超低界面张力强化泡沫体系稠油驱研究

康万利，郭黎明，孟令伟，刘述忍，杨润梅

(中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266555)

超低界面张力强化泡沫体系稠油驱研究

康万利，郭黎明，孟令伟，刘述忍，杨润梅

(中国石油大学石油工程学院，山东青岛 266555)

针对孤东六区稠油油藏条件，研究得到既能在不含碱的条件下与原油形成超低界面张力，又能形成稳定泡沫的超低界面张力强化泡沫体系。其配方为:3.0 g/L石油磺酸盐+5.0 g/LHEDP-Na4+0.6 g/LⅠ型两亲聚合物，气体为氮气。该体系具有较好的泡沫性能和乳化降黏性能，并且两亲聚合物能够改善泡沫的稳定性和体系对原油的乳化效果。超低界面张力强化泡沫体系对孤东六区稠油具有较好的驱替性能，原油采收率能够在水驱的基础上提高37.9%，总采收率达到65.7%，所注入体系能在较长时间里发挥调剖和驱油效果。

超低界面张力;强化泡沫;两亲聚合物;稠油;乳化降黏;驱油

泡沫驱选择泡沫作为驱油体系可以同时增大波及体积和洗油效率［1-3］。在常规泡沫体系的基础上，强化泡沫体系、复合泡沫体系及空气泡沫体系也得到应用［4-8］。针对稠油油藏，泡沫体系中所含的表面活性剂还能起到乳化原油降低原油黏度的作用，因此能够实现稠油的化学降黏开采［9-10］。然而，泡沫体系存在油水界面张力高、泡沫稳定性差等问题，并且复合泡沫体系中碱易引起结垢［11-13］。笔者研究不含碱的超低界面张力强化泡沫体系并用于稠油驱。

1实验

1.1 实验材料

实验用水:孤三联外输污水室内模拟水，其NaCl、Na2SO4、NaHCO3、CaCl2、MgCl2·6H2O、KCl的质量浓度分别为7.1074、0.00924、0.7054、0.5544、0.5115、0.03833 g/L，总矿化度为8.6718 g/L;实验用油:胜利油田孤东六区脱水原油(在油藏温度60℃下黏度为1.480 Pa·s);表面活性剂:HFYQ-C、HFYQ-D、HFYQ-E、烷醇酰胺、SNP、重烷基苯磺酸盐、石油磺酸盐，济南华峰实业有限公司生产;聚合物:Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型两亲聚合物(含树枝状疏水单体的丙烯酰胺共聚物，相对分子质量分别为1.248× 107，7.5×106，5.71×106)、HPAM(相对分子质量为2.5×107)，上海海博油田化学品有限公司生产;助剂:HEDP-Na4(有机膦酸盐类阻垢缓蚀剂)，山东省泰和水处理有限公司生产;起泡剂:YZ、AES、SS-900，青岛长兴化工有限公司生产;气体:氮气;填砂模型:Φ25 mm×500 mm，水测渗透率为1.273 μm2。

1.2 实验仪器

TX-500C界面张力仪，美国德克萨斯大学; Brookfield DV-Ⅱ+旋转黏度计，美国 Brookfield公司;IKA-WEARKE搅拌机，德国IKA公司;泡沫性能评价装置［14］;XSJ-2型实验室显微镜，中国重庆光学仪器厂;DHZ-50-180型化学驱动态模拟评价装置［14］。

1.3 实验方法

在60℃下针对孤东六区脱水稠油对表面活性剂进行筛选，确定能够有效降低界面张力的表面活性剂类型及质量浓度，引入HEDP-Na4作为助剂进一步降低油水界面张力，并确定HEDP-Na4的质量浓度。在室温15℃条件下使用泡沫性能评价装置利用气流法分析体系的泡沫性能，以选择合适的聚合物作为稳泡剂，使体系在与原油形成超低界面张力的基础上能够产生较为稳定的泡沫，并最终确定超低界面张力强化泡沫体系的配方，并对比评价所得到体系的泡沫性能。在温度为60℃的条件下使用所得到体系对孤东六区稠油进行乳化，并通过测量所形成乳状液的黏度和沉降脱水率来评价体系对原油的乳化降黏性能。将填砂模型饱和水、饱和油之后接入实验流程，在温度为45℃条件下水驱至含水率到达98%，然后采用气液交替的方式分3轮注入0.45VP(VP为注入孔隙体积)超低界面张力强化泡沫体系，最后转水驱至含水率到达98%，评价体系对稠油的驱替性能。

2 结果分析

2.1 超低界面张力强化泡沫体系配方

质量浓度为3.0 g/L的不同种类表面活性剂溶液与孤东六区脱水原油之间的界面张力如图1所示。结果表明，石油磺酸盐溶液与原油之间的平衡界面张力最低，并且界面张力也下降较快。这表明石油磺酸盐对孤东六区原油的适用性最强。因此，选用石油磺酸盐作为体系用表面活性剂。

图1 不同类型表面活性剂溶液与原油之间的界面张力Fig.1 Interfacial tension between different types of surfactant solutions and crude oil

图2 石油磺酸盐质量浓度与HEDP-Na4质量浓度对平衡界面张力的影响Fig.2 Effect of concentration of HEDP-D-Na4and petroleum sulfonate on equilibrium interfacial tension

石油磺酸盐在不同质量浓度条件下与原油之间的平衡界面张力如图2所示。可以看出，随着质量浓度的增大，石油磺酸盐溶液与原油之间的界面张力逐渐降低，且降低速度逐渐减小，这是因为表面活性剂逐渐吸附到油水界面。当质量浓度大于3.0 g/ L后，界面张力基本不变，这是因为表面活性剂在溶液中形成了胶束，胶束的增溶作用减少了表面活性剂在油水界面上的吸附，从而导致表面活性剂不能继续吸附到油水界面上。因此，选择体系中石油磺酸盐的质量浓度为3.0 g/L，此时石油磺酸盐溶液与原油之间的界面张力最低值为10-2数量级。由于单独表面活性剂不能与原油形成超低界面张力，现选择水处理剂作为助剂，通过盐效应和鳌合高价金属离子等作用来进一步降低油水界面张力［14-15］。在模拟水中加入不同质量浓度的水处理剂HEDP-Na4后，用其所配制得到的质量浓度为3.0 g/L的石油磺酸盐溶液与原油之间的平衡界面张力如图2所示。可以看出，随着HEDP-Na4质量浓度的增大，表面活性剂溶液与原油之间的界面张力逐渐降低，而当HEDP-Na4质量浓度大于5.0 g/L时，界面张力基本不再继续降低，反而有升高的趋势，且界面张力最低值可达到10-4数量级，故水处理剂的质量浓度选为5.0 g/L。

研究了不同类型聚合物对体系(3.0 g/L石油磺酸盐+5.0 g/LHEDP-Na4)与孤东原油之间界面张力的影响，结果表明聚合物加入后界面张力逐渐增加，与普通聚合物相比，两亲聚合物对界面张力的影响较小，在相同质量浓度条件下Ⅰ型两亲聚合物体系与原油之间的界面张力值最低，在Ⅰ型两亲聚合物质量浓度为0～3.0 g/L的范围内，体系均能与原油之间形成超低界面张力，这是因为两亲聚合物与表面活性剂相互作用不仅仅是各组分界面活性的简单叠加，两亲聚合物与表面活性剂产生了较好的协同效应，并且与聚合物阻碍表面活性剂吸附到界面上的作用相抵消，从而对界面张力影响不大。

泡沫性能评价参数主要包括起泡体积和析液半衰期，起泡体积主要反映体系的起泡能力，而析液半衰期主要反映所形成泡沫的稳定性。泡沫性能评价结果表明，Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型两亲聚合物及HPAM加入后对体系的泡沫性能影响较大，随着聚合物质量浓度的增大，体系的起泡体积逐渐减小，而所形成泡沫的析液半衰期逐渐增大。与普通聚合物相比，两亲聚合物对体系的起泡体积影响更小，这是因为两亲聚合物本身具有一定的起泡性能，而普通聚合物基本没有起泡性能。相同质量浓度条件下Ⅰ型两亲聚合物加入后体系的起泡体积最大(Ⅰ型两亲聚合物对泡沫性能的影响见图3)。此外，随着聚合物质量浓度的增大，体系所形成泡沫的析液半衰期逐渐增大，这是因为聚合物增加了体系黏度，减缓了液膜排液，进而增强了泡沫的稳定性。

加入Ⅰ型两亲聚合物前后相同条件下的泡沫显微照片见图4。由图4可以看出，聚合物加入后泡沫性质发生较大变化，主要表现在:①体系所形成泡沫的尺寸变大，反映出两亲聚合物泡沫的特征;②泡沫的液膜厚度变大，这主要是因为聚合物吸附在气水界面上，增大了液相黏度，减小了液膜的排液速度。

图3 Ⅰ型两亲聚合物对泡沫性能的影响Fig.3 Effect ofⅠtype amphiphilic polymer on foam property

图4 泡沫显微照片Fig.4 Microscopic image of foam

综合分析聚合物对体系界面张力性能及泡沫性能的影响，选择Ⅰ型两亲聚合物作为超低界面张力强化泡沫体系中的稳泡剂，并且质量浓度选择为0.6 g/L，此时体系同时具有较好的起泡体积和析液半衰期，并且能与原油形成超低界面张力。故确定超低界面张力强化泡沫体系的配方为:3.0 g/L石油磺酸盐+5.0 g/LHEDP-Na4+0.6 g/LⅠ型两亲聚合物，气体为氮气。

2.2 泡沫性能评价

现将所研究体系与3种起泡剂产品(YZ、AES、SS-900)的性能进行对比，结果见图5。

图5 不同体系泡沫性能对比Fig.5 Comparison of foam property between different systems

图5表明，在相同条件下，与3种起泡剂+聚合物的体系相比，超低界面张力强化泡沫体系的起泡体积比其中2种起泡剂+聚合物体系略小，但其析液半衰期最长，即泡沫稳定性最好，故超低界面张力强化泡沫体系具有较好的泡沫性能。

2.3 乳化降黏性能评价

将所研究体系(石油磺酸盐+HEDP-Na4+Ⅰ型两亲聚合物)注入地层后，没能参与形成泡沫以及泡沫消泡后剩余的体系与原油接触后，会与原油发生乳化形成原油乳状液，从而能够降低原油黏度，实现降黏开采。

体系降黏性能评价主要包括两部分［16］:一是体系能够有效乳化原油，从而可以大幅降低原油黏度，评价指标为降黏率f;二是体系与原油形成的乳状液不能太稳定，否则会影响后续的原油脱水工作，原油稳定性的评价指标为沉降脱水率B。f、B定义为

式中，f为降黏率;η0为原油原始黏度，mPa·s;η为原油乳状液黏度，mPa·s;B为沉降脱水率;H1为乳状液总出水量;H0为乳状液总含水量。

在油水比为7∶3、温度为60℃的条件下使用所研究体系乳化原油，并测降黏率和沉降脱水率。实验结果表明，使用3.0 g/L石油磺酸盐+5.0 g/LHEDP-Na4乳化原油得到的降黏率为99%，6 h后乳状液的沉降脱水率为99%;使用3.0 g/L石油磺酸盐+5.0 g/LHEDP-Na4+0.6 g/LⅠ型两亲聚合物乳化原油得到的降黏率为90%，6 h后乳状液的沉降脱水率为80%。

加入聚合物后，体系的乳化降黏性能有所降低，这是因为乳化得到的乳状液宏观类型为水包油(O/ W)型，其连续相为水相，聚合物会增加连续相的黏度，从而增加了乳状液的黏度，降低了体系的降黏率，但降黏率仍能达到90%，能够实现对稠油的乳化降黏效果。沉降脱水实验结果表明，随着静置时间的增加，乳状液的沉降脱水率逐渐增大，说明乳状液稳定性不高，对后续原油脱水工作不会造成较大影响。聚合物加入后，乳状液的脱水速率有所降低，这说明聚合物增强了乳状液的稳定性，有利于改善体系对原油的乳化效果。

2.4 驱油性能评价

利用单管填砂模型进行物理模拟驱油实验，图6为实验得到的动态驱油曲线。在开始水驱阶段，由于所用油为稠油，水驱油过程中水油流度比较大，故在驱替过程中水指进较快，最终水驱阶段原油采收率为27.8%。

在泡沫驱阶段，一方面注入体系与原油之间能够形成超低界面张力，另一方面体系可以通过乳化原油降低原油黏度，同时泡沫和聚合物具有较高的黏度，因此体系注入后可以有效调整水油流度比和提高洗油效率，此外，泡沫和聚合物的调剖和封堵效果能够进一步增大波及体积，从而导致驱替压差迅速上升，含水率逐渐下降。最终原油采收率在开始水驱的基础上提高4.4%。

图6 超低界面张力强化泡沫体系态驱油曲线Fig.6 Dynamic flooding curves of ultra-low interfacial tension enhanced foam system

在后续水驱的开始阶段，由于泡沫具有较好的稳定性，孔隙中的泡沫和聚合物仍能够继续提高波及体积和洗油效率，并会继续起到封堵效果，故驱替压差虽然比泡沫驱阶段低，但仍大大高于开始水驱阶段驱替压差。同时原油含水率继续降低，对应采收率快速增加。但随着后续水驱的进行，孔隙中的体系逐渐被驱替出来，并且孔隙中的泡沫会因为原油等因素而消失，故注入体系的调剖和驱替效果逐渐减弱，导致原油含水率在降到一定水平后又逐渐上升，同时对应采收率缓慢增加，最终原油采收率在水驱的基础上提高37.9%，总原油采收率达到65.7%。

注入超低界面张力强化泡沫体系后，原油采收率能够在水驱的基础上提高37.9%，效果显著。此外，泡沫驱阶段阻力系数最高能达到20，并且后续水驱阶段的残余阻力系数仍基本维持在7左右，这就表明孔隙中的泡沫具有较好的稳定性，所注入体系能够在较长时间里发挥调剖和驱油效果。

3 结论

(1)强化泡沫体系配方为:3.0g/L石油磺酸盐+ 5.0 g/LHEDP-Na4+0.6 g/LⅠ型两亲聚合物，气体为氮气。在此条件下，泡沫体系在不含碱的条件下与原油形成超低界面张力，并且形成稳定泡沫的超低界面张力。

(2)超低界面张力强化泡沫体系具有较好的泡沫性能和乳化降黏性能，并且两亲聚合物能够改善体系所形成泡沫的稳定性和体系对原油的乳化效果。

(3)超低界面张力强化泡沫体系对孤东六区稠油具有较好的驱替性能，原油采收率能够在水驱的基础上提高37.9%，总采收率达到65.7%，并且注入体系能在较长时间里发挥调剖和驱油效果。

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Heavy oil displacement by enhanced foam system with ultra-low interfacial tension

KANG Wan-li，GUO Li-ming，MENG Ling-wei，LIU Shu-ren，YANG Run-mei

(School of Petroleum Engineering in China University of Petroleum，Qingdao266555，China)

For the reservoir conditions of Gudong Oilfield，an enhanced foam system with ultra-low interfacial tension containing no alkali was developed to get ultra-low oil-water interfacial tension and the foam with good stability.The optimal formula was obtained and given as follows:3.0 g/Lpetroleum sulfonate+5.0 g/LHEDP-Na4+0.6 g/LⅠtype amphiphilic polymer，and the gas is nitrogen.The evaluation results on the foam system performance show that the system has good foaming and emulsifying properties and good ability to reduce oil viscosity.Furthermore，the amphiphilic polymer can improve the foam stability and the emulsification ability on oil.The enhanced foam system with ultra-low interfacial tension can effectively displace the heavy oil in Gudong Oilfield.The oil recovery efficiency is raised by 37.9%after water flooding，and the total oil recovery efficiency reaches 65.7%.Meanwhile，the foam system can be effective for a long time in profile control and oil displacement.

ultra-low interfacial tension;enhanced foam;amphiphilic polymer;heavy oil;reducing viscosity by emulsifying;oil displacement

TE 357.46

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.01.031

1673-5005(2012)01-0170-05

2011-07-29

国家自然科学基金项目(20873181);山东省自然科学基金项目(Y2008F20);山东省“泰山学者”建设工程(ts20070704);教育部博士点基金项目(200804250502)

康万利(1963-)，男(汉族)，吉林松原人，泰山学者特聘教授，博士生导师，研究方向为油田化学及提高采收率理论与技术。

(编辑 刘为清)