耐温抗盐降压增注用表面活性剂室内研究

杨 姗，吴庆凯，胡朋朋，李金平，丁锡刚，齐书磊

（山东新港化工有限公司，山东东营 257000）

在油井注水开发时，一是提高注入压力，但由于超破裂压力注水，水沿裂缝突进，造成油层水淹、驱油效率低、波及体积小且套损严重；二是缩小井距，但低渗油藏储油丰度低，井网过密，单井所控制的可采储量少，投资成本高。低渗油藏开发，微观上低渗储层孔喉细小，两相流状态下贾敏效应严重，导致吸水能力差，渗流能力弱；宏观上表现为“注不进、采不出”，因此，生产上迫切需要既降低注水压力又可提高驱油效率的新方法。

研究认为，表面活性剂能够降低油水界面张力，减小水驱残余油的毛管阻力，能够通过增溶作用，“软化”孔喉处原油，促进油珠拉伸和变形，消除低渗孔喉处的贾敏效应；还能提高水驱洗油效率，增加水驱毛管数。因此，注入合适的表面活性剂，是解决目前油田存在问题的有效方法之一[1-8]。

根据我国低渗透率储层情况，常见的损害有：水敏性损害，固相堵塞，结垢，此外，低渗透油藏由于岩性致密、渗透率低，界面作用进一步增大了油水的渗流阻力。对此，国内油田多采取的是在注入水中加入化学体系来改善水驱效果，但影响注水开发效果的因素很多，而当前使用的化学体系都比较复杂，往往达不到理想的应用效果[9，10]。因此，结合油田实际技术需求，笔者研发了一种降压增注用表面活性剂，优选脂肪酸二乙醇酰胺和脂肪醇聚氧乙烯醚（磺酸盐）表面活性剂进行复配，另外加入一定比例的聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性剂，进一步增强其表面活性，引入性能优良的松香胺，使其表现出更好的驱油增注效果。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

1.1.1 实验原料（见表1）

表1 主要实验原料一览表Tab.1 List of main experimental materials

1.1.2 实验仪器（见表2）

表2 主要实验仪器一览表Tab.2 List of main experimental instruments

1.2 制备方法

取10%～20%的脂肪酸二乙醇酰胺、5%～10%的脂肪醇聚氧乙烯醚（磺酸盐）、3%～5%聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性剂[11，12]、5%～10%的异丙醇及余量水，置于反应釜中，在温度20～40 ℃下，搅拌30～40 min，即得所述耐温抗盐降压增注用表面活性剂。

根据如上方法配制如下三种复配体系：

A：降压增注用表面活性剂；

B：复配体系中未加入聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性剂；

C：复配体系中加入的聚硅氧烷聚醚表面活性剂未引入松香胺。

1.3 性能评价

质量浓度为0.3%的表面活性剂溶液配制：准确称取3.000 0 g 表面活性剂，蒸馏水溶解后，加入1 000 mL容量瓶中，定容至刻度线，摇匀待用。

配制如上三种复配体系质量浓度为0.3%的溶液，分别对如下各性能进行评价。

1.3.1 油水界面张力测定 用TX-500C 旋转滴超低界面张力仪，密度差Δρ=0.100 0（煤油的为0.200 0），转速T=5 000 r/min，在地层温度（70 ℃）下，测定表面活性剂溶液和实验脱水原油（或者煤油）之间的界面张力，取不同时间段的界面张力值。

1.3.2 表面张力测试 在25 ℃条件下，用JYW-200D全自动表面张力仪测其表面张力值，连续测量三次，取其平均值。

1.3.3 接触角 在70 ℃条件下，用接触角测定仪测其溶液与岩样（经过处理）表面的接触角。

1.3.4 热稳定性 将配好的溶液放入恒温干燥箱中，在温度150 ℃下恒温老化48 h，根据1.3.2 和1.3.3 分别测定其表面张力值和接触角。

1.3.5 抗盐能力测定 模拟盐水（20 000 mg/L）：NaCl：CaCl2：MgCl2·6H2O=7：0.6：0.4（质量比）。用模拟盐水配制0.3%的表面活性剂溶液100.0 g，搅拌均匀后记录溶液实验现象，根据1.3.2 和1.3.3 分别测定其表面张力值和接触角。

1.3.6 洗油率 根据中国石化集团胜利石油管理局有限公司企业标准Q/SH1020 2252-2019 的降压增注用表面活性剂技术要求[13]中的6.6 进行洗油率的测定和计算。

1.3.7 物模实验 实验均在常温下进行。

（1）将柱状φ2.5 cm×7 cm 岩心抽真空、饱和蒸馏水，水测岩心渗透率；

（2）以0.1 mL/min 的速度，注入0.3%降压增注用表面活性剂0.5 PV，在常温下静置24 h；

（3）后续水驱，直至压力基本稳定，记录驱替压力变化情况。

2 结果与讨论

2.1 基本性能

三种复配体系溶液与区块原油（或者煤油）间的界面张力随时间变化趋势的对比结果（见图1 和图2），其他性能对比结果（见表3）。

图1 三种表面活性剂溶液与煤油间的界面张力值对比Fig.1 Comparison of interfacial tension values between three surfactant solutions and kerosene

图2 三种表面活性剂溶液与区块原油间的界面张力值对比Fig.2 Comparison of interfacial tension values between the three surfactant solutions and the crude oil

表3 三种表面活性剂溶液性能的对比检测结果Tab.3 Comparative test results of the performance of three surfactant solutions

无论针对煤油还是区块原油，0.3%质量浓度的降压增注用表面活性剂溶液A 在地层温度70 ℃下，都能在较短的时间内将油水界面张力降低到5.0×10-3mN/m以下，在这种情况下，油珠容易被拉伸而变形，毛细管数明显增加，洗油率达到σ=48.5%，满足Q/SH1020 2252-2019 降压增注用表面活性剂技术要求[13]，洗油效果较好，可作为一种良好的驱油剂。

在高温（150 ℃）和高含盐量（20 000 mg/L）条件下，复配体系溶液A 也表现出较高的表面活性，表面张力低至24 mN/m；润湿性也明显好于其他两种表面活性剂溶液B 和C，复配体系溶液A 使得岩石表面发生了润湿反转，由亲油转为亲水，岩石表面的水润湿性增加，就减小了注入水的流动阻力，消除了低渗孔喉处的贾敏效应，进而起到非常好的降压效果[14，15]。

综合对比这三种复配体系溶液的各性能，从对比数据来看，聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性剂的加入，使得表面活性剂溶液A 的各性能都有明显的提高，而且表现出良好的抗温和耐盐性，即在150 ℃和含盐量20 000 mg/L 的条件下，仍然能保持较好的表面活性，这说明复配体系溶液A 在油藏地层中有着很好的适用性。

另外，对降压增注表面活性剂复配体系A 的界面活性进行了长达30 d 的稳定性考察，考察期间，样品既没有沉淀产生，也没有出现分层（见表4）。从评价结果表4 来看，30 d 内，表面张力和油水界面张力都没有明显的变化，仍能保持较低的表面张力和超低油水界面张力，只是达到超低界面张力值的时间延长了（见图3、图4）。这说明，该降压增注用表面活性剂复配体系A 在30 d 的考察期内可以一直保持较高的界面活性，稳定性良好。

图3 复配体系A 在30 d 后与煤油的界面张力变化Fig.3 Change of interfacial tension between compound system A and kerosene after 30 d

图4 复配体系A 在30 d 后与区块原油的界面张力变化Fig.4 Change of interfacial tension between complex system A and crude oil after 30 d

表4 复配体系A 界面活性30 d 稳定性评价结果Tab.4 Stability evaluation results of interfacial activity of complex system A for 30 d

2.2 物模实验结果

对0.3%降压增注表面活性剂复配体系A 溶液进行物模实验，应用效果（见表5），驱替实验压力曲线（见图5）。

图5 0.3%复配体系A 溶液物模实验压力曲线Fig.5 Model experimental pressure curve of 0.3% complex system A solution

表5 0.3%复配体系A 溶液对岩心的降压增注效果Tab.5 Effect of 0.3% complex system A solution on reducing pressure and increasing injection of core

结果显示，第二次水驱阶段的压力比第一次水驱阶段的压力降低了约25.55%，这表明，复配体系A 可以有效降低油水界面张力，改善润湿性，减小注入水流动阻力，从而降低注入水压力，是一种针对低渗油藏降压增注用的有效驱油表面活性剂。

3 结论

本文优选的一种降压增注用表面活性剂，以脂肪酸二乙醇酰胺和脂肪醇聚氧乙烯醚（磺酸盐）表面活性剂进行复配，另外加入一定比例的聚硅氧烷聚醚松香胺表面活性剂，进一步增强其表面活性，引入性能优良的松香胺，使其表现出更好的驱油增注效果。该耐温抗盐降压增注用表面活性剂体系在渗透率小于10×10-3μm2～50×10-3μm2的低渗透砂岩油藏注水开采中具有较好的应用前景。