表面活性剂性能评价及驱油效果测试

刘博宇

（大庆油田 第一采油厂 第一油矿，黑龙江 大庆 163318）

随着油田开发的深入进行，常规注入水驱油已经难以满足油田增产的需求[1,2]。针对水驱后期含水率高的问题，石油科技工作者提出应用三次采油技术提高原油采收率，该技术的发展对于各大油田产量增加以及石油行业的进步起着至关重要的作用[3-5]。表面活性剂作为一种高效界面活性化学剂经常被利用到三次采油的过程中。绝大多数表面活性剂具有亲水基团和亲油基团，这使得表面活性剂拥有良好的两亲性能，从而使表面活性剂表现出良好的乳化降黏效果，降低油水之间的界面张力，进而达到提高原油采收率的目的[6-8]。如今，三次采油对于表面活性剂的要求越来越高，不仅要求低界面张力和低吸附值，更要求其与油藏配伍性较好，且价格低廉。国内已经有大量的石油科研工作者对驱油用表面活性剂的研制和发展做了大量工作，研制出一众性能较好的驱油用表面活性剂。本文针对其中3种典型的表面活性剂进行筛选和性能评价[9,10]。

1 实验部分

1.1 设备及用品

参考所研究的内容，结合实验室自身的硬件条件，准确合理的设计本次室内物理模拟实验。实验所需要的表面活性剂：A、B、C类3种表面活性剂（有效含量为48%）。实验用水为矿化度5000、10000、20000mg·L-1的NaCl盐水。实验用油为D油田原油，黏度 9.5MPa·s。

DV-1型布氏黏度计（Brookfield公司）；界面张力仪；E30-H型电动搅拌器（OUHIR公司）；平流泵（北京卫星制造厂）；手摇泵（海安县石油科研仪器有限公司）等。

室内驱替实验所选用的岩心为外部环氧树脂胶结的人造岩心，具体参数为：Φ30×4.5×4.5cm，气测渗透率Kg为500mD。

1.2 实验方案及步骤

1.2.1 表面活性剂性能评价

（1）表面活性剂界面特性评价 用10000mg·L-1的NaCl盐水配制A、B、C类3种表面活性剂溶液，配制浓度分别为 300、600、900、1200、1500、1800mg·L-1，用界面张力仪去测试不同浓度表面活性剂溶液的界面张力及时间稳定性（保持实验温度为55℃）。

（2）表面活性剂耐温性能评价 用10000mg·L-1的NaCl盐水配制A、B、C类3种表面活性剂溶液，配置浓度为 1200mg·L-1,实验温度分别为 15、35、55和75℃，用界面张力仪去测试不同温度时表面活性剂溶液的界面张力。

（3）表面活性剂耐盐性能评价 分别用5000、10000、20000mg·L-1的 NaCl盐水配制 A、B、C 类 3种表面活性剂溶液，配置浓度为1200mg·L-1,用界面张力仪去测试不同矿化度时表面活性剂溶液的界面张力（保持实验温度为55℃）。

（4）表面活性剂吸附性能评价 分别用10000mg·L-1的NaCl盐水配制A、B、C类3种表面活性剂溶液，配制浓度为1200mg·L-1。将表面活性剂溶液与天然油砂按“液∶固=10∶1”混合于磨口瓶中，搅拌均匀，并将磨口瓶放置在55℃恒温箱中。24h后取磨口瓶上部清液，测量其与原油间界面张力。取清液与新鲜油砂再接触，再重复上述实验2次。用界面张力仪去测试界面张力与接触次数的关系（保持实验温度为55℃）。

1.2.2 表面活性剂驱油效果 根据实验的可行性和实验要求设计实验方案，具体实验方案见表1。

表1 实验方案Tab.1 Exprimental schedule

驱油实验步骤：（1）取人造岩心，计量干重，用真空泵抽真空4h，之后利用岩心内真空负压饱和模拟水，测量岩心湿重，并计算孔隙体积。（2）利用驱替装置，以恒定速度（0.3mL·min-1）向岩心内部驱替原油，直至岩心采出端不再出水为止，并计算采出液中水的体积，水的体积即为饱和进油的体积，计算含油饱和度。（3）利用驱替装置，以恒定速度（0.3mL·min-1）向岩心内部驱替模拟盐水（矿化度5000mg·L-1），每半小时记录一次数据，记录采出液中油水体积，驱至采出液含水率 98%。（4）以恒定速度（0.3mL·min-1）向岩心内注入表面活性剂，注入段塞体积为0.5PV。（5）对岩心进行后续水驱，驱至含水率达到98%。

2 结果分析

2.1 表面活性剂界面特性分析评价

采用10000mg·L-1的NaCl盐水配制不同类型和浓度表面活性剂体系，它们与原油间界面张力测试结果见图1。

图1 界面张力与表面活性剂浓度关系Fig.1 Relationship between interfacial tension and surfactant concentration

从图1可以看出，随药剂浓度增大，3种表面活性剂体系与原油间界面张力都呈现下降趋势，且下降速度逐渐减小。进一步分析表中数据可知，在保证其他条件不变的情况下，这3类表面活性剂存在一个临界浓度,当大于这个浓度，表面活性剂体系与原油间界面张力受浓度影响较小，因此，在选定油藏之后，可根据其地层水矿化度，地层温度等条件，确定临界浓度，这个浓度便是洗油效果最好且最经济的表面活性剂溶液浓度。在药剂浓度相同条件下，B类表面活性剂界面张力最大，其次是A类表面活性剂，C类表面活性剂界面张力最小。

2.2 表面活性剂耐温性能分析评价

采用 10000mg·L－1的 NaCl盐水配制 1200mg·L-1的不同类型表面活性剂体系，它们在不同温度下与原油间界面张力测试结果见表2。

表2 界面张力测试结果（mN·m-1）Tab.2 Test results of interfacial tension

从表2可以看出，在药剂浓度不变的条件下，随温度升高，3种表面活性剂体系与原油间界面张力均有所下降。进一步分析表中数据可知，A类表面活性剂的界面张力随温度变化幅度小，因此，A类表面活性剂具有良好的耐温特性针对目标油藏可根据。针对目标油藏可根据其温度选择在这个温度下界面张力最低的表面活性剂进行使用。

2.3 表面活性剂抗盐特性分析评价

采用不同矿化度NaCl盐水配制1200mg·L-1的不同类型表面活性剂体系，在55℃条件下，测试其与原油间界面张力测试结果见表3。

表3 界面张力测试结果（mN·m-1）Tab.3 Test results of interfacial tension

从表3可以看出，在药剂浓度相同条件下，随溶剂水矿化度增加，3种表面活性剂体系与原油间界面张力有所下降，进一步分析可以，A类表面活性剂在矿化度增加时，界面张力变化幅度较小，因此，A类表面活性剂具有较好的耐盐特性。

2.4 表面活性剂吸附特性分析评价

采用 10000mg·L-1的 NaCl盐水配制 1200mg·L-1的不同类型表面活性剂体系，表面活性剂体系与油砂接触次数及其界面张力实验结果见表4。

表4 界面张力测试结果（mN·m-1）Tab.4 Test results of interfacial tension

从表4可以看出，C类表面活性剂体系抗吸附能力较强，在2次吸附后仍能保持较低界面张力。进一步发现当吸附次数大于2次时，3类表面活性剂界面张力都明显上升。

2.5 表面活性剂驱油效果

驱油效果实验数据以及采收率增幅见表5。

表5 驱油效果实验数据Tab.5 Test results of oil displacement effect

从表5可以得出，无论在注入表面活性剂之前是否水驱至98%后，使用C类表面活性剂体系的采收率增幅最大，表明C类表面活性剂洗油效率最高。同一种表活剂体系，先注入表活剂再进行水驱，比水驱之后再注入表活剂的总采收率更高，分析认为水驱会驱使岩心内部形成优势通道，降低表活剂的波及体积，采收率增幅降低。

进一步分析认为，C类表面活性剂之所以有跟高的驱油效率，一方面，它可更好地降低油水接触面上的界面张力，油滴更容易变形，因此，降低油滴驱出孔隙所需要的功，使油更易被采出。另一方面，他有利于使选择性润湿角减小幅度增大，使岩石颗粒表面颗粒水润湿性加强，使岩石更加亲水。正因为这两个方面的协同作用，使得表面活性剂具有洗油，提高采收率增幅的作用。

3 结论

对于3类表面活性剂，他们的性质受温度，矿化度，浓度等外在因素影响。表面活性剂溶液浓度越高，表面活性剂与原油间的界面张力越低，且表面活性剂溶液存在一个临界浓度，当超过这个浓度时，表面活性剂与原油间的界面张力随浓度的增加其变化幅度减小。表面活性剂与油砂接触后，其与原油间的界面张力会随着接触次数的增加而逐渐增大，当接触次数大于两次时，界面张力上升幅度会显著增大。对比3种表面活性剂，C类表面活性剂表现出较低的界面张力以及较好的抗吸附能力和驱油效率。

在一定的温度范围内，温度越高，界面张力越小，洗油效果越好；随着矿化度升高，表面活性剂与原油间的界面张力均有一定幅度下降；对比3种表面活性剂，A类表面活性剂表现出较好的耐盐性和耐温性。