中低渗高温油藏乳状液驱油体系的研究

严 兰

(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，东营 257015)

胜利油田自开展聚合物驱及聚合物/表面活性剂二元复合驱矿场试验以来，取得了显著的降水增油效果;但随着化学驱规模扩大，适合三次采油的油藏资源越来越少。据资料显示，胜利油田中低渗高温油藏资源丰富，储量巨大。地层温度95～120 ℃，渗透率(50～100)×10－3μm2，油藏单元地质储量 2.3×108t，占全油田储量的14.6%，且采出程度低，基本尚未动用。

对中低渗高温油藏来说，采用常规聚合物作为扩大波及的手段存在注入困难、黏度保留率低等问题，而适用于高温高盐油藏的新型聚合物目前还尚未取得突破。实验发现［1］，乳状液黏度较高(尤其W/O型)，产生乳状液后流度比下降，可提高宏观和微观(相邻孔隙和岩心级)波及体积。如果研制出在地层中易形成稳定的乳状液驱替体系，可能会进一步提高油藏的驱油效率，并可代替(或部分代替)聚合物。由于一些表面活性剂的耐温、耐矿化度性能好于聚合物，有可能解决高温低渗油藏的流度控制问题。

本研究对CH系列表面活性剂进行耐老化实验及HLB值计算，以此为依据筛选了乳状液所需表面活性剂，并对以此表面活性剂配制的油水乳状液体系进行了性能评价，考察其在中低渗油藏应用的可行性。

1 实验

1.1 仪器与原料

旋转滴界面张力仪，TEXAS－500，美国彪马公司;流变仪，Physica MCR300，Anton Paar;烘箱，DHG－9140A型，上海精宏实验设备有限公司;天平，LP620S，Sartorius;螺口样品瓶，20 mL，上海安谱科学仪器有限公司。

纯17块NX9模拟原油，黏度5.6 mPa·s;纯5注入水，矿化度 9652 mg/L，Ca2++Mg2+278 mg/L;地层水，矿化度12478 mg/L，Ca2++Mg2+478 mg/L;表面活性剂样品CH系列，阴非两性离子表面活性剂，远大化工有限公司提供 ;填砂管，尺寸为 φ2.5 cm ×30 cm，渗透率150 ×10－3μm2。

1.2 耐老化性能测定方法

用纯5注入水配制0.4%CH系列表面活性剂溶液，在 110℃烘箱中老化 3 d，使用TEXAS－500旋转滴界面张力仪测定油水动态界面张力，观察溶液中是否相分离或沉淀生成，测定温度为80℃。

1.3 HLB值的测定及计算

按照文献［2］测定纯17块NX9模拟原油乳化所需HLB值;按照文献［3］计算CH系列表面活性剂的HLB值。

1.4 乳状液的配制

称取表面活性剂样品加入螺口样品瓶中，加入一定量纯5注入水，稀释摇匀，再加入适量的模拟原油(70℃烘箱恒温2 h)，手工摇动200次，使油水混合均匀，置于110℃烘箱中待用。

1.5 乳状液稳定性能实验

将装有乳状液的螺口样品瓶放入110℃烘箱中，记录不同时间析出水体积。以增溶水率评价乳状液的稳定性能，增溶水率fv计算公式如下。

式中，V1为配制乳状液所用水体积，mL;V2为析出水的体积，mL。

1.6 物理模拟驱油实验

将填砂管饱和地层水及NX9模拟原油后，在110℃烘箱中老化12 h。再以0.23 mL/min的驱替速度将填砂管水驱至含水率94%，注入0.5 PV 0.6%CH8表面活性剂驱替溶液，直至含水率达100%，计算水驱后采收率;填充同样条件的填砂管饱和地层水，饱和模拟原油，以相同的速度注入0.1 PV 乳状液 +0.5 PV 0.6%CH8。

2 乳状液驱用表面活性剂的筛选

乳状液驱提高采收率的主要作用机理是利用合适的乳化剂(表面活性剂)将不相溶的油水相乳化成较高黏度的W/O或O/W乳状液，从而起到乳化携带及乳状液调剖作用。对乳状液驱体系而言，要求表面活性剂乳化能力和降低界面张力二者兼备。良好的乳化能力有助于驱油体系在地层中波及幅度增加;而油水界面张力的降低能使油滴在地层中形变拉伸，易流动，通过狭小的岩石孔隙。另外，界面张力的降低可使岩石由油湿变为水湿，使油滴易剥离岩石，达到驱油目的［4］。同时还要求表面活性剂在油藏温度下性能稳定，不分层、絮凝、堵塞地层，这对高温低渗油藏极为重要，对表面活性剂的筛选也较苛刻。

在110℃下老化3 d，考察CH系列10个表面活性剂样品的耐老化性能，结果见表1。

表1 CH系列表面活性剂耐老化试验结果

从表1看出，在110℃下多个表面活性剂出现相分离、混浊及沉淀现象，丧失部分或全部的界面活性，仅 CH2，CH5，CH8，CH94 个样品溶液澄清，界面活性较高，油水界面张力达10－3mN/m。

对油水体系来说，要形成性能优良的乳状液，乳化剂的选择是关键。生产中对乳化剂的选择有多种方法和原则，其中HLB值一直被作为选择乳化剂的重要依据和手段。本研究对CH2、CH5、CH8、CH94个耐老化性能较好的表面活性剂样品进行HLB值计算，并与NX9模拟原油乳化所需的最佳HLB值比对，结果见表2。表面活性剂样品中CH8的 HLB值是9.2，与乳化 NX9模拟原油所需的最佳HLB值(9.4)最接近。因此，选用CH8作为乳化剂配制油水乳状液。

表2 CH系列表面活性剂HLB值计算结果

3 乳状液体系性能评价

在三次采油中，乳状液的流变性是其驱油性能好坏的关键。乳状液的流变性不仅受内相浓度、乳化剂浓度因素的影响，且受热力条件、剪切条件及时间因素的影响，均使乳状液的宏观性质发生变化［5］。

3.1 含水率对乳状液黏度的影响

配制5%(质量分数，下同)CH8的系列乳状液，在110℃下，考察含水率对乳状液黏度的影响，结果见图1。

图1 含水率对乳状液黏度的影响

从图1看出，NX9 模拟原油黏度5.6 mPa·s。含水率为30%时，乳状液黏度为9.2 mPa·s，说明该乳状液类型为W/O型;随着含水率增加，乳状液黏度增加，当含水率为55%时，黏度达最高，为13.3 mPa·s;当含水率达60%时，乳状液黏度陡降至3.2 mPa·s，再增加含水率，乳状液黏度基本不变。这是由于含水率超过“转相点”后［6］，乳状液内部结构发生转相，由W/O型转变为O/W型，导致体系黏度急剧下降。

3.2 CH8质量分数对乳状液黏度的影响

其他条件不变，配制含水率50%的系列乳状液，考察CH8质量分数对乳状液黏度的影响，结果见图2。当CH8质量分数为0.5%时，由于表面活性剂质量分数低，导致乳化效率低，体系黏度仅为2.2 mPa·s;当CH8质量分数为1.0%时，体系黏度达8.5 mPa·s，远高于 NX9模拟原油黏度;再增加 CH8质量分数，体系黏度增加。当CH8质量分数大于1.0%时，对纯5注入水/NX9模拟原油体系具有较好的增黏效果。

图2 CH8质量分数对乳状液黏度的影响

3.3 乳状液耐温抗剪切性能

用纯5注入水配制含水率50%、CH8质量分数5%的乳状液，考察温度和剪切速率对体系黏度的影响，结果见图3。随着温度增加，乳状液黏度迅速降低，但当温度大于110℃时，黏度变化不大。另外，在较低温度时乳状液表观黏度受剪切速率的影响较大，剪切稀释性明显;而当升至一定温度后，乳状液表观黏度对剪切速率变化不敏感。温度为 70 ℃ 时，剪切速率为 7.34，30.00，60.00 s－1时，对应的乳状液黏度依次为 128.0，75.0，44.9 mPa·s;而当温度升至110 ℃时，剪切速率为 7.34，30.00，60.00 s－1时，对应的乳状液黏度依次为30.0，20.1，11.7 mPa·s，各剪切速率下的表观黏度差异减小;当温度继续升至150℃时，剪切速率为 7.34，30.00，60.00 s－1时，对应的乳状液黏度趋于同一点。这是因为当温度较低时，油水乳状液呈假塑性流体，由于絮凝效应和液滴变形表现出较强的剪切稀释性，导致各剪切速率下的黏度差异较大;而当温度升至某一值时，乳状液由假塑性流体转变成牛顿流体，其表观黏度基本不随剪切速率而变化［7］。

图3 温度和剪切速率对乳状液黏度的影响

3.4 乳状液静态稳定性能

根据热力学理论，乳状液是一种不稳定体系，最终均破乳分层，析出油相或水相，影响产品质量。110℃下，CH8质量分数5%，考察不同含水率的乳状液体系30 d的稳定性能，结果见图4。当含水率为40%～80%时，乳状液增溶水率处于“升－降－升－降”动态波动状态，即乳状液体系随着时间增加处于“乳化－破乳－再乳化”动态平衡中;而当含水率增加至90%时，乳状液增溶水率基本为零，说明其稳定性差，油水乳化困难，这说明乳状液驱不适合超高含水(含水率≥90%)油藏。

图4 含水率对乳状液稳定性能的影响

3.5 物理模拟驱油试验结果

物理模拟驱油试验是室内评价化学驱配方的重要环节，通过在实验室模拟地层条件(包括地层实际温度、压力、渗透率、含油饱和度等)，对配方的注入浓度、注入量、注入时机等进行筛选，也可对配方进一步优化，制定合适的注入方案。考察单一表面活性剂水驱、乳状液/表面活性剂驱对提高采收率的影响，结果见表3。单一表面活性剂驱提高采收率为6.3%;乳状液/表面活性剂驱提高采收率为15.8%，即2#岩心中乳状液驱对采心率的贡献为9.5%。说明乳状液/表面活性剂驱驱油效果明显高于单一表面活性剂水驱，对采收率的贡献主要是乳状液，通过乳状液的调剖堵水、乳化携带及降低界面张力洗油能力实现驱油效果［8］。

表3 不同注入量和注入方式对驱油性能的影响

4 结论

(1)CH8表面活性剂在110℃下溶液澄清，界面活性高，界面张力达10－3mN/m，且CH8理论计算HLB值与NX9模拟原油所需HLB值接近，易用作NX9模拟原油、纯5注入水乳化所需乳化剂。

(2)用CH8、NX9模拟原油及纯5注入水配制的油水乳状液在含水率达55%时发生相转变，由W/O型变成O/W型，黏度迅速下降;温度≥110℃时，各剪切速率下的黏度值差异减小，流体抗剪切能力增强;通过物理模拟驱油实验证实，乳状液对采收率的贡献高于表面活性剂驱。

［1］王德民，王刚.天然岩芯化学驱采收率机理的一些认识［J］.西南石油大学学报，2011，33(2):2 －6.

［2］梁梦兰.表面活性剂和洗涤剂——制备、性质、应用［M］.北京:科学技术文献出版社，1990:374－382.

［3］刘程.表面活性剂应用大全(修订版)［M］.北京:北京工业大学出版社，1997:74－81.

［4］叶仲斌.提高采收率原理［M］.北京:石油工业出版社，2000:10.

［5］康万利，刘桂范，李金环.油水乳状液流变性研究进展［J］.日用化学工业，2004，34(1):37 －39.

［6］刘立伟.渤海油田原油乳状液流变性研究［J］.西南石油大学学报，2010，32(6):143 －145.

［7］罗哲鸣，李传宪.原油流变性及测量［M］.北京:石油大学出版社，1994:25－27.

［8］沈平平.大幅度提高采收率的基础研究［M］.北京:石油工业出版社，2002:10－13.