表面活性剂乳化能力差异对低渗油藏提高采收率的影响

董杰 岳湘安 孔彬 邹积瑞

1.油气资源与探测国家重点实验室 2.石油工程教育部重点实验室 3.中国石油大学(北京)

结合长庆低渗透油藏条件，选用超低界面张力强乳化能力和超低界面张力弱乳化能力的2种活性剂，开展岩心驱替实验，研究表面活性剂乳化性能对低渗透油藏提高采收率的影响。

1 实验设计与方法

1.1 材料及设备

表面活性剂：BA、TS，由实验室复配。

实验用油：长庆油田脱水原油，50 ℃条件下，黏度2.1 mPa·s。

实验用水：长庆油田地层水，总矿化度81 910 mg/L，Ca2+、Mg2+矿化度13 258 mg/L；室内配制长庆模拟注入水，矿化度512.17 mg/L。

实验岩心：实验室人造模拟岩心，其中柱状均质岩心尺寸Φ2.5 cm×30 cm，渗透率10×10-3μm2；非均质方岩心尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm。其中，高渗层厚度1 cm，渗透率30×10-3μm2；低渗层厚度3.5 cm，渗透率3×10-3μm2。

实验设备：TX-500C旋滴界面张力仪、调频电机试管乳化器、油气藏开发模拟系统等。

1.2 实验方法

(1) 乳化能力对比。将原油和不同质量分数活性剂溶液按体积比3∶7加入刻度试管并密封，利用调频电机试管乳化器在50 ℃条件下以相同频率震荡10 min后，将试管竖直放置在50 ℃恒温箱内，每隔一段时间读取试管底部析出的清液体积，计算析水率，其计算公式为：

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E=V′/V×100%

(1)

式中：E为析水率，%；V′为析出清液体积，mL；V为加入试管内活性剂溶液总体积，mL。

(2) 油水界面张力评价。应用TX-500C旋滴界面张力仪，在50 ℃时，测定不同质量分数的2种活性剂溶液与长庆脱水原油间的界面张力。

(3) 表面活性剂岩心驱油特征。将均质岩心饱和地层水、原油，老化24 h。水驱至采出液含水率98%后，注入0.6 PV活性剂溶液，后续水驱至采出液含水率100%，记录岩心入口、距岩心入口5 cm、10 cm、15 cm、20 cm、25 cm等位置的压力；非均质岩心实验过程与均质岩心实验过程基本相同。实验温度50 ℃。

2 实验结果与分析

2.1 表面活性剂乳化能力与界面性能

2.1.1乳化能力评价

乳状液静置一段时间后，其析水率越小，说明乳状液稳定性越好，表明该活性剂乳化能力越强；反之析水率越大，说明活性剂乳化能力越弱。因此，可利用析水率对比不同活性剂的乳化能力。

图1为不同质量分数的BA、TS活性剂溶液与长庆脱水原油震荡乳化形成的乳状液，在50 ℃时析水率随时间的变化曲线。从图1可看出，相同的静置时间条件下，BA活性剂溶液与原油形成的乳状液的析水率相对较低，说明BA与原油形成的乳状液更加稳定。实验结果表明，BA的乳化能力较强，而TS的乳化能力相对较弱。

2.1.2界面性能评价

从表1可看出，在质量分数为0.1%～0.3%时，BA溶液与原油均达到了10-3mN/m的超低界面张力；质量分数0.2%、0.3%的TS活性剂溶液与原油的界面张力也能达到10-3mN/m的超低界面张力。

表1 2种表面活性剂与原油的界面张力Table1 Interfacialtensionbetween2kindsofsurfactantsandcrudeoilw/%γ(BA)/(mN·m-1)γ(TS)/(mN·m-1)0.15.79×10-31.30×10-20.23.90×10-33.80×10-30.38.90×10-33.30×10-3

结合乳化能力评价结果可发现：BA活性剂能够实现超低界面张力且原油乳化能力较强；TS活性剂也具备较强的降低界面张力的能力但原油乳化能力较弱。以此乳化性能差异对比结果，使用质量分数0.2%的2种活性剂溶液分别开展驱替实验。

2.2 均质岩心表面活性剂驱油特征

图2为柱状长岩心驱替过程中，岩心入口及各位置测压点的压力变化情况。对比图2(a)和图2(b)可看出，两根岩心的水驱阶段各测压点压力动态变化基本一致。

1号岩心水驱后，以相同速度注入BA活性剂0.6 PV，之后进行后续水驱。在注入BA段塞阶段，除25 cm处测压点外，其余各测压点压力均有所上升。后续水驱阶段，各测压点压力缓慢下降。在此过程中，采出液中原油乳化现象明显，取样在显微镜下观察，如图3所示。表明乳化性较强的BA活性剂与原油在岩心渗流过程中形成了乳状液，而乳液液滴因在孔喉部位的堆积堵塞作用，导致流动阻力增大，造成各测点压力上升。

2号岩心水驱后，注入TS活性剂0.6 PV。由于TS乳化性能较差，无法充分乳化残余油，没有在采出液中观察到原油乳化现象。因此，水驱后注入TS活性剂溶液，降低了毛管力，渗流阻力下降，造成各测点压力进一步下降，表现出很好的降压增注作用。

图4(a)为均质岩心水驱后注入BA活性剂过程中，岩心各位置压力梯度随注入量的变化情况。随着0.6 PV的BA段塞注入，岩心0～5 cm、5～10 cm、10～15 cm、15～20 cm段的压力梯度依次升高，后续水驱过程中，20～25 cm、25～30 cm段压力梯度也出现小幅度升高。表明活性剂BA与原油形成的乳状液向前运移过程中，由岩心入口向尾端，依次提高了各段的流动阻力。图4(b)为长岩心水驱后注入TS活性剂过程中，岩心各位置压力梯度随注入量的变化情况。由于TS活性剂界面张力低，乳化性较差，因此随着TS注入，岩心各段的压力梯度逐渐下降。

图5为注入BA段塞过程中，岩心内各位置压力梯度的分布变化，直观表现出整个乳化带的影响范围：随着BA注入量的增加，岩心压力梯度最高的位置逐渐向前移动。表明在注入过程中，BA与原油形成的乳化带逐渐向前运移，并不断扩大，在乳化波及区域压力梯度逐渐增大，表现出较好的封堵效果。由于0～5 cm段残余油与BA活性剂形成乳状液向前推移，该段残余油饱和度下降而无法进一步产生乳状液。因此，BA注入量达0.32 PV后，该段压力梯度有所下降。

由于乳状液滴在喉道处的堵塞作用，导致岩心渗透率减低。表2为注BA后，岩心各位置残余阻力系数和封堵率的分布。从表2可看出，岩心0～5 cm段残余阻力系数小于1且封堵率为负数，这主要是由于岩心入口段受注入水冲刷，残余油饱和度低，无法形成足够的乳状液。同时，BA在该段降低了毛细管力，使流动阻力下降，导致该段注入水的相对渗透率增大，从而造成封堵率为负数。随着BA段塞向岩心内部运移，形成的乳状液增多，乳状液滴堵塞喉道，降低了渗透率，岩心中部的残余阻力系数为2.08。对比图5、表2岩心各段压力梯度和残余阻力系数分布可发现，表面活性剂BA在长岩心内各段表现出性能有所差异，即入口段降压增注，中部乳化封堵。

由于乳化液滴增大了流动阻力，造成岩心内部驱替压力梯度升高，从而有利于残余油滴的驱动。如表3所示，表面活性剂BA提高驱油效率13.49%，而乳化能力较弱的活性剂TS提高驱油效率6.54%。

表2 1号岩心(注BA)残余阻力系数和封堵率Table2 Residualresistancecoefficientandpluggingrateof1#core岩心段整体0～5cm5～10cm10～15cm15～20cm20～25cm25～30cm残余阻力系数1.280.551.991.432.081.530.83封堵率/%22.06-83.1449.7430.2752.0234.77-20.91

表3 两种活性剂驱油结果Table3 Oildisplacementresultsoftwokindsofsurfactants岩心编号w(活性剂)岩心渗透率/10-3μm2水驱效率/%最终驱油效率/%活性剂驱油效率增幅/%10.2%BA10.1241.3054.7913.4920.2%TS9.9839.4545.996.54

2.3 非均质岩心表面活性剂驱油特征

图6为非均质岩心驱替动态曲线，水驱至含水率98%以上，3号、4号岩心分别注入0.6 PV的BA活性剂和0.6 PV的TS活性剂。注入BA后，驱替压力逐渐上升，同时含水率波动下降；而注入TS后，驱替压力呈下降趋势，含水率下降幅度较小。

表4 两种活性剂驱油结果Table4 Oildisplacementresultsoftwokindsofsurfactants岩心编号w(活性剂)岩心渗透率/10-3μm2水驱采收率/%最终采收率/%活性剂采收率增幅/%30.2%BA低渗层3高渗层3035.1246.5811.4640.2%TS低渗层3高渗层3035.5141.395.88

原因主要是BA与原油形成的乳状液在窜流层中建立了流动阻力，造成后续驱油剂绕流进入低渗区，提高了波及效率。而注入TS后，由于无法形成乳状液建立流动阻力，造成后续驱替剂继续沿着注水窜流通道向前推进，难以波及到剩余油。由表4可知，表面活性剂BA在水驱基础上提高采收率11.46%，而TS仅提高5.88%，强乳化能力的BA活性剂提高采收率幅度相对较大。

3 结 论

(1) 低渗岩心驱油实验中，同时具备强乳化性和超低界面张力的活性剂BA，在注入过程中会产生入口段降低驱替压力梯度，岩心中部乳化封堵的效果；而仅具备超低界面张力的活性剂TS只能起到降压增注的作用，难以产生封堵效果。

(2) 在界面性能相同的情况下，乳化能力强的活性剂BA可在水驱基础上提高采收率11.46%，乳化能力较弱的活性剂TS提高采收率幅度为5.88%。说明在乳化性能存在差异的情况下，乳化能力更强的BA活性剂在低渗油藏中提高采收率的幅度更大。

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