低界面张力表面活性剂DQ-2的制备及性能研究

王超群，郑继龙，张 宁

1. 中海油田服务股份有限公司油田化学事业部油田化学研究院，河北三河 065200；2.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452；3. 中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459

低界面张力表面活性剂能有效降低油水界面张力，大幅提高原油采收率[1]，已成为三次采油技术研究热点。近几年来，复配型低界面张力表面活性剂的研究取得很大进步[2]。通过多种类型表面活性剂的协同增效作用有效降低油水界面张力，同时能提高油藏采收率[3-4]。单一的表面活性剂在驱油效率及界面张力等方面有局限性[5]，限制了二元复合驱技术的发展及应用。现通过多种类型表面活性剂的测试研究，从中优选出了界面张力在10-1mN/m的2种阴离子表面活性剂，并对体系的最佳配比以及性能进行室内评价，最终优选出了低界面张力表面活性剂DQ-2，并对该体系的耐温耐盐以及稳定性和乳化性能进行评价测试，可为渤海油田三次采油技术的应用提供技术指导。

1 实验部分

1.1 实验条件

试验用油：渤海K油田脱水原油，原油密度(20 ℃)0.984 6 g/cm3，原油黏度(40 ℃)215 mPa·s；试验用水：渤海K油田目标井地层水，矿化度5 426 mg/L；试验用岩心：φ2.54 cm×8 cm，渗透率为58.6×10-3μm2，孔隙度为29.8%。

1.2 试剂和仪器

无水氯化钙，无水氯化镁，分析纯，宜宾天诚环保科技有限公司；十二烷基硫酸钠，上海优扬实业有限公司；椰子油脂肪酸二乙醇酰胺，济南金康迪化工有限公司；十二烷基二甲基甜菜碱，上海圣轩生物科技有限公司。

TX500C旋滴界面张力仪，上海梭伦信息科技有限公司；电子天平，上海高致精密仪器有限公司；岩心驱替实验装置，江苏远通石油科技有限公司；磁力搅拌器，武汉格莱莫检测设备有限公司；恒温水浴，上海达洛科学仪器有限公司。

1.3 低界面张力表面活性剂复配

将一定质量浓度的十二烷基硫酸钠、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和十二烷基二甲基甜菜碱和适量的水置于三口烧瓶，并在60 ℃条件下进行搅拌至3种表面活性剂完全溶解，加入质量分数为5%的乙醇，搅拌30 min后制得低界面张力表面活性剂DQ-2。

1.4 性能测试

1.4.1 油水界面张力测定

参照标准SY/T 5370—2018《表面及界面张力测定方法》[6]，利用旋滴界面张力仪TEXAS-500型旋滴界面张力仪，采用旋转滴法测定油水界面张力[7]，转速5 000 r/min。

1.4.2 耐盐性及耐温性能测定

采用油水界面张力测定方法，测定不同温度以及不同矿化度条件下体系的油水界面张力[8]。

1.4.3 乳化性性能测定

取质量分数为0.3%的低界面张力表面活性剂DQ-2体系溶液，与原油按照体积比6∶4的比例进行混合，在3 000 r/min的转速下搅拌3 min后，在80 ℃条件下静置12 h，量取油相及水相体积[9]，分析低界面张力表面活性剂DQ-2体系对原油的乳化能力[10]。

1.4.4 吸附性能测定

将一定质量浓度的低界面张力表面活性剂DQ-2体系溶液与岩心按照质量比为1∶6的比例混合[11]，在油藏温度(80 ℃)条件下静置5 d，每天分别测定低界面张力表面活性剂DQ-2体系与原油的油水界面张力。

1.4.5 岩心动态驱替实验

岩心动态驱替实验步骤如下[12]：

1)测定岩心孔隙度及水相渗透率，用渤海某油田脱水原油饱和岩心，测定岩心含油饱和度后，置于80 ℃烘箱中老化12 h；

2)水驱岩心至岩心出口含水率至98%，计算水驱采收率；

3)再分别用质量分数为0.3%的十二烷基硫酸钠、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、十二烷基二甲基甜菜碱以及低界面张力表面活性剂DQ-2驱替岩心，体系注入量0.3 PV后转注水驱至岩心出口含水率至98%，计算采收率。

2 结果与讨论

2.1 体系浓度筛选

测定低界面张力表面活性剂DQ-2体系的质量分数分别为0.2%，0.3%，0.5%的油水界面张力，不同浓度目标体系的油水界面张力随时间变化曲线见图1。

图1 DQ-2浓度对体系油水界面张力影响

从图1可知，在油藏温度80 ℃、矿化度5 426 mg/L的条件下，不同浓度低界面张力表面活性剂DQ-2的油水界面张力随时间的延长，呈现先大幅降低后缓慢上升，最后趋于稳定的趋势。随着低界面张力表面活性剂DQ-2浓度的增加，油水界面张力逐渐降低，其中0.3%和0.5%的DQ-2分别在8 min和6 min后界面张力达到最低值4.96×10-3mN/m和4.01×10-3mN/m，均具有显著的降低油水界面张力的能力，而且两者的油水界面张力降低值较为接近，基于成本考虑，DQ-2最佳的体系用量为0.3%。

2.2 耐温性评价

考察不同温度条件下体系的油水界面张力，评价该体系在油藏温度条件下的温度适应性和耐温性能，实验结果见图2。

图2 温度对体系油水界面张力影响

从图2可见，随着温度的增加，体系的油水界面张力呈现先降低后增加的趋势，DQ-2体系在60 ℃下的油水界面张力最低，最低值为3.29×10-3mN/m。DQ-2体系对目标油藏(80 ℃)具有较好的油藏温度适应性。

2.3 耐盐性评价

体系耐盐性直接影响其驱油效果。在油藏温度80 ℃条件下，测定DQ-2在不同矿化度条件下的油水界面张力，实验结果见图3。

图3 矿化度对体系油水界面张力影响

由图3可知，随着矿化度的增加，体系的油水界面张力呈现先大幅降低后缓慢增加的趋势，而且随着矿化度的增加，体系达到最低界面张力的时间不断增加。在目标油藏矿化度条件下，体系油水界面张力8 min内可达到4.96×10-3mN/m，但当矿化度达到16 278 mg/L时，体系的最低界面张力无法达到10-3级别，主要是由于矿化度过高，破坏了体系的双电子层。实验结果表明，该体系在矿化度为5 426 mg/L具有较好的耐盐性。

2.4 乳化性能

表面活性剂能促使原油和水发生乳化，从而有效地实现油水的分离，表面活性剂体系的乳化性能直接影响体系的驱油效果。在油藏温度及矿化度条件下，试验测定体系DQ-2对原油的乳化性能，结果见图4。

图4 DQ-2浓度对原油乳化能力的影响

由图4可知，不同浓度的DQ-2体系均具有一定的乳化作用，随着体系浓度的增加，吸水量不断降低，原油乳化作用不断增强。当DQ-2体系的质量分数达到0.5%时，油水体积比为33.47%，后期继续提高DQ-2体系的使用浓度，油水体积比趋于稳定，通过实验证实，DQ-2体系对于原油具有较好的乳化作用。

2.5 吸附稳定性

驱油体系在岩石表面的吸附损耗量越高，驱油成本就越高。因此，考察DQ-2在不同老化时间条件下体系的稳定性和界面性能，具体实验方法参见1.4.4吸附性能测定，实验结果见图5。随着岩心吸附时间的延长，油水界面张力逐渐增大，但均可达到10-3级别。实验得出，岩心对该体系具有一定的吸附作用，但吸附量比较少，同时岩心对该体系的界面张力影响较小。体系DQ-2具有良好的吸附稳定性。

图5 体系吸附稳定性随时间的变化

2.6 表面活性剂驱油实验

采用岩心动态驱替实验。对复配的低界面张力表面活性剂DQ-2体系的驱油性能进行室内动态评价，并与水驱、十二烷基硫酸钠、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺和十二烷基二甲基甜菜碱等驱油性能进行比较，实验结果见表1。

表1 表面活性剂驱油效果

由表1可知，表面活性剂驱油效果明显优于水驱，其中复配的低界面张力表面活性剂DQ-2体系的驱油效果最佳，可基于水驱提高采收率11.38%。DQ-2体系驱油效果高于单一性能的表面活性剂的驱油效果，且驱替后岩心出口油水分离效果较驱替初期油水分离效果差，分析原因主要是由于该体系在岩心中的乳化作用导致油水分离现象变差。

3 结论

1)低界面张力表面活性剂DQ-2最佳用量为0.3%，该体系在目标油藏(80 ℃，5 426 mg/L)条件下，可使油水界面张力降低至4.01×10-3mN/m。

2)DQ-2体系在高温(90 ℃)、高盐(11 000 mg/L)条件下，油水界面张力均可降低至10-3级别，具有良好的耐温性和耐盐性。

3)DQ-2体系对原油具有较好的乳化作用，且具有良好的吸附稳定性，该体系较水驱提高采收率11.38%，驱油效果显著。