汪益宁，黄小娟，李　洪，徐　涛，段秋红，王　晖

(1.振华石油控股有限公司，北京 100031；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083；3.中国石化河南油田勘探开发研究院，河南 南阳 473132)



稠油油藏注水井降压增注用表面活性剂的研制及性能评价

汪益宁1，黄小娟2，李洪2，徐涛1，段秋红3，王晖1

(1.振华石油控股有限公司，北京 100031；2.中国地质大学(北京)能源学院，北京 100083；3.中国石化河南油田勘探开发研究院，河南 南阳 473132)

稠油油藏注水井注水过程中普遍存在压力上升过快、欠注现象严重等问题。室内通过一步法合成出一种适合于稠油油藏注水井降压增注用季铵盐阳离子双子表面活性剂HYX-1，评价了其与地层水的配伍性、CMC值、界面张力以及降低稠油黏度性能，并通过岩心驱替模拟实验评价了其降压增注效果。结果表明，不同浓度表面活性剂HYX-1与地层水均具有良好的配伍性，且具有较低的CMC值；当其浓度为50～300 mg·L-1时，瞬时界面张力最低值可以达到10-3mN·m-1数量级；当其体积分数为0.05%～0.5%时，目标区块稠油黏度降低率达到90%以上；注入3 PV浓度为300～500 mg·L-1的HYX-1溶液后，第二次水驱压力比第一次水驱压力降低30%以上。表明，表面活性剂HYX-1具有较好的降压增注效果，可以作为稠油油藏注水井降压增注用表面活性剂。

稠油油藏注水井；双子表面活性剂；降压增注；性能评价

稠油油藏注水井在注水过程中由于注入水水质差、原油中胶质沥青质含量高、注入水与储层不配伍等原因，普遍存在注水压力上升过快、欠注现象严重等问题[1]。注入水水质不达标易造成地层堵塞；地层原油黏度较高，在注水过程中由于温度变化易导致有机质堵塞的冷伤害；现场注水过程中压力升高较快，酸化解堵后注水量虽然有较高幅度的增加，但是有效期较短[2-3]，注采矛盾依然较突出。所以，如何实现长期有效的降压增注是稠油油藏注水过程中亟待解决的问题[4]。

注水井降压增注措施主要包括酸化解堵增注、表面活性剂降压增注、缩膨降压增注、聚硅纳米材料降压增注、层内生气降压增注和生物酶降压增注等。其中表面活性剂降压增注技术是在注水过程中向地层孔隙中注入一定量的表面活性剂[5]，通过降低油水界面张力，降低残余油饱和度，改善流体渗流特征，从而提高水相渗透率，达到降压增注的目的[6]，具有施工工艺简单、有效期长、处理半径较大等优点。

鉴于此，室内研制出一种适合于稠油油藏注水井降压增注用季铵盐阳离子双子表面活性剂HYX-1，并评价了该表面活性剂的性能，拟为现场应用提供参考。

1　实验

1.1材料、试剂与仪器

目标区块脱气原油，中性煤油，目标区块储层天然岩心。

烷基二甲基叔胺，溴代烷烃，无水乙醇，异丙酮，模拟地层水(矿化度为25 800 mg·L-1)。

三口烧瓶，冷凝管，烧杯，电加热套，水浴锅，磁力搅拌装置，电子天平，真空干燥箱，JZ-200型自动界面张力仪，旋转黏度计，岩心饱和实验装置，岩心驱替装置。

1.2表面活性剂的合成

1.2.1合成原理

目前很多季铵盐阳离子双子表面活性剂都采用多步反应法合成，反应步骤较多，从而影响产品的质量和纯度[7-8]。本实验采用一步法合成季铵盐阳离子双子表面活性剂HYX-1，合成原理如下：

(m=2、4、6；n=14、16、18；当n=18时产率最高)

1.2.2合成方法

分别称取烷基二甲基叔胺和溴代烷烃，与无水乙醇按一定比例加到1 000 mL具塞三口烧瓶中，连接冷凝管，开启搅拌装置使原料混合均匀，用电加热套缓慢升温至80 ℃，恒温反应48 h，即得到纯度较低的黄色产物；将产物蒸发2 h，冷却后置于55 ℃真空干燥箱中烘干；然后用异丙酮重结晶2次，抽滤提纯；将提纯后的产品置于55 ℃真空干燥箱中烘干，即得白色粉末状表面活性剂HYX-1。

1.3表面活性剂的性能评价

1.3.1配伍性评价

将不同浓度的表面活性剂HYX-1溶液加到目标区块地层水中，在储层温度(60 ℃)下静置24 h，观察溶液是否澄清，评价表面活性剂与地层水的配伍性。

1.3.2临界胶束浓度(CMC)的测定

用模拟地层水配制不同浓度(100、200、300、500、800、1 000、1 500、2 000、2 500、3 000，mg·L-1)的表面活性剂HYX-1溶液，在60 ℃下用自动界面张力仪测定各溶液的表面张力，由表面张力随浓度的变化曲线得到CMC值。

1.3.3界面性能评价

在60 ℃下用自动界面张力仪测定表面活性剂HYX-1溶液与中性煤油之间的动态界面张力，评价表面活性剂HYX-1的界面性能。

1.3.4降低稠油黏度性能评价

用模拟地层水配制体积分数分别为0.05%、0.1%、0.3%、0.5%、1.0%的表面活性剂HYX-1溶液。称取280 g稠油样品，加入120 g不同体积分数的表面活性剂HYX-1溶液，放入60 ℃的恒温水浴中恒温1 h，用搅拌装置于250 r·min-1恒温搅拌2 min，迅速用旋转黏度计测定其在60 ℃下的黏度μ；作为对比，将稠油样品在60 ℃的恒温水浴中恒温1 h，搅拌去除游离水和气泡，用旋转黏度计在60 ℃下测定其黏度μ0。计算黏度降低率f=[(μ0-μ)/μ0]×100%， 以评价表面活性剂HYX-1降低稠油黏度性能。

1.3.5岩心驱替实验

(1)将天然岩心洗油后抽真空饱和模拟地层水，计算孔隙体积和孔隙度，将已饱和的岩心继续驱替并测定其液测渗透率；(2)饱和模拟油，以0.1 mL·min-1的流速驱替模拟油10倍孔隙体积以上，在60 ℃下老化24 h；(3)再用地层水以0.5 mL·min-1的流速进行第一次水驱，直至压力基本稳定，记录压力变化情况；(4)然后注入3 PV不同浓度的表面活性剂HYX-1溶液，记录驱替压力变化情况；(5)继续以0.5 mL·min-1的流速进行第二次地层水驱，直至压力不再变化，记录驱替过程的压力变化情况。实验均在60 ℃下进行。模拟油为储层脱气原油与中性煤油按2∶1(体积比)混合。

2　结果与讨论

2.1配伍性评价结果

将不同浓度(100、500、1 000、1 500、2 000，mg·L-1)表面活性剂HYX-1溶液加到目标区块地层水中，在60 ℃下静置24 h后，溶液均澄清透明。表明，不同浓度的表面活性剂HYX-1溶液与地层水在储层温度下均具有较好的配伍性。

2.2CMC值的确定

表面张力随表面活性剂HYX-1浓度变化曲线见图1。

图1　表面张力随表面活性剂 HYX-1浓度的变化曲线Fig.1　Change curve of surface tension of different concentrations of surfactant HYX-1

由图1可以看出，在浓度为500 mg·L-1时，表面张力出现拐点。因此，确定CMC值为500 mg·L-1。

2.3界面张力的测定结果

不同浓度表面活性剂HYX-1溶液与中性煤油之间的界面张力见图2和表1。

图2　不同浓度表面活性剂HYX-1溶液 与中性煤油之间的动态界面张力(60 ℃)Fig.2　Dynamic interfacial tension between different concentrations of surfactant HYX-1 solution and neutral kerosene at 60 ℃

由图2可以看出，不同浓度的表面活性剂HYX-1溶液与中性煤油之间的界面张力表现出不同的规律：当HYX-1浓度为50～300 mg·L-1时，界面张力随时间延长先降低至最小值，再慢慢上升至平衡状态；当HYX-1浓度为400～1 000 mg·L-1时，界面张力随时间延长逐渐上升直至达到平衡状态。

表1 不同浓度表面活性剂HYX-1溶液与中性煤油之间的瞬时界面张力(60 ℃)

Tab.1 Instantaneous interfacial tension between different concentrations of surfactant HYX-1 solution and neutral kerosene at 60 ℃

由表1可以看出，当表面活性剂HYX-1溶液浓度为50～300 mg·L-1时，其与中性煤油之间的瞬时界面张力最低值均可以达到10-3mN·m-1数量级，平衡状态时的界面张力也较低。当HYX-1浓度在300 mg·L-1左右(低于CMC值)时，瞬时界面张力最小，效果最好。这是由于在油水界面上，表面活性剂HYX-1的极性基团在水相表面紧密排列，从而迫使碳氢非极性链在油相呈竖直分布状态，使用较低浓度的HYX-1溶液就可以大幅降低油水界面张力。

2.4降低稠油黏度效果(表2)

表2 表面活性剂HYX-1溶液降低稠油黏度效果

Tab.2 Viscosity reduction effect of heavy oil by surfactant HYX-1 solution

由表2可以看出，当表面活性剂HYX-1体积分数在0.05%～0.5%时，稠油黏度降低率均可以达到90%以上。表明表面活性剂HYX-1可以有效降低稠油黏度，在稠油油藏注水井注水过程中，表面活性剂HYX-1与地层孔隙中的残余稠油发生乳化反应，形成水包油乳状液，大幅降低稠油及其乳状液的黏度，使稠油易于从地层孔隙表面剥离下来，降低了地层残余油饱和度，从而减小渗流阻力，达到降压增注的目的。

2.5降压增注岩心驱替实验结果

表面活性剂HYX-1溶液对岩心降压增注的效果见表3，不同浓度的HYX-1溶液驱替实验压力曲线见图3。

表3 表面活性剂HYX-1溶液对岩心的降压增注效果

Tab.3　Effect of decompression and augmented injection of core by surfactant HYX-1 solution

注：4块岩心均为天然岩心，气测渗透率均为500 mD左右，HYX-1注入量为3 PV。

由表3可以看出，当第一次水驱压力基本稳定时，注入3 PV不同浓度的表面活性剂HYX-1溶液，驱替压力均出现不同程度的降低；当HYX-1浓度为300～500 mg·L-1时，第二次水驱压力比第一次水驱压力均降低了30%以上。表明，表面活性剂HYX-1可以有效降低油水界面张力，降低稠油乳状液黏度，改善渗流特征，从而降低注水压力，提高水相渗透率，是一种针对稠油油藏注水井降压增注用的有效表面活性剂。

图3不同浓度HYX-1溶液驱替实验压力曲线

Fig.3Displacement experiment pressure curve of different concentrations of HYX-1 solution

3　结论

室内研制了一种稠油油藏注水井降压增注用季铵盐阳离子双子表面活性剂HYX-1。该表面活性剂与目标区块稠油油田地层水具有良好的配伍性；具有较低的CMC值(500 mg·L-1)；当其浓度为50～300 mg·L-1时，瞬时界面张力最低值可以达到10-3mN·m-1数量级；当其体积分数为0.05%～0.5%时，目标区块稠油黏度降低率达到90%以上。岩心驱替实验结果表明，当注入3 PV浓度为300～500 mg·L-1的表面活性剂HYX-1溶液后，第二次水驱压力比第一次水驱压力降低30%以上。表明季铵盐阳离子双子表面活性剂HYX-1具有较好的降压增注效果，可以作为稠油油藏注水井降压增注用表面活性剂。

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Development and Performance Evaluation of Surfactant for Decompression and Augmented Injection of Heavy Oil Reservoir Water Injection Well

WANG Yi-ning1,HUANG Xiao-juan2,LI Hong2,XU Tao1,DUAN Qiu-hong3,WANG Hui1

(1.ZhenhuaOilCo.,Ltd.,Beijing100031,China;2.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;3.ResearchInstituteofExplorationandDevelopmentofHenanOilfield,SINOPEC,Nanyang473132,China)

Intheprocessofwaterinjectioninheavyoilreservoirwaterinjectionwells,thepressurerisestoofast,andtheproblemofunderinjectionisserious.Inthelaboratory,atypeofquaternaryammoniumcationicgeminisurfactantHYX-1fordecompressionandaugmentedinjectionofheavyoilreservoirwaterinjectionwellwassynthesizedbyaone-stepmethod.Itscompatibilitywithformationwater,CMCvalue,interfacialtensionandviscosityreductionpropertieswereevaluated,andtheeffectofdecompressionandaugmentedinjectionwasevaluatedbyacoredisplacementsimulationexperiment.Theresultsshowedthat,differentconcentrationsofsurfactantHYX-1hadgoodcompatibilitywithformationwater,andhadlowCMCvalues.WhentheconcentrationofHYX-1was50～300mg·L-1,thevalueofminimuminstantaneousinterfacialtensioncouldreach10-3mN·m-1.WhenthevolumefractionofHYX-1was0.05%～0.5%,theviscosityreductionratefortargetblockofheavyoilwasmorethan90%.Whenthe3PVHYX-1solutionwithconcentrationof300～500mg·L-1wasinjected,thesecondwaterfloodingpressurewas30%lowerthanthatofthefirst.ItindicatedthatHYX-1couldbeusedasasurfactantinheavyoilreservoirwaterinjectionwellduetoitsgoodeffectondecompressionandaugmentedinjection.

heavyoilreservoirwaterinjectionwell;geminisurfactant;decompressionandaugmentedinjection;performanceevaluation

2016-05-03

10.3969/j.issn.1672-5425.2016.10.011

TQ 423.9TE 357.61

A

1672-5425(2016)10-0049-04

汪益宁，黄小娟，李洪，等.稠油油藏注水井降压增注用表面活性剂的研制及性能评价[J].化学与生物工程，2016，33(10)：49-52.