低渗透油藏阴离子/非离子表面活性剂复配机理研究*

殷代印，姜婷婷

（东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318）

低渗透油藏阴离子/非离子表面活性剂复配机理研究*

殷代印，姜婷婷

（东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318）

针对低渗透油藏注水开发采收率低的问题，进行了阴非复配表面活性剂的筛选与评价研究。通过对界面张力及乳化性能的测定，确定十二烷基苯基磺酸盐（SDBS）与脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO-9）进行复配，具有良好的表面活性剂性能。通过阴非复配体系的特点、相渗曲线分析以及岩心驱替实验，发现SDBS/AEO-9阴非复配体系具有降低注入压力、提高最终采收率的能力,能够很好的应用于低渗透油藏。确定当表面活性剂浓度为0.5%时，该表面活性剂复配体系能够降低界面张力至10-3mN·m-1，可提高采收率5.41%。

阴非复配；界面张力；乳化性能；驱油实验；降压增注

低渗透油藏由于地层能量低，在开发过程中，存在启动压力梯度和注入压力过高的现象，导致油水井之间难于形成有效驱动压差，不能高效驱替原油[1]。为提高低渗透油藏的开发效果，部分油田采用注表面活性剂驱油，其中表面活性剂复配体系得到更为广泛的关注，由于其比各组分单独使用更能大幅度的提高驱油效率。目前，研究较多的为阴离子表面活性剂与非离子表面活性剂的复配，研究证明阴离子/非离子表面活性剂复配能够影响聚集体结构的变化，且分子中含有氧乙烯基团和阴离子的两类亲水基团，具有两种表面活性剂各自的优点，复配后具有优良的表面活性剂性能[2]。

由于阴离子表面活性剂溶解性好、价格便宜，故选其为主剂，通过阴离子与不同种类非离子表面活性剂间的复配，对其降低界面张力的能力、乳化性能进行比较，筛选出适合低渗透油藏的阴非复配表面活性剂体系。最后开展室内岩心驱替实验研究了阴非复配表面活性剂驱对低渗岩心油水相对渗透率曲线的影响以及降压增注作用的机理，为其能够更好的应用于矿场实验。

1 实验部分

1.1 主要试剂与仪器

朝阳沟天然岩心（大庆朝阳沟）油田脱水脱气原油（45℃下粘度为10mPa·s）；SDBS（十二烷基苯基磺酸盐，阴离子表面活性剂），AEO-9（脂肪醇聚氧乙烯醚，非离子表面活性剂），TX-100（辛基酚聚氧乙烯醚，非离子表面活性剂），选取大庆朝阳沟油田天然岩心若干块。

TEXAS500型；平流泵；恒温箱；岩心抽空饱和装置；油水分离器。

1.2 实验方法

式中Ed：析水率，%；Vx：析水量，mL；V：制备乳状液时的水相体积，mL。

1.2.3 室内岩心模拟驱油实验本实验模拟现场条件进行驱替实验，首先用水驱油，直到不出油为止，改为用表面活性剂驱复配体系。表面活性剂驱油的步骤为：（1）岩心抽真空，将饱和水缓慢注入其中；（2）以一定的驱替速度将实验原油注入岩心，计算含油饱和度；（3）用一定的驱替速度对岩心进行水驱，至采出液含水率达98%，计算水驱采收率；（4）将表面活性剂复配体系注入岩心中，测量结束时的压力与采收率。

1.2.1 界面张力的测定界面张力的测定在45℃下用旋转液滴界面张力仪（TEXAS500型），选取阴离子表面活性剂与不同非离子表面活性剂进行复配，非离子与阴离子表面活性剂质量比均为3∶7，测定不同复阴非表面活性剂复配体系与实验原油的界面张力。

1.2.2 乳化性能的测定取一定比例的表面活性剂溶液与实验原油混合，置于10mL具塞量筒中，塞紧量筒塞，剧烈振荡3min，在恒温箱中静置5min,观察其乳化情况，计算不同复配体系的析水率，其公式为：

2 结果与分析

2.1 表面活性剂测试实验结果

油水界面张力的降低会使油层中的油滴变形，使其在通过喉道时的阻力变小，导致部分滞留油变为可流动油，进而提高原油的可采储量，尤其在低渗透油藏中，降低油水界面张力的能力是评价表面活性剂性能的重要指标[3]。根据实验结果可以发现，当阴离子表面活性剂溶液中加入非离子表面活性剂，混合溶液的临界胶束浓度下降，从单剂的0.9%降至混合溶液的0.5%，同时也会导致界面张力降低，单剂阴离子表面活性剂的界面张力为10-2数量级，混合后的界面张力可降至10-3数量级。这时由于SDBS与非离子表面活性剂作用时，非离子表面活性剂分子可以插入到SDBS的胶团之中，减弱离子头间的斥力，形成高强度的混合界面膜，并且由于阴离子与非离子表面活性剂疏水链间的强相互作用，更易于形成混合胶团[4]，从而得到比单一表面活性剂更为稳定的乳液，导致混合溶液的表面活性提高，界面张力降低。因此，要达到所需的界面张力，混合表面活性剂溶液所需的浓度要比单一表面活性剂浓度低的多，且降低界面张力的能力也比单一溶剂要强。与此同时，当阴离子表面活性剂与不同的非离子表面活性剂混合时，会产生不同的效果。当混合表面活性剂的浓度为0.5%时，SDBS/AEO-9混合溶液能够产生较低的界面张力，界面张力可降至10-3mN·m-1数量级。相对于SDBS/TX-100混合溶液，降低界面张力的能力更强，原因可能是在复配表面活性剂体系中，由于TX-100的头基较大，插入到SDBS中，会导致形成的混合胶团稳定性相对变差，因而认为SDBS/AEO-9混合溶液协同效应较好。

图1表面活性剂浓度与界面张力的关系曲线Fig.1Relationship between surfactant concentration and interfacial tension

2.2 乳化能力测试结果

一般来讲低渗透油藏渗透率低，孔喉细小，因此，表面活性剂的乳化作用显得尤为重要。表面活性剂对原油有较强的乳化作用，能够将滞留在岩石表面的原油剥离下来，形成乳状液，经过乳状液的聚集形成油墙，继而被开采出来[5]。根据实验结果可以发现，开始体系中的油水混合溶液在静置的过程中，油水不断分离，最终达到平衡，随着时间的增加，析水率增加的幅度减小，直至后来几乎保持不变。也就是说随着表面活性剂浓度的增大，表面活性剂分子会紧密排列在油水界面上，使得界面上形成了一层紧密的界面膜，导致体系的稳定性增强，乳化性能提高。可以发现的是在乳化时间相同的条件下，SDBS/AEO-9的析水率要比SDBS/TX-100相对要低，且在乳化90min左右时，二者的析水率基本保持不变，说明SDBS/AEO-9复配能够有较好的乳化作用，这时由于AEO-9的结构中，醇的羟基与聚氧乙烯之间是较稳定的醚键，导致其有较高的稳定性，二者的复配能够稳定的将油水分离，有效提高油藏的可采储量。

图2乳化时间与析水率的关系曲线Fig.2Relationship between emulsification time and water content

通过以上实验研究可以发现，当阴离子表面活性剂中加入非离子表面活性剂，降低界面张力的能力及效率均有明显的提高。阴-非离子型表面活性剂复配，使其在同一个表面活性剂分子结构中，既含有阴离子亲水基团，又含有非离子亲水基团，从而大大提高了表面活性剂性能。通过对两种复配表面活性剂的比较，可以发现SDBS/AEO-9复配体系能够在较低浓度下，实现有效降低界面张力的能力，并且具有较强的乳化作用，综合这两方面的因素，发现SDBS/AEO-9复配体系的相互作用强于SDBS/TX-100复配体系。这意味着，无论复配体系在的混合胶束或是混合吸附层的形成过程中，二者具有强的相互作用。最终筛选出AEO-9作为与SDBS复配的非离子表面活性剂。

3 阴非复配表面活性剂降低启动压力机理研究

在完成表面活性剂复配体系研究的基础上，开展了低渗透油层阴非表面活性剂驱降低启动压力机理研究。通过前文的研究可以发现，当阴离子表面活性剂中加入非离子表面活性剂后，降低界面张力及乳化能力均有明显的提高，表面活性剂的活性得到显著提升。产生这种相互吸引的原因有很多。首先，考虑到非离子表面活性剂分子插入到阴离子表面活性剂分子间，在界面处由于极性头基的静电吸引和疏水基分子的相互作用增强，形成致密的界面膜，有效降低界面张力[6]。其次，由于非离子表面活性剂分子具有亲水性质，分子间会产生正负电荷分离，通过偶极子对离子基团产生定向电吸引作用，由于阴离子与非离子表面活性剂疏水链间的强相互作用，使之更容易形成胶团，从而增强了胶束和吸附层中分子间的相互作用力，使表面吸附层更为紧密[7]。最后是由于非离子和阴离子表面活性剂在溶液中形成了混和胶团，导致界面层中阴离子表面活性剂的排布不均匀，其头基聚集成小的团簇，由非离子表面活性剂填充空穴，两者紧密镶嵌，产生协同作用，这也为表面活性剂的有效应用和微乳液制备提供了理论指导。

3.1 相对渗透率曲线的测定

油水两相相对渗透率曲线是油水两相在渗流过程中必须遵循的基本规律。低渗透油层在相对渗透率曲线上表现出两相流动范围较窄，束缚水饱和度较高，残余油饱和度也较高等一系列特点。通过对比在低渗透岩心中注入表面活性剂后油水相对渗透率的变化，得到表面活性剂驱对低渗透岩心油水渗流以及提高采收率的相关规律，本研究采用稳态法对相渗曲线进行测定。通过实验结果可以看出，与水驱相比，加入表面活性剂复配体系后随着含水饱和度的增加，油相渗透率下降速度略变缓慢，水相渗透率有所提高，并且等渗点右移，含水饱和度为51.31%增至59.67%，说明表面活性剂的加入改变了岩石的润湿性，增加了岩石表面的亲水性,提高水相的渗透率也是降压增注的主要机理。同时，还可以发现岩心的可动油饱和度从32.24%增至35.12%，并且体系残余油饱和度降低，两相渗流区范围增大，说明岩心中的剩余油变少，复配表活剂体系减小了油相流动时由于贾敏效应产生的附加阻力，有效激活残余油，使岩心中散落的油滴更容易聚并形成油带，导致驱替效率和洗油效率得到一定程度的提高，起到降低驱替压力的目的。

图3水驱、表面活性剂驱相对渗透率曲线（0.5%S）Fig.3Relative permeability curves of water flooding and surfactant flooding

3.2 阴非表面活性剂复配体系降低驱替压力

为了验证阴非复配表面活性剂驱在低渗透岩心中具有降压增注的效果，分别选取不同渗透率级别的岩心进行了表面活性剂降压增注的实验研究。

3.2.1 岩心驱替实验根据选配的表活剂复配体系混和溶液（界面张力10-3mN·m-1），进行了室内岩心驱替实验。结果发现注入SDBS/AEO-9表面活性剂复配体系后，可以明显降低驱替压力，有效提高采收率，特别是对于特低渗透岩心，仍然有较好的效果。

表1 阴非复配表活剂体系降低驱替压力室内实验结果Tab.1Results of displacement test

3.2.2 压力降低过程曲线分析图4为水驱-活性剂体系驱-后续水驱过程中驱替压力随注入孔隙体积倍数的变化曲线。

图41-3岩心水驱-活性剂-后续水驱压力变化曲线Fig.41-3 Core water flooding-active agent-subsequent water drive pressure change curve

从图4中可以看出，当水驱到一定孔隙体积以后，驱替压力是基本保持恒定的，这时注入0.5倍孔隙体积活性剂体系后，再后续水驱，压力开始明显下降，降低一定值以后不再变化，并直至实验结束，没有反弹的现象。说明利用该活性剂体系可以明显降低低渗透岩心的驱替压力，且能在后续水驱过程中不回升。

室内实验表明，对于同一块岩心，活性剂体系有增加岩心渗透能力的作用，因此，在低渗透岩心驱油实验时，注入活性剂体系以后，水驱压力显著下降，可以起到降低驱替压力，提高驱油效率的作用，由于阴非复配表面活性剂的两亲性，使体系能够被吸附于油水界面，形成超低的界面张力，降低毛管力，更多的表面活性剂进入小孔道，活化残余油，能够使孔隙间的油膜及滞留在大孔隙间的油滴启动，增大流动的空间，并减小流体在岩心中的渗流阻力，在流动的过程中，与油滴互溶，进而提高采收率[8]。根据不同低渗透岩心渗透率的不同，可以发现随渗透率的提高，压力降低幅度也在呈增加趋势，当渗透率高于10×10-3μm2时，压力降值大于50%，表明在相同条件下，SDBS/AEO-9阴非复配表面活性剂在低渗透油藏的高渗区块作用效果会更为的明显。

4 结论

（1）通过对阴非复配体系的筛选可知，复配体系较单剂能有效降低界面张力，且SDBS/AEO-9复配体系在浓度为0.5%时，能够降低界面张力至10-3数量级。通过对阴非复配体系乳化性能的研究可以发现在相同时间内，SDBS/AEO-9析水率更高，也就说其乳化性能越好。最终选定SDBS/AEO-9体系作为最佳复配组合。

（2）表面活性剂复配体系的加入使相对渗透率曲线特征发生显著变化，由于能够降低油水界面张力的性质，导致等渗点右移，束缚水饱和度变小，水相相对渗透率下降缓慢，能够使油水渗流状况得到改善，有效降低启动压力梯度。

（3）通过岩心驱替实验，知道采用SDBS/AEO-9阴/非离子表面活性剂复配体系不但具有降压增注的效果，也具有提高驱油效率的作用，提高采收率5.41%，可在低渗透油藏中进行广泛应用。

［1］周亚洲,殷代印,张承丽.降低启动压力的表面活性剂体系在朝阳沟油田的应用［J］.油田化学,2013,（4）:565-569.

［2］南海明,张高勇,王红霞.十二烷基苯磺酸钠-聚醚混合表面活性剂体系增效作用的研究［J］.日用化学工业,2007,（5）:290-292；297.

［3］岑桂秋.阴/非离子表面活性剂复配体系的胶束性质及协同效应［D］.海南大学,2012.

［4］王慧敏.二元表面活性剂混合体系表面活性及协同效应的研究［D］.山东师范大学,2012.

［5］丁振军,方银军,高慧,等.阴离子/非离子表面活性剂协同效应研究［J］.日用化学工业,2007,（3）:145-148.

［6］冯岸洲,张建强,蒋平,等.低渗透油藏高浓度表面活性剂体系降压增注试验研究［J］.油田化学,2011,（1）:69-73.

［7］谭俊领.阴非复配型表面活性剂在低渗透油藏的应用性能评价［J］.科学技术与工程,2013,13:3695-3699.

［8］祝仰文,孟红丽,马宝东,等.低渗透油藏表面活性剂降压增注效果影响因素［J］.油气地质与采收率,2016,（1）:74-78.

Research on the mechanism of anionic/nonionic surfactants applied in low permeability reservoirs*

YIN Dai-yin，JIANG Ting-ting
（Faculty of Petroleum Engineering,Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China）

Based on the problem of low recovery of water flooding in low permeability oilfield,the screening and evaluation of the anionic/nonionic surfactants are carried out.Through the measurements of interfacial tension and emulsifying properties,determining SDBS（twelve alkyphenyl sulfonate）/AEO-9（fatty alcohol polyoxyethylene ether）has a good surfactant performance.Through the characteristics of the anionic/nonionic surfactants,the seepage curve analysis and the core displacement experiment,it is found that the SDBS/AEO-9 system has the ability to reduce the injection pressure and improve the final recovery,and it has a good application in the low permeability reservoirs When the surfactant concentration is 0.5%,the interfacial tension can be reduced to 10-3mN·m-1, and the recovery can be improved to 5.41%.

anionic/nonionic surfactants;Interfacial tension;emulsifying property;oil displacement experiment;depressurization injection

TE348

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170606

2017-03-14

国家自然基金资助项目“低渗透油藏表面活性剂驱微乳液渗流机理及数值模拟研究”（No.51474071)

殷代印（1966-），男（汉），山东省济宁市人，教授，博士后，从事油气藏数值模拟和油气田开发动态分析方面研究。