石油与天然气化工  2012, Vol. 41 Issue (1): 79-81
阴离子双子表面活性剂驱油体系研究
胡小冬 , 熊玉娟 , 欧阳向南 , 邹玮     
长江大学石油工程学院油气钻采工程湖北省重点实验室
收稿日期：2011-07-11；修回日期：2011-07-27
基金项目：中国石油天然气集团公司石油科技中青年创新基金项目(2010D-5006-0211)
作者简介：胡小冬:生于1987年，男，湖北潜江人，长江大学石油工程学院在读硕士研究生，主要从事油田化学方面的科研工作。地址(434023)：湖北省荆州市长江大学石油工程学院9#118办公室.
摘要：对一种新型双子表面活性剂GA12-4-12的耐盐性和驱油性能进行了研究。该表面活性剂在含NaCl为2.35×105 mg/L、CaCl2为1.5×104 mg/L的地层水溶液中表现出良好的表面活性，其临界胶束浓度为538.6 mg/L。GA12-4-12溶液与稀油间的油水界面张力随着无机盐含量的增加而降低并趋于稳定，当NaCl含量为250 g/L，能使界面张力降至2.2×10-3 mN/m。在高矿化度模拟地层水条件下，GA12-4-12及其与非离子表面活性剂复合体系SP的油水动态界面张力均能达到超低(10-3 mN/m)。进行模拟驱油实验表明，GA12-4-12与SP复合体系提高水驱采收率分别为6.25%、10.67%。
关键词：阴离子双子表面活性剂    驱油表面活性剂    油水动态界面张力    表面张力    耐盐性    高矿化度    
Investigation on oil displacement system of anionic gemini surfactant
Hu Xiaodong , Xiong Yujuan , Ouyang Xiangnan , et al     
Yangtze University Petroleum Engineering College, Key Laboratory of Oil and Gas Drilling and Recovery of Hubei Province, Jingzhou 434023, Hubei, China
Abstract: The salt resistance and oil displacement performance of a new kind of gemini surfactant GA12-4-12 was investigated. This surfactant exhibits good surface activity in the aqueous blending solution of sodium chloride 2.35×105 mg/L and calcium chloride 1.5×104 mg/L, and its critical micelle concentration is 538.6 mg/L. The oil-water interface tension between the GA12-4-12 solution and thin oil decreases with the increase of the concentration of inorganic salt first and then tends to stable. It decreases to 2.2×10-3 mN/m at the NaCl concentration of 250 g/L. Under the high-salinity simulation formation water, the oil-water dynamic interfacial tensions of GA12-4-12 and its composite system SP can reach the ultra-low value (10-3 mN/m). Oil displacing simulation experiments show that GA12-4-12 and its composite system SP can increase oil recovery displaced water by 6.25% and 10.67%, respectively.
Key words: anionic gemini surfactants    oil displacement surfactants    oil-water dynamic interfacial tension    surface tension    salt resistance    high salinity    

表面活性剂在三次采油中应用广泛，目前使用最广泛的是阴离子磺酸盐(石油磺酸盐、烷基苯磺酸盐[1]等)和羧酸盐类以及多种非离子表面活性剂。在高矿化度油藏条件下，普通的非离子或阴离子表面活性剂都不能满足驱油的要求。针对这种苛刻的驱油条件，人们试图寻找一些方法来解决。方法之一是合成非离子-阴离子复合表面活性剂[2]，但使用这种表面活性剂往往需要在非常特定的条件下才能产生油水间的超低界面张力，适用范围不够广泛。阴离子双子表面活性剂由于其独特结构和物化性能，使之在三次采油中的应用具有一定的可行性和巨大的潜力[3]。磺酸盐和硫酸酯盐双子表面活性剂具有水溶性更好，耐温抗盐能力更强，界面吸附量更小等特点，在较小的浓度下即可高效地降低油水界面张力，更适合于高温、高矿化度等特殊油藏提高驱油效率[4-8]。其驱油效率和驱油机理的研究目前在国内尚处于起步阶段，如西南石油大学的赵田红[9-10]等研究表明磺酸盐双子表面活性剂与聚合物的复合体系具有很好的驱油效果。鉴于磺酸盐和硫酸酯盐双子表面活性剂在油田开发中的巨大应用潜力，本实验在高矿化度条件下，对实验合成的硫酸酯盐双子表面活性剂的表界面活性和驱油特性进行了研究。

1 实验部分
1.1 实验仪器与药品

实验仪器：JHR-高温高压岩心驱油装置一套，北京盛维基业科技有限公司TX-500c界面张力仪，自制滴体积法表面张力仪；

化学试剂：NaCl、KCl、CaCl2、Na2SO4、MgCl2、NaHCO3等均为分析纯，由天津市科密欧化学试剂有限公司提供；

阴离子双子表面活性剂：硫酸酯盐双子表面活性剂GA12-4-12，非离子表面活性剂ANT，由油气钻采工程湖北省重点实验室提供。

1.2 实验岩心与油水样

实验岩心购自江汉油田研究院人造岩心(7 cm×2.5 cm)，渗透率44.2×10-3μm2~689×10-3μm2；实验用油为稀油(密度0.87 g/cm3、50 ℃粘度7.78 mPa·s)；实验所用水样为CaCl2型模拟地层水，密度为1.139 g/cm3，其总矿化度及各种离子含量见表 1。

表 1    地层水总矿化度及各类离子含量，mg/L

1.3 实验步骤
1.3.1 表面张力的测量

表面张力采用滴体积法测定。本实验测试温度均为20 ℃。表面张力计算公式为：

(1)

式中：V为液滴体积，ρ为液体密度，r为移液管管口外半径，F为校正因子，g为重力加速度。临界胶束浓度通过溶液滴体积γ对lnC(C为表面活性剂的浓度)作图确定。

1.3.2 油水动态界面张力的测量

表面活性剂溶液与油相间的界面张力采用Tx-500 c界面张力计以旋转滴重法测量，测量范围：10-5 mN/m~102 mN/m。旋转滴重法测量原理是基于旋转离心与界面张力的平衡。实验温度控制在45 ℃，转速固定为5100 r/min。

1.3.3 驱油实验方法

① 将岩心抽空饱和地层水，测孔隙度；②将驱油装置升温至45 ℃，用与待测驱油剂矿化度一致的地层水驱岩心，测岩心水相渗透率；③进行油驱水，至连续出油无水产出，并恒温老化6h；④水驱至无油(含水98%)产出，计算水驱采收率；⑤注入含盐驱油剂溶液0.5 PV，后续水驱至无油(含水98%)产出；⑥计算表面活性剂驱提高采收率值和总采收率值。

2 结果与讨论
2.1 耐盐性能实验

实验结果表明，GA12-4-12能溶解于2.5×105 mg/L的NaCl水溶液中且不析出新相。在5×104 mg/L的CaCl2水溶液中也不析出新相。GA12-4-12在2.35×105 mg/L NaCl+1.5×104 mg/L CaCl2的模拟地层水溶液中的表面张力-浓度变化见图 1。由图 1可知，GA12-4-12的临界胶束浓度为538.6 mg/L，在该浓度下对应的表面张力为：30.7 mN/m。可见，GA12-4-12在高矿化度、高二价阳离子的水中表现出良好的表面活性。

图 1     GA12-4-12水溶液浓度-表面张力曲线图

2.2 油水界面张力

图 2为500 mg/L GA12-4-12溶液与轮古稀油之间的油水界面张力随水溶液中无机盐含量变化的关系曲线。

图 2     油水界面张力与盐含量关系图(45℃)

从图 2可知，GA12-4-12的油水界面张力随着NaCl含量的增加迅速降低，当含量达到60 g/L时，油水界面张力能达到5.6×10-3 mN/m；随着盐含量继续增加至60g/L~250 g/L，油水界面张力继续下降，保持在2.2×10-3 mN/m。而CaCl2的加入使其油水界面张力先升高后降低，只能降至0.6325 mN/m。结果说明，NaCl对GA12-4-12的油水界面张力具有促进作用，而CaCl2对其影响较小。其原因可能是，一价Na+能使GA12-4-12在油水界面吸附更稳定，而Ca2+由于体积比较大，不利于形成吸附层[11]。

2.3 室内模拟驱油实验

图 3是在模拟地层水条件下，500 mg/L的两种不同驱油体系与轮古稀油之间的油水动态界面张力曲线图。由图 3可知，GA12-4-12的油水界面张力在5 min即能达到平衡，而且在50 min的测试时间里，其油水界面张力一直维持在8.5×10-3mN/m附近。将GA12-4-12与非离子表面活性剂ANT按浓度比4:1进行复配(即SP体系)，测试其油水动态界面张力。从图 3可以看到，该体系的油水界面张力初始值为7.03×10-3 mN/m，最低值为4.39×10-3 mN/m，稳态值为6.44×10-3 mN/m。在高矿化度模拟地层水条件下，两种驱油体系均能将油水界面张力降到超低值。

图 3     GA12-4-12溶液油水动态界面张力（45℃)

将这两种驱油体系在模拟地层水条件下进行室内模拟驱油实验，结果见表 2。

表 2    GA12-4-12及其SP体系提高水驱采收率效果

由表 2可知，相同渗透率岩心，在模拟地层水条件下，注入0.5PV驱油剂后，SP复合驱油体系能提高水驱采收率10.67%，比单一的GA12-4-12提高水驱采收率(6.25%)能力高。从前述界面张力实验结果可发现SP体系油水界面张力的初始值、稳态值、最低值均比GA12-4-12低，可见，该驱油体系的油水界面张力越低，其驱油效率越好。通过加入非离子表面活性剂可以改善阴离子双子表面活性剂GA12-4-12驱油剂的油水界面活性，其机理可能在于GA12-4-12分子结构中硫酸酯键与非离子表面活性剂中醚键具有较好的协同作用。

3 结论

(1) 阴离子双子表面活性剂GA12-4-12由于具有两个硫酸酯键结构，有很强的耐盐能力，较普通阴离子型表面活性剂的耐盐性能要高很多。

(2) 在高矿化度和高盐含量溶液中，GA12-4-12具有较好的表界面活性，与非离子表面活性剂存在界面张力协同效应，形成超低界面张力。室内模拟驱油实验表明，单一GA12-4-12和SP复合驱油体系均可用作高矿化度的驱油剂，具有广泛的应用前景。

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