高性能耐溫耐鹽陽(yáng)/陰離子表面活性劑復(fù)合型驅(qū)油體系性能的研究

衛(wèi) 龍，沈一丁，嚴(yán)海南，楊 劍，費(fèi)貴強(qiáng)， 王海花

（1. 陜西科技大學(xué) 教育部輕化工助劑化學(xué)與技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710021；2. 中油廣西田東石油化工總廠有限公司，廣西 百色 531500；3.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000）

精細(xì)化工

高性能耐溫耐鹽陽(yáng)/陰離子表面活性劑復(fù)合型驅(qū)油體系性能的研究

衛(wèi) 龍1，沈一丁1，嚴(yán)海南2，楊 劍3，費(fèi)貴強(qiáng)1， 王?；?

（1. 陜西科技大學(xué) 教育部輕化工助劑化學(xué)與技術(shù)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，陜西 西安 710021；2. 中油廣西田東石油化工總廠有限公司，廣西 百色 531500；3.中國(guó)石油 長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠，陜西 延安 716000）

采用十六烷基三甲基氯化銨（1631）、仲烷基磺酸鈉（SAS60）、脂肪醇聚氧乙烯醚（AEO-9）、乙醇和堿劑等制備陽(yáng)/陰離子表面活性劑復(fù)合型驅(qū)油體系（CA），考察了陽(yáng)/陰離子表面活性劑配比、用量、溫度、礦化度等因素對(duì)CA性能的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，表面活性劑的最佳配比為m（1631）∶m（SAS60）∶m（AEO-9）＝1.5∶32∶8；45 ℃時(shí)，CA耐NaCl達(dá)到110 g/L，耐Ca2+達(dá)到5 g/L；對(duì)CA含量為0.3%（w）的模擬地層水，在20～80 ℃下模擬地層水與模擬油的界面張力達(dá)到低界面張力范圍（0.01～0.001 mN/m），油砂吸附5 d后油水界面張力達(dá)0.002 8 mN/m，乳狀液靜置12 h后析水率僅為25%，在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率11%以上。

陽(yáng)/陰離子驅(qū)油體系；耐溫耐鹽；表面活性劑驅(qū)；三次采油；驅(qū)油效率

表面活性劑驅(qū)在三次采油中占有重要的地位且發(fā)展?jié)摿薮?，是三次采油研究的熱點(diǎn)之一［1-4］。表面活性劑驅(qū)的作用機(jī)理是通過(guò)表面活性劑分子的兩親性作用降低油水界面張力，啟動(dòng)地層中的殘余油，殘余油啟動(dòng)后經(jīng)表面活性劑乳化捕集和攜帶而被采出，提高原油采收率。

表面活性劑的復(fù)配是降低油水界面張力的有效手段［5-7］。長(zhǎng)期以來(lái)，常使用陰離子/非離子表面活性劑來(lái)制備超低界面張力驅(qū)油體系，而陽(yáng)離子表面活性劑由于吸附較強(qiáng)，在驅(qū)油體系中基本被排除。但理論上，陽(yáng)離子與陰離子之間可形成離子對(duì)，使驅(qū)油體系整體凈電荷量下降。這一特點(diǎn)使驅(qū)油體系可能具有較好的耐鹽性和較小的吸附滯留，又由于陽(yáng)陰離子對(duì)之間具有強(qiáng)烈的靜電作用，可使陽(yáng)離子表面活性劑和陰離子表面活性劑復(fù)配體系的表面活性大幅增加［8］，有利于形成超低的油水界面張力［9-11］。但由于傳統(tǒng)觀念的束縛以及陽(yáng)離子表面活性劑和陰離子表面活性劑在復(fù)配及實(shí)際應(yīng)用中的復(fù)雜選擇性，故長(zhǎng)期以來(lái)鮮見(jiàn)在三次采油中涉及陽(yáng)離子表面活性劑應(yīng)用的報(bào)道。

本工作制備了陽(yáng)/陰離子表面活性劑復(fù)合型驅(qū)油體系（CA），考察了陽(yáng)/陰離子表面活性劑的配比、用量、溫度、礦化度等對(duì)CA性能的影響，以期制備溫度適應(yīng)范圍廣、乳化性好、適合低滲透高礦化度油藏用的驅(qū)油體系。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 試劑

十六烷基三甲基氯化銨（1631）：化學(xué)純，安徽奔馬先端科技有限公司；仲烷基磺酸鈉（SAS60）：市售；脂肪酸聚氧乙烯醚（AEO-9）：市售；乙醇：AR，天津市河?xùn)|區(qū)紅巖試劑廠；堿劑：AR，天津市福晨化學(xué)試劑廠 ；NaCl，CaCl2：AR，天津市申泰化學(xué)試劑有限公司；去離子水：自制。

油相為安塞王瑤某區(qū)塊脫水原油（室溫黏度約為35 mPa·s）與煤油按質(zhì)量比6∶4配制的模擬油。

模擬地層水為按照安塞王瑤某區(qū)塊的地層水組成（總礦化度63 g/L、鈣離子含量4.5 g/L）配制的礦化水。同時(shí)，分別用NaCl和CaCl2配制不同含鹽量的NaCl溶液和CaCl2溶液，備用。

1.2 驅(qū)油體系的配制

將0～0.2 g 1631和1.5 g乙醇加入到100 mL燒杯中，用玻璃棒攪拌至1631完全溶解，之后向燒杯中依次加入0.8 g AEO-9、3.2 g SAS60、1 g堿劑、3.5～3.8 g去離子水并攪拌均勻，制得總表面活性劑含量為40%（w）的CA。

固定AEO-9的用量為0.8 g，通過(guò)改變1631用量制備系列不同m（1631）∶m（SAS60）的CA。 45℃下，將0.5 g CA溶于100 mL模擬地層水中，玻璃棒攪拌均勻后觀察CA在模擬地層水中的溶解性。

1.3 界面張力的測(cè)定

將CA用模擬地層水稀釋至0.3%（w），采用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測(cè)定不同溫度下CA溶液與模擬油的油水界面張力；將CA用NaCl含量為10，30，50，70，90，110 g/L的NaCl溶液，Ca2+含量為2，4，6，8 g/ L的CaCl2溶液分別稀釋至0.3%（w），測(cè)定CA溶液與模擬油的油水界面張力。

1.4 CA的油砂吸附實(shí)驗(yàn)

取中國(guó)石油某油田的油砂（粒徑0.15～0.18 mm）置于索氏提取器中用石油醚（沸程 60～90 ℃）萃取 48 h，再用去離子水沖洗至電導(dǎo)率不變，于105 ℃下烘干48 h，置于干燥器中備用。

將油砂與不同濃度的CA模擬地層水溶液按固液質(zhì)量比1∶5充分混合，置于恒溫振蕩水浴中在45℃下恒溫震蕩。每天取中層清液樣一次，45 ℃下測(cè)定中層清液與模擬油的界面張力，至界面張力值基本不變后，認(rèn)為CA在油砂表面達(dá)到吸附平衡，停止取樣測(cè)試。將吸附平衡后的界面張力與吸附前的界面張力值進(jìn)行比較，考察吸附后CA溶液降低界面張力的效果。

1.5 CA的乳化性能

將體積比1∶1的模擬油和CA模擬地層水溶液置于10 mL具塞量筒中，45 ℃恒溫一段時(shí)間后振蕩具塞量筒使油水兩相充分混合，再置于恒溫水?。?5 ℃）中，觀察乳狀液析水率隨時(shí)間的變化。以某一時(shí)刻乳狀液析出水的體積除以乳狀液中水的總體積計(jì)算析水率。

1.6 室內(nèi)巖心驅(qū)替效果

選用模擬地層水，在油藏溫度（45 ℃）下，取不同滲透率的人造巖心（φ 2.50 cm×5.82 cm），建立束縛水飽和度和含油飽和度，于45 ℃下恒溫老化2 d，之后將巖心放入夾持器中進(jìn)行水驅(qū)油，至巖心出口含水率達(dá)98%（w）時(shí)，換CA模擬地層水溶液（w（CA）=0.3%）繼續(xù)驅(qū)油，至巖心出口含水率達(dá)98%（w）后終止，計(jì)算采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 陽(yáng)/陰離子表面活性劑配比對(duì)CA性能的影響

m（1631）∶m（SAS60）對(duì)CA溶解性的影響見(jiàn)表1。

表1 m（1631）∶m（SAS60）對(duì)CA溶解性的影響Table 1 Effect of m（1631）∶m（SAS60） on the solubility of CA

由表1可見(jiàn)，當(dāng)m（1631）∶m（SAS60）≤1.5∶32時(shí)，CA在模擬地層水中的溶解性較好。陽(yáng)離子表面活性劑和陰離子表面活性劑復(fù)配在一起，由于相互之間強(qiáng)烈的靜電作用可能導(dǎo)致發(fā)生沉淀或絮狀懸浮，使得表面活性劑水溶液的穩(wěn)定性降低［12-13］。因此，1631與SAS60復(fù)配的較佳配比為：m（1631）∶m（SAS60）≤1.5∶32。

m（1631）∶m（SAS60）對(duì)油水界面張力的影響見(jiàn)圖1。由圖1可見(jiàn)，隨m（1631）∶m（SAS60）的增大，油水界面張力先減小而后增大；當(dāng)m（1631）∶m（SAS60）=1.5∶32時(shí)，油水界面張力最低，達(dá)8×10-4mN/m。因?yàn)?，?dāng)m（1631）∶m（SAS60）≤1.5∶32時(shí)，1631與SAS60之間有良好的協(xié)同作用，隨m（1631）∶m（SAS60）的增大，陽(yáng)陰離子之間協(xié)同效應(yīng)增強(qiáng)，油水界面張力降低；當(dāng)m（1631）∶m（SAS60）＞1.5∶32之后，隨m（1631）∶m（SAS60）的繼續(xù)增大，陽(yáng)陰離子之間的強(qiáng)靜電作用導(dǎo)致CA在模擬地層水中的溶解性降低（出現(xiàn)明顯渾濁），使得表面活性劑有效成分失效，因而油水界面張力增大。因此，CA中陽(yáng)/陰表面活性劑的最佳配比為m（1631）∶m（SAS60）∶m（AEO-9）=1.5∶32∶8。

圖1 m（1631）∶m（SAS60）對(duì)油水界面張力的影響Fig.1 Effect of m(1631)∶m(SAS60) on the oil-water interfacial tension. Conditions：45 ℃，w(CA)=0.5%，simulated formation water，simulated oil（mass ratio of crude oil to kerosene 6∶4 ），m（SAS60）∶m（AEO-9）=32∶8.w(CA)：mass fraction of CA in the simulated formation water.

2.2 溫度對(duì)油水界面張力的影響

溫度對(duì)油水界面張力的影響見(jiàn)圖2。由圖2可見(jiàn)，隨溫度的升高，油水界面張力逐漸降低，且降低到低界面張力范圍（0.01～0.001 mN/m）所需時(shí)間縮短；在20～80 ℃下，油水界面張力均可達(dá)到低界面張力范圍，這是因?yàn)殛?yáng)離子表面活性劑與陰離子表面活性劑復(fù)合后界面活性大幅提高，使得CA具有在較寬的溫度范圍內(nèi)降低油水界面張力的能力。

圖2 溫度對(duì)油水界面張力的影響Fig.2 Effects of temperature on the oil-water interfacial tension. Conditions：w(CA)=0.3%，simulated formation water，simulated oil，m(1631)∶m(SAS60)∶m(AEO-9)=1.5∶32∶8. Time：the test time of oil-water two-phase in spinning drop interfacial tension meter.Temperature/℃：20；40；60；80

2.3 含鹽量對(duì)油水界面張力的影響

NaCl和Ca2+對(duì)油水界面張力的影響分別見(jiàn)圖3和圖4。由圖3和圖4可見(jiàn)， NaCl含量在10～110 g/L（或Ca2+含量2～5 g/L）之內(nèi)時(shí)，油水界面張力均可達(dá)到低界面張力范圍；當(dāng)NaCl含量增至130 g/L（或Ca2+含量增至6 ～7 g/L）時(shí)，油水界面張力值難以達(dá)到低界面張力范圍。這表明在45 ℃時(shí)，CA耐NaCl達(dá)到110 g/L，耐Ca2+達(dá)到5 g/L。

CA這種較好的耐鹽性是由于陽(yáng)陰離子之間電荷的部分中和以及非離子型表面活性劑AEO-9的引入，使得CA受礦化水中無(wú)機(jī)鹽離子的影響減弱，抗鹽能力明顯提升。CA這種極好的抗鹽能力，能適應(yīng)油藏注水開(kāi)發(fā)導(dǎo)致的地層水含鹽量的變化，可滿足礦場(chǎng)需要。

當(dāng)NaCl含量為10～130 g/L（或Ca2+含量為2～5 g/L）時(shí)，CA的NaCl溶液（或CaCl2溶液）在45 ℃下放置10 d一直保持透明狀且無(wú)沉淀析出；但當(dāng)CaCl2溶液中Ca2+含量為6～7 g/L時(shí)，CA中陰離子表面活性劑的陰離子基團(tuán)與Ca2+發(fā)生較為劇烈的反應(yīng)，導(dǎo)致溶液出現(xiàn)渾濁甚至少量沉淀。說(shuō)明在油田地層高鈣高鹽環(huán)境中，表面活性劑可能由于鹽析效應(yīng)或化學(xué)反應(yīng)而導(dǎo)致驅(qū)油劑性能的下降［14］。

圖3 NaCl含量對(duì)油水界面張力的影響Fig.3 Effects of NaCl content on the oil-water interfacial tension. Conditions：45 ℃，w(CA)=0.3%，simulated oil，m(1631)∶m(SAS60)∶m(AEO-9)=1.5∶32∶8.NaCl content/(g·L-1)：10；30；50；70；90 ；110；□ 130

圖4 Ca2+含量對(duì)油水界面張力的影響Fig.4 Effect of Ca2+content on the oil-water interfacial tension. Conditions：45 ℃，w(CA)=0.3%，simulated oil，m (1631)∶m(SAS60)∶m(AEO-9)=1.5∶32∶8.

2.4 CA的油砂吸附實(shí)驗(yàn)

吸附時(shí)間對(duì)油水界面張力的影響見(jiàn)圖5。由圖5可見(jiàn)，油砂吸附平衡前后界面張力均保持低界面張力范圍（0.01～0.001 mN/m），油砂吸附5 d后油水界面張力達(dá)0.002 8 mN/m（w（CA）=0.3%），說(shuō)明陽(yáng)陰離子對(duì)的存在增加了陽(yáng)離子表面活性劑在水溶液中的穩(wěn)定性，因?yàn)殛?yáng)陰離子對(duì)之間強(qiáng)烈的靜電吸引使CA整體上難以表現(xiàn)出相對(duì)獨(dú)立的個(gè)體性質(zhì)，同時(shí)CA整體上凈電荷量相對(duì)減少，減弱了帶負(fù)電的油砂對(duì)CA中表面活性劑的靜電吸引，因而油砂吸附后CA溶液的油水界面張力仍保持低界面張力范圍，使CA在實(shí)際應(yīng)用中可體現(xiàn)出高效的驅(qū)油能力。

圖5 吸附時(shí)間對(duì)油水界面張力的影響Fig.5 Effects of adsorption time on the oil-water interfacial tension. Conditions：45 ℃，simulated formation water，simulated oil，mass ratio of oil sand to simulated formation wate 1∶5，m(1631)∶m(SAS60)∶m(AEO-9)=1.5∶32∶8.w(CA)/%：0.1；0.2；0.3

2.5 CA的乳化性

靜置時(shí)間對(duì)乳狀液析水率的影響見(jiàn)圖6。

圖6 靜置時(shí)間對(duì)乳狀液析水率的影響Fig.6 Effects of standing time on the water segregation rate of the emulsions.Conditions：45 ℃，simulated oil，m(1631)∶m(SAS60)∶m(AEO-9)=1.5∶32∶8.Emulsion： volume ratio of CA solution to simulated oil 1∶1.w(CA)/%：0.1；0.2；0.3；0.4；0.5

由圖6可見(jiàn)，隨w（CA）的增大，析水率逐漸減小，說(shuō)明CA溶液對(duì)模擬油的乳化能力逐漸增強(qiáng)；當(dāng)w（CA）=0.3%時(shí)，乳狀液靜置12 h后析水率已達(dá)25%；當(dāng)w（CA）=0.5%時(shí)，靜置12 h后析水率已降至9.8%。乳狀液的穩(wěn)定性與界面膜強(qiáng)度的大小密切相關(guān)，界面膜強(qiáng)度受表面活性劑分子之間的作用力大小以及油水界面分子吸附強(qiáng)弱的影響，陽(yáng)陰離子之間強(qiáng)烈的靜電作用有助于高強(qiáng)度界面膜的形成，但w（CA）=0.1%～0.2%時(shí)，CA溶液濃度較低，油水界面上表面活性劑分子吸附較少，界面膜強(qiáng)度小，乳狀液穩(wěn)定性較差；當(dāng)w（CA）增至0.3%以上時(shí)，隨w（CA）的增大，油水界面上表面活性劑分子吸附增多，界面膜強(qiáng)度增大，乳狀液珠聚結(jié)阻力增大，乳狀液穩(wěn)定性增強(qiáng)，析水率減小。

2.6 室內(nèi)巖心驅(qū)替效果

w（CA）對(duì)CA模擬地層水溶液室內(nèi)巖心驅(qū)替效率的影響見(jiàn)表2。

表2 w（CA）對(duì)CA模擬地層水溶液室內(nèi)巖心驅(qū)替效率的影響Table 2 Effects of w（CA） on the oil displacement efficiency of the CA simulated formation water solutions

由表2可見(jiàn)，在低滲巖心中，w（CA）為0.3%，0.5%，0.7%的CA模擬地層水溶液均可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率11%以上，且w（CA）越大，采收率提高的幅度越大，因?yàn)轵?qū)油劑的乳化作用是提高原油采收率的重要因素［15-16］，當(dāng)CA溶液保持低界面張力范圍時(shí)，乳化性對(duì)驅(qū)替效果的影響較大，CA溶液的濃度越高，乳化性越好，捕集和攜帶的模擬油就越多，采收率提高的幅度越大。

巖心滲透率對(duì)CA模擬地層水溶液室內(nèi)巖心驅(qū)替效率的影響見(jiàn)表3。由表3可見(jiàn)，在滲透率（1.00～20.00）×10-3μm2的低滲巖心中，w（CA）= 0.3%的CA模擬地層水溶液在水驅(qū)基礎(chǔ)上可提高采收率11%以上，這說(shuō)明CA可適應(yīng)不同滲透率的低滲透儲(chǔ)層。

表3 巖心滲透率對(duì)CA模擬地層水溶液室內(nèi)巖心驅(qū)替效率的影響Table 3 Effect of core permeability on the oil displacement efficiency of the CA simulated formation water solutions

2.7 討論

由以上結(jié)果可知，采用最佳配比制得的陽(yáng)陰離子表面活性劑驅(qū)油體系CA具有耐溫范圍廣、耐鹽耐鈣性好、乳化性優(yōu)良的特點(diǎn)，且經(jīng)油砂吸附后油水界面張力仍達(dá)低界面張力范圍，適用于高鹽低滲透油藏，對(duì)實(shí)際應(yīng)用具有指導(dǎo)和推廣意義。

3 結(jié)論

1）配制CA的最佳陽(yáng)/陰離子表面活性劑的配比為m（1631）∶m（SAS60）∶m（AEO-9）＝1.5∶32∶8，在最佳配比下制得的CA在模擬地層水中具有較好的溶解性，并使油水界面張力達(dá)到低界面張力范圍。

2）45 ℃，在最佳配比下制得的CA耐NaCl達(dá)110 g/L，耐Ca2+達(dá)5 g/L；在20～80 ℃下，CA的模擬地層水溶液可降低油水界面張力至低界面張力范圍，表明CA可用于高溫高鹽油藏。

3）CA溶液體現(xiàn)出離子對(duì)的性質(zhì)，使得油砂對(duì)CA中陽(yáng)離子表面活性劑的吸附減弱，油砂吸附平衡后油水界面張力仍達(dá)低界面張力范圍（0.01～0.001 mN/m）。

4）CA具有較好的乳化性能，驅(qū)替過(guò)程中可對(duì)模擬油進(jìn)行乳化捕集和攜帶，有利于采收率的提高。

5）室內(nèi)巖心驅(qū)替效果表明，w（CA）=0.3%的CA模擬地層水溶液可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高低滲巖心的采收率11%以上，應(yīng)用前景較好。

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（編輯 李治泉）

Properties of Compound Flooding Systems with Temperature-Tolerant and Salt-Resistant Cationic/Anionic Surfactants

Wei Long1，Shen Yiding1，Yan Hainan2，Yang Jian3，F(xiàn)ei Guiqiang1，Wang Haihua1
（1. Key Laboratory of Auxiliary Chemistry & Technology for Chemical Industry，Shaanxi University of Science & Technology，Xi’an Shaanxi 710021，China；2. PetroChina Guangxi Tiandong Petrochemical Co. Ltd.，Baise Guangxi 531500，China；3. CNPC Changqing Oilfield Company Oil Production Plant No.1，Yan’an Shaanxi 716000，China）

Compound cationic/anionic surfactant flooding systems(CA) were prepared from cetyltrimethylammonium chloride(1631)，secondary alkane sulfonate(SAS60)，fatty alcohol polyoxyethylene ether(AEO-9)，ethanol and alkaline agent. The effects of cationic/anionic ratio，temperature and degree of mineralization on the performances of CA were studied. The results showed that，under the optimal surfactant ratio of m(1631)∶m(SAS60)∶m(AEO-9) 1.5∶32∶8，the resistances of CA to NaCl and Ca2+were 110 g/L and 5 g/L at 45 ℃，respectively. In the simulated formation water with CA content 0.3%(w)，the oil-water interfacial tension was low(0.01-0.001 mN/m) in the temperature range of 20-80 ℃. The oil-water interfacial tension reached 0.002 8 mN/m after the absorption of oil-sands 5 d. The water segregation rate of the emulsion prepared from CA and simulated oil was 25% after standing 12 h. The oil recovery can be improved by more than 11% through using the flooding system.

compound cationic/anionic flooding system；temperature-tolerance and saltresistance；surfactant flooding；tertiary oil recovery；oil displacement efficiency

1000 - 8144（2015）02 - 0206 - 06

TE 357.46

A

2014 - 07 - 12；［修改稿日期］ 2014 - 10 - 30。

衛(wèi)龍（1987—），男，山西省運(yùn)城市人，碩士生，電話 15109290773，電郵 weilongsust@163.com。聯(lián)系人：沈一丁，電話13032947063，電郵 ydshen@sust.edu.cn。

國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目（51373091）；教育部留學(xué)回國(guó)人員科研啟動(dòng)基金項(xiàng)目（［2012］1707）。