量比(1∶5)加入密封瓶中，振动摇晃混匀并密封，置于恒温(地层温度83 ℃)振荡器中振荡24 h。取出密封瓶，在3 000 r/min的转速下离心分离约30 min。取离心管中上层清液，测定清液中表面活性剂的浓度(ce)。由下式计算出静态吸附量(Γ)。

Γ=G×(c0-ce)/m

式中，G为表面活性剂溶液的总质量，g；c0和ce分别为表面活性剂溶液的初始浓度和平衡浓度，mg/g；m为吸附剂的质量，g。

静态吸附性能测定结果见表2。相同质量分数的SHSA-JS表面活性剂溶液在储层净沙上的吸附量随着净砂粒径的增大而降低。随着表面活性剂浓度的增大，表面活性剂的吸附量明显增大。

表2　SHSA-JS溶液在不同砂粒上的静态吸附量

同时选取一组粒径为0.20～0.30 mm的储层净砂，测定吸附后表面活性剂的界面张力，结果见表3。当SHSA-JS含量不小于0.3%时，其吸附后的界面张力均可达到10-3mN/m的超低界面张力；0.1%的表面活性剂吸附后界面张力反弹较大，活性损失较大，保持在10-1mN/m数量级。

表3　SHSA-JS溶液吸附后的界面张力

SHSA-JS表面活性剂在石英砂上的吸附量远比储层净砂上小，吸附后的界面张力仍然保持在10-3mN/m超低界面张力。低渗透油藏储层中黏土含量是表面活性剂吸附量增大的主要因素。

2.4　注入性能

S7断块黏土含量高，易引起黏土膨胀，导致地层水敏，从而降低储层渗透率，使注入压力升高，造成注入困难。

分别取10 g钠膨润土和S7储层净砂压成柱状，用页岩膨胀仪进行常温膨胀性实验，测定48 h不同工作介质对膨润土和储层净砂的膨胀率，结果见表4。注入水对膨润土和净砂的膨胀率都大于地层水，由于膨润土中黏土含量比净砂高，因此其膨胀率大10倍以上。用注入水配制的SHSA-JS溶液对膨润土和净砂的膨胀率与注入水基本相当，比原始地层水对岩心的膨胀率高。注入水矿化度降低导致黏土膨胀是该区块地层伤害的重要因素。

表4　SHSA-JS溶液对膨润土和岩心膨胀率的影响

选用渗透率为40×10-3μm2的储层岩心进行驱替实验，结果见图6。注入SHSA-JS溶液过程中，由于表面活性剂在低渗油藏的吸附滞留，注入压力随注入PV数增加逐渐升高，在注入20 PV后，注入压力增加1.2 MPa，但后续水驱压力逐渐降低，恢复到注水压力水平。

图6　SHSA-JS在储层岩心中的注入压力曲线

3　室内物模驱油实验

选择3种不同组成的岩心进行模拟驱油实验，其中长岩心由储层柱状岩心对接而成。实验记录采出液量、采出油量、压力等，分析采收率，结果见表5。

表5　SHSA-JS对不同岩心的驱油效率

驱替步骤为：将驱替系统升温至83 ℃,用地层水驱替岩心，测量岩心水相渗透率；用S7原油进行驱替饱和岩心，直到驱替出的油相中无水，并恒温老化72 h；水驱注入速度0.3 mL/min，水驱至采出液含水率达98%，计算水驱采收率；注入表面活性剂溶液0.4 PV以及后续水驱，进行驱油效率对比。

4　结论

1)SHSA-JS表面活性剂具在较好的耐温耐盐性能。在SHSA-JS浓度窗口为0.5%～0.6%，矿化度为1 000～25 000 mg/L，83 ℃的条件下，油水界面张力可达到10-2mN/m数量级；且对S7断块油藏原油有普适性，满足低渗透油藏S7的要求。

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

3)石英砂、储层岩心砂对0.3% SHSA-JS溶液的静态吸附量分别为0.32 mg/g和4.50 mg/g，经储层岩心砂吸附后的油水界面张力比石英吸附后的油水界面张力大。低渗透油藏储层中黏土的含量是导致吸附量增加的主要因素。

4)注0.4 PV孔隙体积的0.3% SHSA-JS溶液可在水驱基础上平均提高采收率7.71%。

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