雙子表面活性劑復配體系性能評價及在隴東油田的應用*

彭 沖，李繼彪，鄭建剛，付文耀，高嘉珮，李穩(wěn)宏

（1.長慶油田分公司第十二采油廠，甘肅合水745400；2.西北大學化工學院，陜西西安710069；3.陜西省資源化工應用技術工程研究中心，陜西西安710069）

隴東油田位于鄂爾多斯盆地，主力開采長3、長8 油層，主要發(fā)育湖泊相、三角洲相和濁積相沉積，沉積砂體厚度大，橫向分布較穩(wěn)定。儲層平均孔隙度為10.02%，平均滲透率為0.89×10-3μm2，屬于超低滲透油藏［1-2］。油田采用注水開發(fā)至中后期時，容易發(fā)生地層堵塞的問題，導致注水壓力逐年上升，部分井筒甚至出現(xiàn)嚴重欠注情況?！白⒉粔?、注不進”對油田穩(wěn)產(chǎn)帶來非常消極的影響。為此，研制了一種低傷害的降壓增注化學藥劑（雙子表面活性劑），用以解決注水能效下降、驅(qū)油效率低的問題。普通表面活性劑一般具有一個極性親水基團與一個非極性碳氫鏈疏水基團，而雙子表面活性劑使用聯(lián)接基團通過化學鍵將兩個活性分子親水頭基進行聯(lián)結，使得雙子表面活性劑具有兩個親水基團與兩個疏水基團。由于極性離子頭基距離相近，疏水基團碳氫鏈間的范德華力作用變的更強，同時離子間的化學鍵力減緩了親水基團間的排斥作用但未減弱親水性［3-7］，因此相比傳統(tǒng)表面活性劑，雙子表面活性劑具有高的表面活性，有效降低水溶液的表面張力；臨界膠束濃度值更小，易聚集形成膠團，同時具備良好的鈣皂分散性質(zhì)［8-11］。這些優(yōu)良特性能有效降低注水壓力，提高驅(qū)油效率。

對于降低水溶液表面張力的能力和效率而言，雙子表面活性劑和傳統(tǒng)表面活性劑的復配能產(chǎn)生更大的協(xié)同效應，能最大限度驅(qū)替出地層空間的原油，提高驅(qū)油效率［12-13］。這是由于雙子表面活性劑分子間的相互作用及碳氫鏈間的疏水效應比普通表面活性劑強，極性基團間的靜電排斥作用減小，界面排列更為緊密，從而使復配表面活性劑的表面活性大幅增大，易形成超低的油水界面張力［14-17］。一般關于磺酸鹽、羧酸鹽陰離子型表面活性劑與非離子型普通表面活性劑復配體系的研究較多［18-19］。雙磷酸酯型雙子表面活性劑作為一種耐酸或堿性良好、易降解、水溶性良好的表面活性劑具有寶貴的應用價值［20-21］，但關于其與普通表面活性劑復配體系降壓增注的性能研究較少。本文以季銨鹽型陽離子表面活性劑十六烷基三甲基溴化銨（CTAB）、雙磷酸酯型雙子表面活性劑（XG）等為原料，制備了陽-陰離子型雙子表面活性劑復配體系（記為XG-D），通過界面張力與潤濕性能測試和室內(nèi)巖心驅(qū)替等方法研究了XG-D 的各項性能，并在隴東油田進行了現(xiàn)場應用。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

十六烷基三甲基溴化銨（CTAB）、烷基磺酸鈉（SAS60）、無水乙醇、三乙醇胺，分析純，天津市科密歐化學試劑有限公司；雙磷酸酯型雙子表面活性劑XG，基本結構式如圖1所示，實驗室自制；Na2SO4、MgCl2、CaCl2、NaHCO3，分析純，西安天茂化工有限公司；模擬油，隴東油田脫水原油與煤油按質(zhì)量比6∶4 配制，20℃下的黏度約24 mPa·s；模擬地層水，礦化度為21.477 g/L，Na2SO4、MgCl2、CaCl2、NaHCO3質(zhì)量比為1∶2.1∶2.9∶1.2；云母，廣州競贏化工科技有限公司；人造巖心，φ2.45 cm×4.50 cm，主要成分為石英砂、長石及少量碳酸鹽，孔隙度5.13%，滲透率0.021×10-3μm2。

SFZL-A 型表面張力儀，上海盈諾精密儀器有限公司；巖心流動實驗儀，江蘇華安科研儀器有限公司；SDC-200型接觸角測量儀，東莞市晟鼎精密儀器有限公司；JYW-200A全自動界面張力儀，承德市科承試驗機有限公司。

圖1 雙磷酸酯型雙子表面活性劑結構式

1.2 實驗方法

1.2.1 XG-D的制備

參照文獻［22］制備復配型表面活性劑XG-D：在 45℃下，將 0.20 g CTAB 置于 100 mL 圓底燒瓶中，加入2.00 g 無水乙醇不斷攪拌使CTAB 完全溶解，之后加入3.50 g SAS60、3.00 g XG，再加入1.50 g三乙醇胺和50 mL去離子水使得表面活性劑完全溶解，攪拌1 h后冷卻至室溫，即得到XG-D。

1.2.2 性能評價

（1）配伍性。將XG-D 溶于50 mL 模擬地層水中配制成不同質(zhì)量分數(shù)的水溶液，攪拌均勻后用表面張力儀測定水溶液表面張力，考察XG-D 與地層水的配伍性，利用濁度儀測定混合溶液的濁度，確定XG-D在模擬地層水中的溶解性。

（2）油水界面張力的測定。根據(jù)國家標準GB 11278—89《陰離子和非離子表面活性劑臨界膠束濃度的測定圓環(huán)測定表面張力法》，測定表面活性劑復配體系與模擬油間的界面張力。將模擬地層水與XG-D 配成水溶液，在35℃下用界面張力儀測定XG-D 模擬地層水溶液與模擬油間的油水界面張力。

（3）抗鹽性。根據(jù)國家標準GB/T 7381—93《表面活性劑在硬水中穩(wěn)定性的測定方法》，測定表面活性劑復配體系在硬水中的穩(wěn)定性以表征其抗鹽性能。按照模擬地層水的配比，分別配制礦化度為10數(shù)70 g/L 的模擬地層水；將XG-D 加入模擬地層水中配制成質(zhì)量分數(shù)為0.25%的礦化水溶液，測定其與模擬油間的油水界面張力。

（4）改變潤濕性能力。接觸角大小與油水對固體的潤濕程度有關。根據(jù)石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5153—2017《油藏巖石潤濕性測定方法》，采用接觸角測量儀測定表面活性劑復配體系改變巖石表面潤濕性的能力，實驗中用硅油處理過的云母表面代替親油性巖石表面。

（5）巖心驅(qū)替實驗。用模擬油將巖心飽和，放入巖心加持器中，然后用礦化度為21.477 g/L 的模擬地層水驅(qū)替至壓力穩(wěn)定，注入蒸餾水配制的10 PV 0.25%的XG-D 溶液，注水至壓力趨于平穩(wěn)后，再次注入10 PV 0.25%的XG-D 溶液，然后水驅(qū)至壓力平穩(wěn)，流體注入流速為0.1 mL/min。為驗證XG-D 降壓增注性能的長效性以及模擬低濃度大體積段塞式藥劑投加方式，累計注入體積約650 PV，記錄注降壓增注劑前后和驅(qū)替過程中的壓力變化。

2 結果與討論

2.1 XG-D的配伍性

用模擬地層水配制質(zhì)量分數(shù)分別為0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的XG-D 水溶液，溶液外觀均透明，無沉淀，用表面張力儀測得XG-D模擬地層水溶液的表面張力分別為 41.8、37.7、31.5、24.3、22.1 mN/m。當XG-D 的含量從0.1%增至0.5%時，XG-D 與模擬地層水混合溶液的表面張力由41.8 mN/m 降至22.1 mN/m，溶液外觀保持透明，說明XG-D與模擬地層水的配伍性較好，且隨XG-D濃度的增加溶液表面活性升高。這是由于CTAB的親水基團在水中離解出陽離子，而模擬地層水中的無機鹽會掩蔽部分陰離子雙子表面活性劑離子頭基釋放出的電荷，減緩了極性基團間的電荷排斥作用，使得分子間的排列更加緊密，更易形成膠團，提高了表面活性［23］。同時，雙磷酸酯型雙子表面活性劑具有兩個親水基，使得親水性較普通表面活性劑強，在水中的溶解性較好。

2.2 降低油水界面張力性能

XG-D 加量對XG-D 模擬地層水溶液與模擬油間油水界面張力對影響見圖2。隨著XG-D 質(zhì)量分數(shù)的增大，XG-D 水溶液的油水界面張力急劇下降。當XG-D 加量為0.25%時，油水界面張力趨近于0.01 mN/m，表明XG-D具有良好的降低油水界面張力的性能。這是由于雙磷酸酯型雙子表面活性劑的兩個頭基靠化學鍵聯(lián)結，以此降低了電荷斥力在吸附過程中所起的作用，同時體系中陰離子表面活性劑的含量大于陽離子表面活性劑，靜電引力縮小了陰陽離子頭基間的距離，提高了非極性基團的疏水作用［24］，使得表面活性劑分子能迅速到達油水界面，并在界面處緊密排列形成動態(tài)平衡，從而降低油水界面張力［25］。

圖2 XG-D加量對油水界面張力的影響

2.3 抗鹽性

不同礦化度下，0.25% XG-D 模擬地層水溶液與模擬油的的界面張力如圖3所示。隨模擬地層水礦化度的增加，XG-D 水溶液的油水界面張力逐漸增加，但在實驗過程中，XG-D水溶液的油水界面張力始終保持在0.01 mN/m 以下，屬于低界面張力范圍，說明XG-D 的抗鹽性較好。模擬地層水中的無機鹽同時可離解出陰、陽離子，與帶負電荷的氣液界面單分子層形成擴散雙電層，隨著較多陰離子的離解，對表面活性劑體系雙電層離子膠團的擴散產(chǎn)生消極影響，離子層厚度被壓縮，使得油水界面張力處于偏低范圍［26］。XG-D可用于隴東油田實際地層增注。

圖3 XG-D溶液油水界面張力與礦化度的關系

2.4 潤濕性

加入XG-D 前，油水混合液在親油云母表面的潤濕角為88.71°，為親水性；加入XG-D后測得混合液體的潤濕角為24.53°，變?yōu)槿跤H水性，說明XG-D可使相應的固體表面向其相反的潤濕型轉(zhuǎn)變。雙磷酸酯型雙子表面活性劑與SAS60 首先在云母表面形成單層吸附，親水基朝向固體表面，使得朝外的疏水基團吸引CTAB 的非極性疏水基朝內(nèi)，而極性親水基團朝外，這樣形成緊密排列的吸附層且厚度逼近兩層，逐步降低固體表面的接觸角，加強了親水性［27］。

2.5 降壓增注效果

由室內(nèi)條件下的巖心驅(qū)替結果（圖4）可見，注入XG-D 體系后，注水壓力由8.28 MPa 逐漸降至4.15 MPa，驅(qū)油效率增幅明顯，最終達到48.31%，表面活性劑驅(qū)油采收率有效提高6.4%。在初次注入10 PV XG-D 溶液的過程中，注水壓力迅速下降，驅(qū)油效率迅速升高。這是由于XG-D具有較高的界面活性，能有效降低油水界面張力，改變巖石表面的潤濕性，因此降低了殘余油飽和度，致使壓降變化明顯。第二次注入XG-D溶液時注水壓力與驅(qū)油效率變化幅度較平緩，是因為水驅(qū)使得巖心內(nèi)剩余油相體積下降，伴隨長時間水驅(qū)，巖心中的XG-D濃度下降，作用效果減弱。當累計注入量達到600 PV時，注水壓力與驅(qū)油效率基本穩(wěn)定，說明XG-D注入巖心后具有良好的降壓增注性且長效性較好，可應用于實際地層［28-29］。

圖4 巖心驅(qū)替實驗中注入壓力與驅(qū)油效率隨注入量的變化

2.6 現(xiàn)場應用效果

2017年5月選定隴東油田某注水井Z-13 進行XG-D 降壓增注現(xiàn)場試驗。該實驗井為高壓欠注井，射孔段井段1334 數(shù)1340 m，平均孔隙度為5.24%，平均滲透率為6.29×10-3μm2，油層厚度為5.8 m，實驗前日注水量為2.3 m3，日配注量為10 m3，油壓、套壓均為19.4 MPa。根據(jù)井筒配注需求適當調(diào)高XG-D 的注入濃度，試驗時向Z-13 井注入20 m32.5%的XG-D 表面活性劑水溶液，20 d 后該井日注水量為6.8 m3，日配注量為10 m3，油壓、套壓均為17.5 MPa，且至今效果穩(wěn)定。

為考察體系對“注不進”井的應用效果，2017年8月又選定隴東油田欠注井Z-29進行XG-D降壓增注試驗。該實驗井為完全欠注井，前期經(jīng)歷2 次酸化解堵但效果不穩(wěn)定，射孔段井段1342數(shù)1348 m，平均孔隙度為4.19%，平均滲透率為12.41×10-3μm2，油層厚度為6.0 m，實驗前日注水量為0 m3，日配注量為10 m3，油壓、套壓均為20.8 MPa?，F(xiàn)場試驗時向Z-29井注入20 m32.5%的XG-D 表面活性劑水溶液，20 d后該井日注水量為3.2 m3，日配注量為10 m3，油壓、套壓均為18.8 MPa，至今運行效果穩(wěn)定，為后期實施解堵增注技術、提高注水能力打下堅實的基礎。由此表明，XG-D 降壓增注體系具有良好的現(xiàn)場應用效果，適用于隴東油田高壓注水井進行降壓增注技術的實施，為解決注水井同類問題提供了參考。

3 結論

用雙磷酸酯型雙子表面活性劑XG、烷基磺酸鈉（SAS60）與十六烷基三甲基溴化銨（CTAB）制得復配表面活性劑體系XG-D，其與模擬地層水的配伍性較好，具備良好的降低油水界面張力的性能。XG-D的抗鹽性較好，可吸附于親油云母表面，使固體親水表面轉(zhuǎn)變?yōu)槿跤H水表面，潤濕性良好。XG-D 具有較好的降壓增注特性，可使注水壓力降幅達49.88%，驅(qū)油效率提高6.4%，可在隴東油田高壓注水井實施XG-D降壓增注技術。