適合超低滲油藏的高效滲吸劑體系及性能研究

石宇，劉衛(wèi)東，管保山，叢蘇男，康敬程

(1.中國(guó)科學(xué)院大學(xué)，北京 100190；2.中國(guó)科學(xué)院 滲流流體力學(xué)研究所，河北 廊坊 065007；3.中國(guó)石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083)

“壓驅(qū)一體化”滲吸置換采油是高效開(kāi)發(fā)超低滲油藏的重要方式。滲吸劑的界面張力特征、潤(rùn)濕性改變能力是影響滲吸置換能力的主要因素，在最佳界面張力區(qū)間內(nèi)滲吸劑改變巖石潤(rùn)濕性能力越強(qiáng)，滲吸采收效果越好[1-2]；同時(shí)滲吸劑的乳化作用可將基質(zhì)中的原油乳化成小油滴，乳狀液滴通過(guò)聚并在孔喉中形成連續(xù)的油相，減小滲流阻力，從而提高洗油效率[3]。為獲得高效滲吸劑，本研究將重烷基苯磺酸鹽類(lèi)表面活性劑HAS-6與脂肪醇聚氧乙烯醚類(lèi)表面活性劑G12-7N進(jìn)行復(fù)配，并對(duì)復(fù)配體系進(jìn)行界面、潤(rùn)濕性、乳化、靜態(tài)吸附以及靜態(tài)滲吸性能等一系列的性能研究。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

重烷基苯磺酸鹽(HAS-6，有效物質(zhì)含量為90%)、非離子表面活性劑(G12-7N)均為工業(yè)品；復(fù)配體系HAS-G由HAS-6及G12-7N按照質(zhì)量比9∶1復(fù)配而成；苯、二氯二甲基硅烷均為分析純；長(zhǎng)慶Y區(qū)塊原油，地面原油密度為0.854 g/cm3，地面原油粘度6.4 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水為Y區(qū)塊模擬地層水，注入水總礦化度為2 925.14 mg/L，離子組成見(jiàn)表1；實(shí)驗(yàn)巖心為Y區(qū)塊露頭巖心，巖心參數(shù)見(jiàn)表2。

表1 Y區(qū)塊地層水離子組成

表2 巖心參數(shù)

ME403滲吸天平；Model TX-500C旋轉(zhuǎn)液滴界面張力儀；DSA100S型接觸角測(cè)量?jī)x；Magnet 2000型低磁場(chǎng)核磁共振分析儀；1260 infinity型高效液相色譜分析儀。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 界面張力測(cè)定 實(shí)驗(yàn)流程參照SY/T 6424—2014標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行，旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀轉(zhuǎn)速設(shè)置為5 050 r/min，溫度為66.6 ℃(油藏地層溫度)。

1.2.2 接觸角測(cè)量 采用座滴法進(jìn)行接觸角測(cè)量，實(shí)驗(yàn)流程參考SY/T 5153—2007標(biāo)準(zhǔn)。將云母片浸泡在以苯作溶劑，濃度為0.5%的二氯二甲基硅烷溶液中，改性1周后使用。

1.2.3 乳化性能測(cè)試 乳化實(shí)驗(yàn)及數(shù)據(jù)處理參考Q/SY 1583—2013和GB/T 11543—2008標(biāo)準(zhǔn)，以乳化穩(wěn)定性和乳化力對(duì)乳狀液進(jìn)行評(píng)價(jià)。

1.2.3.1 乳化穩(wěn)定性 將原油與表面活性劑溶液在66.6 ℃烘箱中預(yù)熱60 min，將表面活性劑溶液與原油按體積比1∶1的比例加入25 mL具塞試管中，以手搖的方式快速振蕩200次，然后放置在66.6 ℃烘箱中，記錄1 h內(nèi)不同時(shí)間下的析水量(V2)。

(1)

Ste=1-Sw

(2)

式中V1——乳化體系中加入水的總體積，mL；

V2——乳狀液恒溫靜置后析出水的體積，mL；

Sw——析水率，%；

Ste——乳化穩(wěn)定性，%。

1.2.3.2 乳化力 對(duì)配制好的乳狀液，通過(guò)萃取的方法將乳狀液中的油萃取至石油醚中，利用紫外分光分度計(jì)測(cè)量萃取液中的油質(zhì)量，計(jì)算參與乳化的油總量。

(3)

式中fe——乳化力；

mo1——乳狀液中萃取出的油質(zhì)量，g；

mo——參與乳化的總油量，g；

乳化綜合指數(shù)按下式計(jì)算：

(4)

1.2.4 靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn) 使用高效液相色譜分析儀測(cè)量表面活性劑體系濃度，通過(guò)濃度差法計(jì)算表面活性劑體系的吸附量。由于色譜柱僅能檢測(cè)磺酸鹽類(lèi)表面活性劑，而非離子表面活性劑G12-7N無(wú)法檢查，因此將HAS-6/G12-7N(9∶1)復(fù)配體系的吸附認(rèn)為是等比例吸附；即將測(cè)得的磺酸鹽類(lèi)吸附除以0.9，即為體系的整體吸附量。

1.2.5 滲吸實(shí)驗(yàn) 采用稱(chēng)重法對(duì)滲吸過(guò)程進(jìn)行定量表征，滲吸實(shí)驗(yàn)裝置示意圖見(jiàn)圖1。配制室溫下的模擬油。將巖心抽真空，飽和水，飽和模擬油，靜置老化24 h后，放入表面活性劑溶液中，記錄在不同時(shí)間下的滲吸情況。進(jìn)行核磁實(shí)驗(yàn)的巖心飽和水和表面活性劑溶液均由重水配制，來(lái)達(dá)到消除地層水中氫信號(hào)的影響，為減少模擬油中雜質(zhì)對(duì)信號(hào)的影響，因此核磁實(shí)驗(yàn)所用巖心飽和的煤油，在滲吸過(guò)程的關(guān)鍵時(shí)間點(diǎn)進(jìn)行核磁掃描，監(jiān)測(cè)流體在滲吸過(guò)程中的流動(dòng)和分布。

圖1 全自動(dòng)滲吸裝置

2 結(jié)果與討論

2.1 滲吸劑體系界面性能評(píng)價(jià)

2.1.1 降低界面張力性能 油水界面張力是篩選超低滲油藏滲吸劑體系的重要指標(biāo)之一。 低界面張力不僅可以有效降低原油毛細(xì)管阻力，促進(jìn)基質(zhì)殘余油啟動(dòng)，使更多的剩余油轉(zhuǎn)換為可動(dòng)油，而且隨著界面張力的降低使得黏附功也隨之減小，提高了原油的剝離效率，從而提高原油的滲吸采收率[4]。

滲吸劑體系界面張力與濃度的變化關(guān)系見(jiàn)圖2。

圖2 滲吸劑體系界面張力隨濃度的變化曲線

由圖2可知，各體系界面張力隨濃度的增大均先降低后逐漸增大。G12-7N與HAS-6體系在 0.1%～0.3%濃度范圍內(nèi)均是可以達(dá)到10-2mN/m數(shù)量級(jí)，超過(guò)此范圍界面張力開(kāi)始反彈，且HAS-6體系界面張力升高速率比G12-7N體系要快，這主要是由于該體系是陰離子表面活性劑，而離子類(lèi)表面活性劑當(dāng)濃度達(dá)到一定時(shí)，表面活性離子在吸附于表面時(shí)，帶同電性的頭基排斥力增大，使得在溶液表面吸附層中的排列變得不再緊密有序，最終導(dǎo)致界面張力快速升高[5]。HAS-G復(fù)配體系界面張力在0.1%～0.3%濃度范圍內(nèi)均可達(dá)到10-3mN/m超低界面張力，0.3%濃度界面張力最低，為6.9×10-3mN/m，陰非離子復(fù)配體系大幅提高溶液界面活性主要是由于非離子表面活性劑中非極性分子通過(guò)疏水效應(yīng)易于“插入”到排列較為疏松的離子表面活性劑吸附層中，從而降低頭基的靜電斥力，增加表面疏水鏈密度，降低體系的界面張力。

2.1.2 改變潤(rùn)濕性能力 在低滲-致密油開(kāi)采過(guò)程中，巖石潤(rùn)濕性是影響滲吸效果的重要因素[6]。由毛管力計(jì)算公式知，潤(rùn)濕性對(duì)毛細(xì)管力的大小和方向起著決定性作用，當(dāng)接觸角超過(guò)90°時(shí)，毛細(xì)管力為負(fù)數(shù)，說(shuō)明毛細(xì)管力不再是滲吸驅(qū)動(dòng)力而是阻力，因此為了提高滲吸采收率往往需要將巖石潤(rùn)濕性由油濕狀態(tài)改性到水濕狀態(tài)。

潤(rùn)濕性轉(zhuǎn)變的機(jī)理主要分為兩種：一是通過(guò)剝離巖石表面吸附的極性組分，恢復(fù)巖石表面的原始潤(rùn)濕性，從而實(shí)現(xiàn)潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)；二是在巖石表面形成雙層吸附或單層吸附，使得巖石表面潤(rùn)濕性發(fā)生改變[7]。各表面活性劑接觸角與濃度的變化關(guān)系見(jiàn)圖3。

由圖3可知，測(cè)定了用苯和二氯二甲基硅烷處理過(guò)的云母片與模擬地層水之間的接觸角為 115.2°，說(shuō)明改性過(guò)的云母片已經(jīng)達(dá)到了油濕狀態(tài)。經(jīng)過(guò)測(cè)量改性過(guò)的云母片與各表面活性劑體系之間的接觸角均<90°，說(shuō)明表面活性劑對(duì)油濕云母片具有潤(rùn)濕反轉(zhuǎn)的作用。隨著濃度的增加，表面活性劑對(duì)改性云母片的潤(rùn)濕性改變程度逐漸增大。G12-7N體系改變巖石潤(rùn)濕性能力最強(qiáng)，在較低濃度便可以將云母片由油濕狀態(tài)改變至水濕狀態(tài)，而HAS-6體系與HAS-G體系在濃度增加至0.1%時(shí)，才將云母片改性為水濕狀態(tài)。 出現(xiàn)這種情況主要是由于HAS-6體系在濃度增加至一定程度時(shí)，在云母片表面覆蓋層形成了雙層吸附，此時(shí)疏水基團(tuán)朝向固體，親水基團(tuán)朝向液體，故親水性增強(qiáng)[8]。而G12-7N體系在較低濃度時(shí)在云母片表面覆蓋層便通過(guò)單層吸附的形式，使得云母片表面的親水性增強(qiáng)。

圖3 滲吸劑體系接觸角隨濃度的變化曲線

2.2 滲吸劑乳化性能

對(duì)三元或二元的驅(qū)油劑來(lái)說(shuō)，由于乳化性能與驅(qū)油效果具有一定的正相關(guān)性，因此在驅(qū)油劑的篩選過(guò)程中認(rèn)為乳化綜合指數(shù)高的驅(qū)油劑提高驅(qū)油效率會(huì)更好。而超低滲儲(chǔ)層多為細(xì)砂巖，沙粒含量較高且堆積較為緊密，導(dǎo)致吼道和孔隙細(xì)小，因此乳化穩(wěn)定性過(guò)高的體系會(huì)因單個(gè)大液滴或小液滴無(wú)序流動(dòng)造成地層堵塞，影響了油珠的聚并和運(yùn)移，從而降低滲吸采收率[9]。

HAS-G體系不同濃度的乳化穩(wěn)定性見(jiàn)圖4。

圖4 HAS-G體系與油形成的乳狀液穩(wěn)定性隨時(shí)間的變化

由圖4可知，當(dāng)HAS-G體系濃度在0.6%以下時(shí)，體系乳化穩(wěn)定性都較差，析水速率較快，在5 min時(shí)析水率便可以達(dá)到50%以上，在30 min時(shí)近乎全部析出。而濃度較高時(shí)體系乳化穩(wěn)定性較強(qiáng)且在0.8%濃度時(shí)出現(xiàn)了中相微乳液，說(shuō)明體系在高濃度時(shí)乳化效果更好。

由表3可知，乳化力方面除0.3%濃度乳狀液乳化力較差，其他幾個(gè)濃度的乳化力相差不大，與濃度之間的關(guān)系不明確。體系的整體變化趨勢(shì)為乳化穩(wěn)定性隨濃度增大而增大。乳狀液的穩(wěn)定性由乳狀液滴的界面膜強(qiáng)度決定，離子型表面活性劑通過(guò)在水中電離，使得部分離子在乳狀液滴表面吸附，使得表面帶有電荷。帶點(diǎn)液滴表面會(huì)形成類(lèi)似于擴(kuò)散雙電層，根據(jù)膠體穩(wěn)定性理論，液滴在范德華力的作用下會(huì)相互吸引，當(dāng)液滴接近至表面雙電層發(fā)生重疊時(shí)靜電斥力會(huì)阻礙液滴的進(jìn)一步聚結(jié)[10]。體系濃度較低時(shí)，液滴表面雙電層厚度較小，液滴間靜電斥力較小，易發(fā)生碰撞和聚結(jié)，最終導(dǎo)致破乳，使得乳狀液穩(wěn)定性較低。溫度也是影響乳狀液穩(wěn)定性的一個(gè)重要因素，本實(shí)驗(yàn)中乳化實(shí)驗(yàn)溫度設(shè)置為66.6 ℃(油藏底層溫度)，溫度較高。升高溫度，蒸汽壓增加，通過(guò)界面的分子數(shù)增多，界面波動(dòng)較大，也使得乳狀液穩(wěn)定性下降。

表3 HAS-G體系乳化綜合指數(shù)隨濃度的變化

2.3 滲吸劑體系靜態(tài)吸附性能

HAS-6與HAS-G體系吸附結(jié)果見(jiàn)圖5。

圖5 滲吸劑體系靜態(tài)吸附量隨濃度的變化

由圖5可知，兩體系的吸附量隨著濃度的升高而增大，大體上符合S型吸附等溫線的變化趨勢(shì)。在較低濃度下由于砂巖表面帶負(fù)電使得陰離子類(lèi)表活劑在靜電斥力作用下吸附量較低，隨著濃度的增加表面活性劑分子在疏水作用下在砂巖表面形成多層吸附使得吸附量繼續(xù)呈上升趨勢(shì)[11]。在任意濃度下重烷基苯磺酸鹽單一體系的吸附量比復(fù)配體系的吸附量要大，單一體系在0.3%濃度時(shí)吸附量便已經(jīng)達(dá)到了14.634 mg/g，而通過(guò)復(fù)配以后復(fù)配體系的吸附量降低至9.367 5 mg/g，達(dá)到了礦場(chǎng)的應(yīng)用要求(吸附量低于10 mg/g)。

2.4 自發(fā)滲吸性能及滲吸機(jī)理探討

2.4.1 自發(fā)滲吸效果 0.3%濃度HAS-G滲吸劑體系與地層水的滲吸結(jié)果見(jiàn)圖6。

圖6 HAS-G體系與地層水靜態(tài)滲吸對(duì)比圖

由圖6可知，在滲吸前期0～6 h范圍內(nèi)，滲吸排油速度較快，此階段主要是巖心表面的浮油及大孔隙中的原油排出；此后滲吸排油速度逐漸減慢，直至滲吸結(jié)束。0.3%濃度HAS-G體系最終采收率為24.95%，地層水最終滲吸采收率為14.06%，滲吸劑HAS-G體系靜態(tài)滲吸效率較地層水可提高10.89%。

2.4.2 核磁共振自發(fā)滲吸效果分析 0.3%濃度HAS-G滲吸劑體系在不同時(shí)間下的核磁共振T2譜結(jié)果見(jiàn)圖7。巖心中剩余油主要存在于中大孔中，小孔隙中剩余油較少，且孔喉連通性較差。自發(fā)滲吸時(shí)，在毛管力作為主要驅(qū)動(dòng)力下，滲吸液優(yōu)先進(jìn)入中小孔進(jìn)行油水置換，置換出的原油經(jīng)大孔排出。巖心樣品內(nèi)中孔孔隙(10～100 ms)對(duì)滲吸采出程度的貢獻(xiàn)中占主導(dǎo)地位，而小孔和大孔孔隙對(duì)滲吸采出程度貢獻(xiàn)較低。

圖7 巖心不同滲吸時(shí)間下核磁共振T2譜

2.4.3 提高滲吸采收率機(jī)理分析 對(duì)于超低滲儲(chǔ)層，當(dāng)滲吸劑體系界面張力達(dá)到超低界面張力或低于10-2mN/m時(shí)，隨著界面張力的降低增加了原油的變形能力，更利于原油的啟動(dòng)。將巖石潤(rùn)濕性由油濕改性至水濕是提高滲吸采收率的另一個(gè)原因，毛管力隨接觸角的降低而增大，毛管力越大越有利于小孔隙滲吸排油。同時(shí)，滲吸劑體系適當(dāng)?shù)娜榛芰σ灿欣跐B吸采收率的提高，較弱的乳化能力使得剩余油在剪切力下以形成小油滴的方式通過(guò)孔喉，且乳液液滴在孔喉中易聚并，連續(xù)的油相可減小油滴的滯留。

3 結(jié)論

(1)重烷基苯磺酸鹽類(lèi)表面活性劑HAS-6與脂肪醇聚氧乙烯醚類(lèi)表面活性劑G12-7N按照質(zhì)量比9∶1復(fù)配，得到復(fù)配體系HAS-G。0.3%濃度HAS-G體系與脫水原油間的界面張力為6.9×10-3mN/m；此濃度下復(fù)配體系可將油濕性云母片改性至水濕狀態(tài)。

(2)在0.15%～0.6%濃度下復(fù)配體系HAS-G乳化性能整體較差，0.3%濃度的乳化綜合指數(shù)最低為0.11；表面活性劑靜態(tài)吸附量隨濃度升高而增大，HAS-G體系靜態(tài)吸附量整體上比HAS-6體系吸附量低，0.3%濃度下HAS-G體系較HAS-6體系吸附量降低36%。

(3)0.3%濃度HAS-G體系最終滲吸采收率為24.95%，較地層水滲吸采收率提高10.89%，滿足超低滲油藏大幅提高采收率的要求。核磁共振實(shí)驗(yàn)表明，巖心中孔孔隙對(duì)滲吸采出貢獻(xiàn)程度最大，小孔及大孔孔隙貢獻(xiàn)程度較低。