高温高盐碳酸盐岩油藏表面活性剂评价研究

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　　摘      要： 针对海外AX高温高盐特低渗碳酸盐岩油藏对甜菜碱型和阴非离子型表面活性剂进行复配，评价了其界面性能及乳化稳定性，并研究了微观驱油机理及其采收率。结果表明，XBS+AES表活剂复配体系（复配比为1∶1）在质量分数为0.03%到0.2%范围内具有良好的界面活性，在质量分数0.4%以上具有良好的乳化稳定性。针对低界面和良好乳化稳定性的两种体系分别进行微观驱替实验，研究发现在低界面张力下，微观剩余油易于拉成油丝，形成油包水乳状液;在良好乳化稳定性作用下，易于将微观剩余油剥离为小油滴，使其重新动用，从而提高采收率。最后通过宏观岩心驱油实验发现，质量分数为0.1%的XBS+AES表活剂复配体系提高采收率9.4%，达到预期目的。
　　关  键  词：高温高盐;超低界面张力;乳化;表面活性剂;三次采油
　　中图分类号：TE357.46      文献标识码： A      文章编号： 1671-0460（2020）08-1574-05
　　Abstract： Betaine and anionic non-ionic surfactants were compounded for overseas AX high temperature，high salt and ultra-low permeability carbonate rock reservoirs. The interfacial performance and emulsification stability of the compounding system were evaluated， and the microscopic flooding mechanism and its recovery factor were studied. The results showed that the XBS+AES surfactant compounding system （Compounding ratio is 1∶1） had good interfacial activity in the range of 0.03% to 0.2%， and had good emulsion stability at the mass fraction of 0.4% or more. Micro-displacement experiments were performed for two systems with low interfacial tension and good emulsification stability. The results showed that，under low interfacial tension， the microscopic residual oil was easy to pull into oil filaments， forming water-in-oil emulsion; under the effect of good emulsification stability， it was easy to strip the microscopic residual oil into small oil droplets to exploit them， thereby improving the recovery factor. Finally， through macroscopic core flooding experiments， it was found that the XBS + AES surfactant combination system with the mass fraction of 0.1% improved the recovery factor by 9.4%， which achieved the expected purpose.
　　Key words： High temperature and high salt; Ultra-low interfacial tension; Emulsification; surfactant; Tertiary oil recovery
　　随着国内外对石油资源需求的不断增加和三次采油技术的不断进步，化学驱逐渐拓展到高温高盐、低渗透、砾岩等特殊类型油藏。对于高温高盐油藏，常规驱油用表面活性剂如石油磺酸盐、重烷基苯磺酸盐和脂肪醇醚等由于耐盐或耐温性问题，无法满足化学驱技术需求。文献调研和室内研究表明[1-3]，特定分子結构的甜菜碱型、阴-非离子型和孪连型表面活性剂能与原油达到超低界面张力（10-3mN·m-1数量级及以下）且具有较强的耐温抗盐性能，可用于高温高盐油藏表面活性剂驱。将合适的表面活性剂进行复配可以提高性能、降低成本，进一步提高驱油效率[4]，其中两性离子表面活性剂复配体系的研究越来越受到重视。
　　目前，国内高温高盐油藏化学驱研究以砂岩为主，关于温度高于100 ℃、矿化度大于2×105 mg·L-1以上的碳酸盐岩油藏表面活性剂驱的研究鲜有报道[5]。对于碳酸盐岩油藏，国内外相关研究及矿场应用表明[6-8]，低矿化度水驱/离子匹配水驱通过增加水膜厚度、降低油/水及水/岩石间范德华力、增加双电层斥力等改变润湿性、启动剩余油，是有效的提高采收率技术。针对海外AX高温高盐特低渗碳酸盐岩油藏（T =121 ℃，TDS=20×104mg·L-1），本文用模拟海水为注入介质，选取甜菜碱表面活性剂和阴-非表面活性剂研究了表面活性剂复配体系的界面性能、乳化性能，并通过微观实验及岩心实验评价了其驱油效果。
　　1  实验部分 　　1.1  材料与仪器
　　十四烷基丙磺基甜菜碱TBS，质量分数95%;十六烷基丙磺基甜菜碱HBS，质量分数96%，百灵威试剂公司。芳基烷基酰胺丙基甜菜碱XBS，质量分数40%，自制[9]。醇醚磺酸盐表面活性剂AES，质量分数95%，长江大学提供[10]。纯水，电阻率18 MΩ·cm。海外某高温高盐特低渗碳酸盐油藏AX脱水原油，85 ℃下密度为0.789 2 g·cm-3、黏度为1.34 mPa·s。AX油藏地层水FW及拟注海水SW总矿化度分别为209 138、42 830 mg·L-1，其离子组成见表1。特低渗碳酸盐露头岩心。TX-500C型旋转滴界面张力仪，美国CNG公司。CX40M超长距显微镜，舜宇光学科技有限公司。芳基烷基酰胺丙基甜菜碱XBS结构如下：
　　1.2  实验方法
　　1.2.1  界面张力测试
　　参照中国石油天然气行业标准复合驱油体系性能測试方法，使用TX500C旋转滴界面张力仪测试表面活性剂体系与原油之间的界面张力。设置转速为5 000 r·min-1，设置温度为85 ℃。
　　1.2.2  乳化稳定性测试
　　准确量取表活剂溶液和原油体积比1∶1置于样品瓶中，在85 ℃温度下置于恒温保温箱中保温半小时，手摇50下形成乳化液，倒入10 mL细量筒中，密封放入恒温保温箱中静置，每隔一段时间记录量筒下层分水体积，并计算分水率，同时用显微镜观察乳状液的微观结构，确定乳状液滴类型。
　　1.2.3  微观驱油实验
　　本课题组自主研发的高温高压微观模拟装置及微观可视化模型，模型尺寸为40 mm×40 mm。实验温度为85 ℃，注入速度为0.005 mL·min-1。具体实验步骤如下：
　　①模型抽真空饱和地层水，饱和原油并在85 ℃内烘箱内老化2周;
　　②模拟海水驱油至模型出口端含水98%以上;
　　③注入表活剂驱油体系，对整个驱替过程中剩余油的启动和分布进行实时采集;
　　④进行后续水驱直至含水98%以上;
　　⑤应用分析软件对实验结果进行图像处理与定量分析。
　　1.2.4  岩心驱油实验
　　岩心驱油实验采用高温高压岩心驱替实验装置，实验温度为85 ℃，注入速度为0.1 mL·min-1。具体实验步骤如下：
　　①岩心干燥12 h，测量岩心尺寸和质量（干重）;将岩心抽真空4 h，然后饱和模拟地层水，计算岩心的孔隙度;
　　②使用原油饱和岩心，直至夹持器出口端稳定出油且压差保持稳定，将岩心在85 ℃烘箱内老化2周，计算岩心的含油饱和度;
　　③注入模拟海水驱替，至出口端含水98%以上，计算水驱采收率;
　　④注入表活剂体系;
　　⑤进行后续水驱至综合含水率98%以上，计算采收率。
　　2  结果与讨论
　　2.1  表面活性剂复配体系筛选
　　在表面活性剂初始筛选评价阶段，选取甜菜碱两性离子表面活性剂TBS、HBS、XBS和阴-非离子表面活性剂AES四个表面活性剂。用模拟海水SW将表面活性剂配制成质量分数0.1%的溶液，测定表面活性剂溶液与AX油藏脱水原油在85 ℃时的界面张力，结果见图1。可知，这4个表面活性剂单独使用均达不到超低界面张力。
　　文献调研及室内研究表明[11-12]：甜菜碱表活剂与某些阴离子、非离子、阴非离子表活剂间复配可产生正向协同效应，将界面张力降至超低水平。
　　因此将三个甜菜碱表活剂分别与阴非表活剂AES复配（总质量分数为0.1%，复配比为1∶1），测定了复配体系的界面性能，结果见图2。结果表明，直链甜菜碱表活剂TBS和HBS与AES复配后，界面性能改善不大;芳烷基酰胺甜菜碱XBS与AES组成的复配体系，动态界面张力测试5 min内即可达到超低，降低界面张力的效能较高。将不同复配比例的XBS与AES（总质量分数为0.1%）进行界面性能测试，图3的结果表明XBS与AES质量比为近似1∶1时协同效应最好，界面张力达到最低。将XBS、AES及其复配体系（复配比为1∶1）分别用地层水及海水配制为质量分数1%的溶液，在85 ℃恒温箱中老化一周发现复配体系溶解性良好，且XBS有助于改善AES在高矿化度下的溶解性能，选择XBS与AES复配体系进行后续研究。
　　2.2  复配体系界面性能
　　图3为不同复配比例的XBS与AES复配体系（总浓度为0.1%）与原油间界面张力测定结果，结果表明XBS与AES质量比为近似1∶1时协同效应最好，界面张力达到最低，因此选择复配比1∶1进行后续实验。
　　图4为不同质量分数XBS+AES复配体系与原油间界面张力测定结果。可知，该体系在质量分数为0.03%到0.2%范围内具有良好的界面活性。由动态界面张力曲线可见，测试5 min时瞬时界面张力均可以达到超低范围，其中0.1%质量分数的复配体系瞬时界面张力最低值为9.87×10-5 mN·m-1左右。两种表面活性剂分子在油水界面上能迅速吸附，形成一层紧密的混合吸附膜，使界面分子受力更趋均衡，从而显著降低界面张力。之后，伴随着脱附分子的增多界面张力有所回升，直至界面上表活剂分子吸附-脱附达到平衡，界面张力值趋于稳定，质量分数为0.03%到0.1%范围内的平衡界面张力值稳定在10-3数量级。
　　2.3  复配体系乳化稳定性评价
　　对XBS+AES复配体系进行了乳化分水率测试。图5为不同质量分数表面活性剂分水率随时间变化，可以看出表面活性剂质量分数小于0.2%的乳状液分水率较大，乳化稳定性较差。这是由于表面活性剂质量分数较低时，乳状液界面膜强度弱导致乳状液不稳定。随表面活性剂质量分数增大，乳状液稳定性增加。 　　图6为XBS+AES复配体系界面张力平衡值和乳化24 h后分水率结果对比，可以看出，该体系平衡界面张力随着质量分数的增加先降低然后有所回升，在0.1%质量分数下形成一个最低点。根据文献得知[13]，当表面活性剂的浓度达到一定值时会在溶液中形成胶束，浓度继续增加，在无机盐含量较高时可能将表活剂加溶到胶团“栅栏”层之间，从而导致界面张力的回升。一般界面张力低有利于形成乳状液，但是乳状液稳定性的决定性因素是界面膜的强度。因此该体系平衡界面张力与乳化稳定性并没有对应关系。
　　图7为XBS+AES复配体系不同质量分数下乳化后的乳状液放大50倍显微镜图片，可以看出0.1%质量分数的体系液滴较大且大小不均匀，析水速度快;0.6%质量分数的体系单位面积内出现的原油颗粒增多，乳状液粒径变小且分布较均匀，乳状液相对稳定;0.1%和0.6%质量分数下均为油包水乳状液，1%质量分数的体系为水包油乳状液，且粒径大小分布均匀，较为稳定。
　　
　　分析认为该体系为偏水性强的表面活性剂，在浓度高时易形成水包油型乳狀液，在浓度低时原油中的的活性物质如胶质、沥青质等油溶性乳化剂在油水界面占主导地位[14]，导致乳状液类型为油包水。
　　2.4  不同质量分数复配体系微观流动规律
　　选择界面张力最低的0.1%质量分数和乳化性能较好的0.6%质量分数的XBS+AES复配体系进行微观驱油实验研究，观察不同界面性能与乳化性能表活剂在微观模型中的微观流动规律。
　　一次水驱优先走主通道，边界区的油相对较少的被驱替，孔喉中存在大量形式多样的残余油。从图8可以看出，注入表活剂后由于0.1%质量分数的表活剂复配体系具有超低界面张力，表活剂体系接触到残余油后，油水界面膜被软化，残余油变形，拉成长条状，易变形的油很容易通过喉道。
　　表活剂在壁面的吸附导致润湿性改变，从而使变形的油能够从壁面脱离并沿壁运移。长条状油滴流至孔隙交叉处可变形分裂拉丝，油丝与水相混合前进，增加了油的流动性和波及区域。但该质量分数表活剂乳化效果差，所以很少以小油滴的形式存在。图9表明，由于0.6%质量分数的表活剂乳化性能较好，驱替效果与前者有所不同。注入表活剂体系后，水驱不动的残余油开始被乳化成小油滴被水流带走，残余油不断地被剥离，最终只剩少量的盲端和膜状残余油。
　　2.5  复配体系岩心驱油评价
　　根据实际情况，使用特低渗碳酸盐露头岩心，选择较低浓度即质量分数为0.1%的XBS+AES复配体系评价了其驱油效果。实验结果见表2。
　　实验结果表明，在模拟海水驱采收率60.8%基础上，该复配体系提高采收率9.4%。在超低界面张力情况下，岩心中的水驱剩余油得到了有效动用。
　　3  结论
　　1）通过甜菜碱表活剂与阴非表活剂的复配，针对AX油藏高温高盐条件筛选出表面活性剂体系XBS+AES，最佳复配比1∶1，评价发现该体系在质量分数为0.03%到0.2%范围内具有良好的界面活性，在质量分数0.4%以上具有良好的乳化稳定性;
　　2）微观驱油实验结果表明，该体系在不同质量分数下渗流规律不同，但均具有良好的驱油效果：在低界面张力下，剩余油易于拉成油丝，形成油包水乳状液，增加了油的流动性;在乳化作用下，易于将剩余油剥离为小油滴，从而被启动和携带，提高采收率;
　　3）芳基烷基酰胺丙基甜菜碱XBS与醇醚磺酸盐AES产生了良好的协同效应，使界面张力短时间内能迅速达到超低;低矿化度表活剂体系岩心驱油实验结果表明，复配体系提高采收率9.4%，可作为高温高盐油藏提高采收率的化学驱油用表活剂。
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