適合超低滲油藏的高效滲吸劑體系及性能研究

石宇，劉衛東，管保山，叢蘇男，康敬程

(1.中國科學院大學，北京 100190；2.中國科學院 滲流流體力學研究所，河北 廊坊 065007；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083)

“壓驅一體化”滲吸置換采油是高效開發超低滲油藏的重要方式。滲吸劑的界面張力特征、潤濕性改變能力是影響滲吸置換能力的主要因素，在最佳界面張力區間內滲吸劑改變巖石潤濕性能力越強，滲吸采收效果越好[1-2]；同時滲吸劑的乳化作用可將基質中的原油乳化成小油滴，乳狀液滴通過聚并在孔喉中形成連續的油相，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表面活性劑HAS-6與脂肪醇聚氧乙烯醚類表面活性劑G12-7N進行復配，并對復配體系進行界面、潤濕性、乳化、靜態吸附以及靜態滲吸性能等一系列的性能研究。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

重烷基苯磺酸鹽(HAS-6，有效物質含量為90%)、非離子表面活性劑(G12-7N)均為工業品；復配體系HAS-G由HAS-6及G12-7N按照質量比9∶1復配而成；苯、二氯二甲基硅烷均為分析純；長慶Y區塊原油，地面原油密度為0.854 g/cm3，地面原油粘度6.4 mPa·s；實驗用水為Y區塊模擬地層水，注入水總礦化度為2 925.14 mg/L，離子組成見表1；實驗巖心為Y區塊露頭巖心，巖心參數見表2。

表1 Y區塊地層水離子組成

表2 巖心參數

ME403滲吸天平；Model TX-500C旋轉液滴界面張力儀；DSA100S型接觸角測量儀；Magnet 2000型低磁場核磁共振分析儀；1260 infinity型高效液相色譜分析儀。

1.2 實驗方法

1.2.1 界面張力測定 實驗流程參照SY/T 6424—2014標準進行，旋轉滴界面張力儀轉速設置為5 050 r/min，溫度為66.6 ℃(油藏地層溫度)。

1.2.2 接觸角測量 采用座滴法進行接觸角測量，實驗流程參考SY/T 5153—2007標準。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 乳化性能測試 乳化實驗及數據處理參考Q/SY 1583—2013和GB/T 11543—2008標準，以乳化穩定性和乳化力對乳狀液進行評價。

1.2.3.1 乳化穩定性 將原油與表面活性劑溶液在66.6 ℃烘箱中預熱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內不同時間下的析水量(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——乳化穩定性，%。

1.2.3.2 乳化力 對配制好的乳狀液，通過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測量萃取液中的油質量，計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量，g；

mo——參與乳化的總油量，g；

乳化綜合指數按下式計算：

(4)

1.2.4 靜態吸附實驗 使用高效液相色譜分析儀測量表面活性劑體系濃度，通過濃度差法計算表面活性劑體系的吸附量。由于色譜柱僅能檢測磺酸鹽類表面活性劑，而非離子表面活性劑G12-7N無法檢查，因此將HAS-6/G12-7N(9∶1)復配體系的吸附認為是等比例吸附；即將測得的磺酸鹽類吸附除以0.9，即為體系的整體吸附量。

1.2.5 滲吸實驗 采用稱重法對滲吸過程進行定量表征，滲吸實驗裝置示意圖見圖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，記錄在不同時間下的滲吸情況。進行核磁實驗的巖心飽和水和表面活性劑溶液均由重水配制，來達到消除地層水中氫信號的影響，為減少模擬油中雜質對信號的影響，因此核磁實驗所用巖心飽和的煤油，在滲吸過程的關鍵時間點進行核磁掃描，監測流體在滲吸過程中的流動和分布。

圖1 全自動滲吸裝置

2 結果與討論

2.1 滲吸劑體系界面性能評價

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之一。 低界面張力不僅可以有效降低原油毛細管阻力，促進基質殘余油啟動，使更多的剩余油轉換為可動油，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系見圖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%濃度范圍內均是可以達到10-2mN/m數量級，超過此范圍界面張力開始反彈，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，而離子類表面活性劑當濃度達到一定時，表面活性離子在吸附于表面時，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，最終導致界面張力快速升高[5]。HAS-G復配體系界面張力在0.1%～0.3%濃度范圍內均可達到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疏水效應易于“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 改變潤濕性能力 在低滲-致密油開采過程中，巖石潤濕性是影響滲吸效果的重要因素[6]。由毛管力計算公式知，潤濕性對毛細管力的大小和方向起著決定性作用，當接觸角超過90°時，毛細管力為負數，說明毛細管力不再是滲吸驅動力而是阻力，因此為了提高滲吸采收率往往需要將巖石潤濕性由油濕狀態改性到水濕狀態。

潤濕性轉變的機理主要分為兩種：一是通過剝離巖石表面吸附的極性組分，恢復巖石表面的原始潤濕性，從而實現潤濕反轉；二是在巖石表面形成雙層吸附或單層吸附，使得巖石表面潤濕性發生改變[7]。各表面活性劑接觸角與濃度的變化關系見圖3。

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

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

對三元或二元的驅油劑來說，由于乳化性能與驅油效果具有一定的正相關性，因此在驅油劑的篩選過程中認為乳化綜合指數高的驅油劑提高驅油效率會更好。而超低滲儲層多為細砂巖，沙粒含量較高且堆積較為緊密，導致吼道和孔隙細小，因此乳化穩定性過高的體系會因單個大液滴或小液滴無序流動造成地層堵塞，影響了油珠的聚并和運移，從而降低滲吸采收率[9]。

HAS-G體系不同濃度的乳化穩定性見圖4。

圖4 HAS-G體系與油形成的乳狀液穩定性隨時間的變化

由圖4可知，當HAS-G體系濃度在0.6%以下時，體系乳化穩定性都較差，析水速率較快，在5 min時析水率便可以達到50%以上，在30 min時近乎全部析出。而濃度較高時體系乳化穩定性較強且在0.8%濃度時出現了中相微乳液，說明體系在高濃度時乳化效果更好。

由表3可知，乳化力方面除0.3%濃度乳狀液乳化力較差，其他幾個濃度的乳化力相差不大，與濃度之間的關系不明確。體系的整體變化趨勢為乳化穩定性隨濃度增大而增大。乳狀液的穩定性由乳狀液滴的界面膜強度決定，離子型表面活性劑通過在水中電離，使得部分離子在乳狀液滴表面吸附，使得表面帶有電荷。帶點液滴表面會形成類似于擴散雙電層，根據膠體穩定性理論，液滴在范德華力的作用下會相互吸引，當液滴接近至表面雙電層發生重疊時靜電斥力會阻礙液滴的進一步聚結[10]。體系濃度較低時，液滴表面雙電層厚度較小，液滴間靜電斥力較小，易發生碰撞和聚結，最終導致破乳，使得乳狀液穩定性較低。溫度也是影響乳狀液穩定性的一個重要因素，本實驗中乳化實驗溫度設置為66.6 ℃(油藏底層溫度)，溫度較高。升高溫度，蒸汽壓增加，通過界面的分子數增多，界面波動較大，也使得乳狀液穩定性下降。

表3 HAS-G體系乳化綜合指數隨濃度的變化

2.3 滲吸劑體系靜態吸附性能

HAS-6與HAS-G體系吸附結果見圖5。

圖5 滲吸劑體系靜態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。在較低濃度下由于砂巖表面帶負電使得陰離子類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呈上升趨勢[11]。在任意濃度下重烷基苯磺酸鹽單一體系的吸附量比復配體系的吸附量要大，單一體系在0.3%濃度時吸附量便已經達到了14.634 mg/g，而通過復配以后復配體系的吸附量降低至9.367 5 mg/g，達到了礦場的應用要求(吸附量低于10 mg/g)。

2.4 自發滲吸性能及滲吸機理探討

2.4.1 自發滲吸效果 0.3%濃度HAS-G滲吸劑體系與地層水的滲吸結果見圖6。

圖6 HAS-G體系與地層水靜態滲吸對比圖

由圖6可知，在滲吸前期0～6 h范圍內，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體系靜態滲吸效率較地層水可提高10.89%。

2.4.2 核磁共振自發滲吸效果分析 0.3%濃度HAS-G滲吸劑體系在不同時間下的核磁共振T2譜結果見圖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。自發滲吸時，在毛管力作為主要驅動力下，滲吸液優先進入中小孔進行油水置換，置換出的原油經大孔排出。巖心樣品內中孔孔隙(10～100 ms)對滲吸采出程度的貢獻中占主導地位，而小孔和大孔孔隙對滲吸采出程度貢獻較低。

圖7 巖心不同滲吸時間下核磁共振T2譜

2.4.3 提高滲吸采收率機理分析 對于超低滲儲層，當滲吸劑體系界面張力達到超低界面張力或低于10-2mN/m時，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。將巖石潤濕性由油濕改性至水濕是提高滲吸采收率的另一個原因，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，滲吸劑體系適當的乳化能力也有利于滲吸采收率的提高，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孔喉，且乳液液滴在孔喉中易聚并，連續的油相可減小油滴的滯留。

3 結論

(1)重烷基苯磺酸鹽類表面活性劑HAS-6與脂肪醇聚氧乙烯醚類表面活性劑G12-7N按照質量比9∶1復配，得到復配體系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；此濃度下復配體系可將油濕性云母片改性至水濕狀態。

(2)在0.15%～0.6%濃度下復配體系HAS-G乳化性能整體較差，0.3%濃度的乳化綜合指數最低為0.11；表面活性劑靜態吸附量隨濃度升高而增大，HAS-G體系靜態吸附量整體上比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。核磁共振實驗表明，巖心中孔孔隙對滲吸采出貢獻程度最大，小孔及大孔孔隙貢獻程度較低。