对于海上高含水油田，非均质性严重，含水快速上升，亟需从油田条件出发，找出适合实施的便捷且有效封堵的控水稳油技术[1-4]。此外，部分海上油田注水矿化度高达30 000 mg/L，现有有机凝胶类堵剂的注入性或耐温抗盐性较难满足要求，而耐温抗盐类有机调剖剂存在成本较高的问题[5-9]。聚合物微球可以真正进入地层深部发挥作用，对于矿化度较高的地层，也能发挥较好的降水增油效果[10-11]。但聚合物微球采用乳液聚合的方式合成，制备工艺较为复杂，且成分中的表面活性剂、白油及耐温抗盐组分成本较高[12-16]。因此，有必要结合海上优势渗流通道发育的高矿化度油田实施条件，研发出既能保证在线注入的优势，又能实现有效驱油的低成本驱油技术，提升措施的实施效果。
高盐油藏地层水中含有大量二价金属离子，通过向储层注入一定质量分数的具有特定结构的表面活性剂，在岩石孔隙内经自组装形成瞬时三维网络结构，表现出类似于聚合物溶液的黏弹性，在提高驱油剂水溶液黏度及抗盐性能的同时，保证具有较好的降低油水界面能力。本研究制备了具有一定增黏性以提高波及体系，又具有一定洗油能力的蠕虫状胶束驱油剂，并对其性能进行评价。
仪器：250 mL磨口玻璃瓶(具三孔塞)；电动搅拌器，德国IKA公司；恒温水浴，德国；电子天平，赛多利斯BSA2202S；干燥箱，德国美墨尔特公司；布氏旋转黏度计；傅里叶变换红外光谱仪；透射电镜JEOL 2010；TX500C旋滴界面张力仪；旋转流变仪，安东帕MCR302；岩心驱替实验装置，江苏华安科研仪器有限公司。
材料：去离子水；异丙醇，分析纯；可聚合表面活性单体(PSM)，工业品，天津市汇普泡花碱有限公司生产；抗盐单体，工业产品，潍坊达康化工有限公司生产；复合引发体系，分析纯，北京化学试剂公司；高纯N2，天津市鑫益强化工有限公司。注入水为渤海B油田现场注入水，其组分见表 1。原油为渤海B油田A2井原油样品，地层温度(65 ℃)下，黏度14.6 mPa·s。
采用两步合成法：第一步，将PSM与N, N-二甲基丙二胺按照一定的物质的量比，以甲醇为溶剂，通N2反应48 h，减压除去溶剂以及过量的N, N-二甲基丙二胺，得到的固体以丙酮等为溶剂重结晶，抽滤干燥得到中间体，第二步，称量中间体溶解于异丙醇，称量一定抗盐单体溶解于去离子水中，将两种溶液混合加入三口瓶中，控制反应pH值在9~10，在N2下，85 ℃油浴反应10 h，结束后得橙黄色透明溶液，经少量多次重结晶，分别得到蠕虫状胶束表面活性剂产物A和B(以下简称表面活性剂A、B)。
(1) 核磁结构表征：所得蠕虫状胶束表面活性剂A和B，通过核磁共振氢谱、核磁共振碳谱及质谱确定其结构。
(2) 微观结构分析：测试驱油剂的微观形貌，冷冻透射电镜测试在200 kV的JEOL 2010上完成。
(3) 流变性能测定：测试不同配比下复配体系的黏度，确定最优的质量分数配比；测试在模拟近井地带高剪切条件下(65 ℃)，驱油剂的抗剪切性能；测试矿化度对驱油体系溶液黏度的影响，其中表面活性剂的质量分数恒定为0.3%。
(4) 界面张力测定：将配制好的蠕虫状胶束水溶液静置备用，使用TX500C悬滴界面张力仪及目标油田电脱原油，在转速为5 000 r/min、65 ℃的条件下，记录界面张力随时间变化的曲线。
(5) 驱油性能测试：在65 ℃的条件下，以0.5 mL/min的注入量饱和模拟油，计算含油饱和度；以0.5 mL/min的注入量水驱到指定含水率，得到水驱采收率；以0.5 mL/min的注入量注入蠕虫状胶束水溶液，后续水驱到含水率98%，计算采收率。
经过两步反应法推测得到的表面活性剂A目标产物的结构如图 1所示。
所得蠕虫状胶束表面活性剂A通过核磁共振氢谱及核磁共振碳谱确定其结构。
从表面活性剂A的核磁谱图中(见图 2)可以看到，δ=3.18 ppm处为季铵上两个甲基的特征峰，δ=4.57 ppm为羟基所连接碳上的氢，δ=3.34 ppm及3.78 ppm处为季铵上所连接亚甲基上的氢，δ=5.34 ppm处为疏水尾链上碳碳双键上氢的特征峰。通过核磁谱获得的结构与目标产物一致。
经过两步反应法推测得到的表面活性剂B目标产物的结构如图 3所示。
从表面活性剂B的核磁谱图中可以看到，δ=3.22 ppm为季铵上两个甲基的特征峰，δ=3.79 ppm为季铵上所连接亚甲基上的氢，δ=5.34 ppm处为疏水尾链上碳碳双键上氢的特征峰。通过核磁谱获得的结构与目标产物一致。
为了达到最高的黏度，优选蠕虫状胶束驱油体系中表面活性剂A和B的质量配比，实验配制了4个样品，样品A~样品D的组成为两性离子甜菜碱表面活性剂A和B的质量比分别为8/2、7.5/2.5、5/5和4/6。图 5是表面活性剂(A和B)总质量分数为0.5%时注入水溶液的剪切黏度的结果。
从图 5可看出，当表面活性剂B的质量分数占总表面活性剂的50%以上后，混合体系的静态黏度会急剧降低。从提高静态黏度的角度而言，合适的表面活性剂A和B的质量比为3/1。对不同质量比的A/B复合体系，恒剪切黏度测定的结果见图 6。
当A与B的质量比介于10/0~7/3时，剪切速率恒定为7.34 s-1时，体系的黏度基本都恒定在20 mPa·s左右。进一步增加A/B复合体系中B的质量，会导致体系的恒剪切黏度减小。通过上面的实验结果可以看到：从增黏的角度而言，A与B这两种表面活性剂之间存在显著的协同增效作用；通过静态黏度与恒剪切黏度的结果测试可知，当A与B的质量比介于8/2~7/3时得到的体系，无论是抗温耐盐性，还是对注入水的增黏作用，效果都比较好。因此，从构建满足油藏条件蠕虫状胶束驱油剂的角度考虑，最终将A与B最佳质量比确定为7.5/2.5。后续开展的相关实验主要以此质量比混合的蠕虫状胶束进行研究。
从剪切黏度与恒剪切黏度的结果来看，以表面活性剂A和B复合构造的蠕虫状胶束体系，能够初步满足项目设定的技术目标。图 7为剪切前后的样品在60 ℃条件下测定的剪切黏度和恒速剪切黏度的结果。样品1的组成中A/B的质量比为7.5/2.5，样品2为样品1在65 ℃水浴中，使用乳化机以10 000 r/min的高速剪切3 min。
从图 7可以看到，剪切以后的静态黏度有所降低，但高剪切速率时的黏度反而有所增加，但整体的变化幅度都不是很大。从测量的黏度结果来看，高速剪切并没有导致黏度出现剧烈的波动。此结果显示，所构建的A/B复合表面活性剂蠕虫状胶束具有较强的抗剪切性能。
为了考查两性离子表面活性剂A/B(A/B的质量比为7.5/2.5)复合体系对水相组成以及模拟水中所涉及之电解质的耐受性，分别配制溶液并测试了溶液的黏度，其中表面活性剂的质量分数恒定为0.3%，结果见图 8。
从图 8(a)可看出，在相同条件下，以自来水、注入水和模拟水所配制的蠕虫状胶束的剪切黏度几乎是一致的。从图 8(b)可看出，除了Na2SO4以外的其他电解质，即使其质量浓度高达106 mg/L，体系的黏度基本上还是保持在20 mPa·s。目标油田地层水中的Na2SO4含量低于2 000 mg/L，对黏度的影响较小。由此可知，基于表面活性剂A/B复合所构建的蠕虫状胶束体系，对电解质的耐受程度非常高。
所研发蠕虫状胶束的黏度是驱油的最关键的特征，但表面活性剂的界面吸附特征亦会赋予蠕虫状胶束附加的降低原油/注入水界面张力的性质。图 9(a)为不同含量的蠕虫状胶束表面活性剂的动态界面张力结果。从图 9(a)可看出，随着表面活性剂质量分数的增加，界面张力是不断降低的。图 9(b)更直观地揭示了界面张力与质量分数之间的关系。从图 9(b)可看出，基于两性离子表面活性剂A/B复合的蠕虫状胶束体系，可将原油/注入水界面张力减至10-2 mN/m。
图 10为质量分数为0.3%的表面活性剂A/B复合的蠕虫状胶束体系，在不同温度条件下测定的界面张力结果。从图 10可看出，温度对界面张力有一定的影响，界面张力为0.095~0.370 mN/m。
为了直观地揭示蠕虫状胶束驱油剂的微观结构特征，利用冷冻透射电镜对不同质量分数的驱油剂开展了研究，结果如图 11所示。将配制好的蠕虫状胶束驱油剂溶液静置备用，取1~2 μL测试溶液于铜网上，浸入液体乙烷，冻干，再通过投射电镜观察胶束形貌。
图 11(a)~图 11(d)分别是质量分数为0.05%、0.15%、0.30%和0. 50%的A/B复合体系的冷冻透射电镜的结果。在低质量分数(0.05%)时，体系的黏度与水相当，这与该体系零剪切黏度只有约1 mPa·s是一致的。需要指出的是，在此质量分数条件下，体系中已经开始形成非常长的蠕虫状胶束(图 11(a)方框内)，但因数量较少，故对体系黏度的提升并不显著。当体系的质量分数提高到0.15%以后，体系中可能形成了大量非常长且相互缠绕的蠕虫状胶束(图 11(b)圆圈内)，同时球形胶束依然可见(图 11(b)箭头所示)。正因如此，表面活性剂质量分数的增加导致体系的零剪切黏度增加到约100 mPa·s。进一步提高体系的质量分数到0.30%和0. 50%，相互缠绕且长的蠕虫状胶束成为主要的聚集体形态。从黏度来看，A/B复合体系质量分数增加，不仅有助于蠕虫状胶束长度的增加，同时还有利于更多数量蠕虫状胶束的形成，故导致体系的黏度急剧增大。冷冻透射电镜的结果显示，相互缠绕且长的蠕虫状胶束的形成赋予了两性离子表面活性剂A和B复合体系的高黏度特征。
提高原油采收率的效果是衡量驱油剂性能最重要的一个指标。因此，对比研究了常规的聚合物驱、蠕虫状胶束驱油剂在提高原油采收率方面的差异，结果见图 12。聚合物作为驱油剂提高原油采收率的值为16.4 %，而相同质量分数的蠕虫状胶束驱油剂提高原油采收率的值达到了28.1 %。此结果表明，蠕虫状胶束驱油剂因同时具备黏弹特性、界面活性的优点，体现出优异的提高原油采收率性能。
AX1H井组位于渤海B油田3井区浅层，以浅水三角洲沉积为主，属于构造层状为主的油藏，平均孔隙度31.2%，渗透率1 500×10-3 μm2，高孔高渗，具有较好的储层物性。该砂体于2015年7月投入开发，共2口井(一注一采)，其中油井为AX2H。
调驱前，砂体累产液36.3×104 m3，累产油13.4×104 m3，采出程度14.1%，综合含水85.7%。AX1H井调驱剂总注入量为6.5×104 m3，药剂总用量190 t。注入颗粒类调驱剂后，注入压力升高至限压，注入性受到限制。2021年9月25日，开始注入蠕虫状胶束驱油剂，注入压力平稳，可实现连续在线注入。截至2022年1月，AX1H井组油井AX2H含水从85.7%下降到83.1%，井组增油2 700 m3(见表 2)。从AX1H井组增油和含水情况来看，在注水优势方向上具有有效的调驱效果。
(1) 以液体硅酸钠、两性表面活性剂、纳米二氧化硅为原料，制备了能显著提高注入水黏度和优良驱油性能的硅酸盐复合黏弹性驱油剂。
(2) 透射电镜的结果显示，长的网状胶束的形成赋予了水相较高的黏度，通过调节药剂的质量分数为0.30%~0.50%，水相黏度可在10~50 mPa·s之间实现可控调节。
(3) 现场驱油试验结果表明，蠕虫状胶束体系具有良好的注入性和驱油效果，单井增油量达到2 700 m3，具有在海上高含水油藏稳油控水治理应用的潜力。
2023, Vol. 52 Issue (1): 84-90 2023, Vol. 52 Issue (1): 84-90