近年來，水溶性聚合物與表面活性劑的相互作用成為國內(nèi)外的研究熱點(diǎn)，因?yàn)閮烧邚?fù)配后會(huì)產(chǎn)生明顯的協(xié)同作用，從而表現(xiàn)出更優(yōu)異的界面性能、起泡及乳化等性能，這些性質(zhì)使得兩者的復(fù)配體系在老油田提高原油采收率方面得到了廣泛的應(yīng)用。

部分水解的聚丙烯酰胺（HPAM）是最常使用的聚合物之一，它能通過黏滯效應(yīng)、吸附作用以及改善流度比達(dá)到驅(qū)油的作用。非離子表面活性劑除具備一般表面活性劑的共性，還具有其獨(dú)有的性質(zhì)，它不僅能通過降低表面張力和改變巖石潤濕性來提高采收率，還具有良好的抗鹽和抗酸堿性，是油田驅(qū)油中常用的表面活性劑。HPAM與非離子表面活性劑均有其獨(dú)特的性質(zhì)，復(fù)配后各組分的基本性質(zhì)會(huì)發(fā)生變化，從而影響復(fù)配體系的基本性質(zhì)。

本文選用聚合物HPAM和常用的4種非離子表面活性劑進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，使用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀研究不同濃度的HPAM與不同濃度的非離子表面活性劑辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10）在不同比例的復(fù)配條件下的界面活性，并研究無機(jī)鹽濃度對(duì)不同復(fù)配體系降低界面張力能力的影響，以期為老油田聚/表復(fù)合驅(qū)技術(shù)提供參考。

1實(shí)驗(yàn)部分

1.1新疆M區(qū)油田概況

新疆M區(qū)油藏平均孔隙度為18.7%，滲透率為129.5 mD，地面原油的黏度為6.2 mPa·s，屬于中孔、中滲、稀油油藏。M區(qū)下組北部開發(fā)區(qū)，區(qū)塊日產(chǎn)油37 t，含水率84.3%，累產(chǎn)油1.028×106t。目前該區(qū)已進(jìn)入中高含水期，區(qū)內(nèi)產(chǎn)油量下降趨勢明顯，含水率上升速度較快，急需調(diào)整措施控制含水上升速度，抑制產(chǎn)量遞減率，改善開發(fā)效果，提高油藏滲透率。

1.2材料與方法

1.2.1實(shí)驗(yàn)試劑

NaCl、KCl、NaHCO3、Na2SO4、無水CaCl2、無水MgCl2，分析純，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；丙三醇嵌段聚醚（DF-103T，含量為99%）、脂肪醇聚氧乙烯醚葡糖（AEG050，含量為50%）、辛基酚聚氧乙烯醚10（OP-10，含量為99%）、脂肪酸甲酯乙氧基化物（FMEE，含量為80%），分析純，天津市北聯(lián)精細(xì)化學(xué)品開發(fā)有限公司；部分水解HPAM（分子量300~2.2×107萬），北京恒聚化工有限公司。

實(shí)驗(yàn)用水為新疆M區(qū)油藏模擬地層水，M區(qū)

油藏水質(zhì)成分見表1，模擬地層水組成如表2所示。

表1新疆M區(qū)油藏水質(zhì)成分表

表2新疆M區(qū)模擬地層水組成

1.2.2實(shí)驗(yàn)儀器

全自動(dòng)界面張力儀，上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司；FA224TC型電子分析天平，上海力辰邦西儀器科技有限公司。

1.2.3實(shí)驗(yàn)方法

1）非離子表面活性劑篩選方法?；谖墨I(xiàn)的研究，選用非離子型表面活性劑DF-103T、AEG050、OP-10、FMEE在室溫下與模擬地層水配制質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的溶液，攪拌均勻后靜置，觀察其與模擬地層水的配伍性，對(duì)表面活性劑進(jìn)行初步篩選。

2）非離子表面活性劑界面活性研究。參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5370—2018《表面及界面張力測定方法》中的實(shí)驗(yàn)方法，使用TX?500型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，在溫度為45℃、轉(zhuǎn)速5 000 r/min的條件下測定配伍性實(shí)驗(yàn)篩選出的非離子表面活性劑體系與新疆M區(qū)油藏原油間的界面張力。

3）不同復(fù)配體系界面活性研究。將方法2）中優(yōu)選出的界面活性低的表面活性劑與HPAM進(jìn)行復(fù)配，并考察表面活性劑濃度與HPAM濃度對(duì)復(fù)配體系界面活性的影響。

4）HPAM和OP-10復(fù)配體系與原油間界面張力的研究。由于表面活性劑在注入地層后需要運(yùn)移一段時(shí)間才能接觸到原油，且在注入過程中可能會(huì)接觸到不同礦化度的地層水，故進(jìn)一步研究時(shí)間及礦化度對(duì)復(fù)配體系降低油水界面張力性能的影響。

2結(jié)果與討論

2.1非離子表面活性劑在地層水中的溶解性

考察不同表面活性劑（從左至右依次為OP-10、FMEE、DF-103T、AEG050，質(zhì)量分?jǐn)?shù)皆為0.5%）與模擬地層水的配伍性，結(jié)果如圖1所示。由圖1可知：當(dāng)AEG050與新疆M區(qū)油藏模擬地層水混合后有沉淀生成，溶液渾濁，說明AEG050是油溶性的，抗鹽性差，所以當(dāng)水相的鹽度過高時(shí)，在地層水中的溶解性低，不適用于復(fù)配體系；而FMEE、DF-103T、OP-10與模擬地層水混合后均無沉淀出現(xiàn)，溶液澄清，說明這3種非離子表面活性劑的抗鹽性、與地層水的配伍性相對(duì)較好。故進(jìn)一步對(duì)其界面活性進(jìn)行考察。

圖1非離子表面活性劑在地層水中的溶解性

2.2不同非離子表面活性劑的界面活性

測定0.5%的DF-103T、OP-10、FMEE這3種非離子表面活性劑的表面張力，結(jié)果見圖2。

圖2 3種非離子表面活性劑的表面張力曲線

由圖2可知：這3種表面活性劑的表面張力值均隨時(shí)間的延長有所下降，其中FMEE和DF-103T的界面張力分別降至10-1mN/m，這是因?yàn)檫@兩種表面活性劑的界面活性不夠高，不能有效降低油水界面張力；而OP-10較前兩者有更好的界面活性，界面張力降至10-2mN/m。因此選擇OP-10作為復(fù)配體系的表面活性劑。