低渗常规稠油油藏乳化降粘剂的研究

宣英龙，王树坤，马德胜，桑国强

(1.中国石油勘探开发研究院 提高石油采收率国家重点实验室，北京 100083;

2.大庆油田 第五采油厂，黑龙江 大庆 163513)

低渗常规稠油油藏水驱开发过程中，大部分进行了压裂改造和加密井距调整，注水开发后期，剩余油高度分散及地下原油粘度变大，导致波及效率降低，驱油效果差，无效水循环严重。目前，颗粒类和凝胶类调剖体系难以进入油藏深部，往往封堵近井地带，后续水驱突破后很容易绕流至高渗通道，导致调剖有效期偏短，调剖效果差。乳化作用具有降低界面张力、乳化原油和扩大波及体积的作用，研究低张力体系乳化剂对低渗常规稠油油藏开发具有重要意义。

乳化作用可以改变流体的物理性质，以往的研究主要集中在油、水、表活剂、电解质和其他材料组成的复杂体系［1-7］。原油和水形成乳状液［8-9］，乳液中分散相的粒径在0.1 ～10 μm。乳液稳定性主要取决于颗粒的大小和界面膜强度［10］。乳化剂的作用是形成双电层，使分散液滴稳定的分散在连续相中，防止液滴聚并，维持乳液稳定［10-13］。McAuliffe［14-15］乳液段塞进行驱油实验，发现最合理的乳滴粒径是稍微大于孔隙介质的尺寸。Bragg［16］设计了一种方法，向地层注入乳液提高采收率。Khmbharatana［17］研究了乳液在Berea 砂岩油藏中的稳定机理，对比了乳滴粒径和孔隙尺寸关系。Zeidani［18］研究发现，水包油乳液可有效的长期封堵疏松岩心。还有很多学者［19-26］研究了乳液在孔隙介质中的渗流机理。

本实验研究适合低渗常规稠油油藏乳化降粘剂，分析乳化主控因素，评价乳液性质，验证乳化剂二元段塞在低渗常规稠油油藏限压注入、乳化降粘提高采收率效果。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

阴离子表活剂(烷基苯磺酸盐)、阳离子表活剂(十二烷基三甲基溴化铵)、非离子表活剂(烷基酚聚氧乙烯醚)、两性表活剂(复配甜菜碱)均为工业品;扶余注入水(矿化度5 018 mg/L);扶余脱气原油［粘度64.4 mPa·s(30 ℃)］;实验用聚合物相对分子量为1200 ～1600 万;贝蕾岩心(长20.25 cm，直径3.81 cm，渗透率0.148 μm2)。

RW20 型悬臂搅拌器;C.MAG 型磁力转子搅拌器;Brookfield DV-Ⅱ+Pr0 黏度仪;Zetasizer nano 电位仪;Quizix 泵岩心驱替设备。

1.2 乳化剂溶液和聚合物溶液配制

将阴离子表活剂、阳离子表活剂、非离子表活剂、两性表活剂分别用扶余注入水配制成0.3%的乳化剂溶液，用磁力转子搅拌器搅拌2 h，放在30 ℃恒温箱中待用。在烧杯中用蒸馏水配制浓度为3 000 mg/L的聚合物溶液，用悬臂搅拌器搅拌4 h，放在30 ℃恒温箱中待用。

1.3 乳化性能测定

量取一定体积的扶余原油和乳化剂溶液，在11 000 r/min 转速下高速搅拌1 min，在30 ℃恒温箱中静置，观察并记录静置不同时间后的乳化层和水层体积，由水层体积和总体积之比计算分水率。

1.4 岩心驱替实验

①在室温条件下，将岩心抽真空，然后饱和模拟水，测算岩心的孔隙度和水相渗透率;②在30 ℃下，原油饱和岩心，测岩心的原始含油饱和度，并将岩心在烘箱内老化1 d;③注入模拟水进行驱替，直至出口端综合含水率达98%，计算水驱采收率;④注入0.5 PV 化学剂段塞，继续水驱至综合含水率达98%，计算化学驱采收率。驱替时保持温度为30 ℃，流量为0.3 mL/min。

2 结果与讨论

2.1 乳化剂筛选

在相同乳化剂浓度、相同温度和相同油水比条件下，4 种乳化剂的分水率见图1。

图1 乳化剂乳化后乳液分水率Fig.1 Effect of type of emulsifier on water drop of emulsions

由图1 可知，阴离子、阳离子和非离子乳化剂分水率较高，乳化55 min 后，分水率＞0.9，乳液稳定性差。两性离子表活剂乳化原油，稳定性很好，乳化55 min 后，分水率约为0. 45，明显好于其他三种。所以选用两性离子乳化剂。

2.2 乳化剂浓度

选择两性离子型乳化剂，浓度0. 1%，0. 2%，0.3%，0.4%和0.5% 进行乳化研究，结果见图2。

图2 乳化剂浓度对乳液粘度和粒度的影响Fig.2 Effect of emulsifier concentration on water drop and droplet size of emulsions

由图2 可知，随着浓度增加，乳液粘度呈先下降再升高的趋势，乳液粒度呈下降趋势。在低浓度下，可将部分原油乳化成水包油(O/W)乳液，此时，O/W和油包水(W/O)乳液共存，粘度和粒度较大。乳化剂浓度增加到0.3%，原油逐渐被全部乳化，乳液基本以O/W 形式存在，粘度达到最低，乳液粒度进一步减小。继续增加乳化剂浓度，大油滴被分散成更小的油滴，但随着粒度降低，颗粒表面积增大，颗粒间摩擦力变大，乳液粘度会呈上升趋势。

2.3 油水比

在相同的实验温度和乳化剂浓度下，油水比对乳液粘度的影响见图3。

图3 油水比对乳液粘度的影响Fig.3 Effect of oil-water ratio on viscosity of emulsions

由图3 可知，随着油水比增加，乳液粘度增大。油水比55∶45 是一个临界点，＜55∶45，随着油水比增加，粘度增幅缓慢，乳液类型主要为水包油，粘度主要取决于外相(水)的粘度;＞55∶45，乳液粘度迅速上升，乳液类型主要为油包水，此时油相成为连续相，水分散在油中，乳液粘度主要取决于油的粘度。

现场要求所形成的乳状液不需要十分稳定，只要达到流动时分散就够了。这就要求加水量不能太小，太小形不成连续相为水的乳状液，稠油分散效果会变差;但加水量也不能太大，太大后处理麻烦、成本高、现场产油量将减少。综合考虑，对扶余稠油，油水比在(30∶70)～(55∶45)比较合适。

2.4 剪切速度

30 ℃条件下配制乳化剂溶液，浓度为0.3%，选择油水比55∶45，剪切长度10 m，剪切时间1 h，剪切速度对乳化效果的影响，见表1。

表1 剪切速度参数Table 1 Parameters of the shear rate

由表1 可知，在低剪切速度15 ～45 cm/min 下，随着剪切速度的增加，乳液粘度逐渐降低，W/O 乳液逐渐变少，O/W 乳液逐渐变多，在速度为45 cm/min 时完全为O/W 乳液，粘度达到最低。在剪切速度60 ～480 cm/min 下，随着剪切速度的增大，乳滴颗粒逐渐变小，粘度逐渐增大，O/W 乳液反相变为W/O 乳液，当速度达到480 cm/min，乳液完全是W/O。

图4 剪切速度对乳液分水率的影响Fig.4 Effect of shear rate on water drop of emulsions a.低剪切速度;b.高剪切速度

在低剪切速度下，W/O 和O/W 乳液同时生成。因为低剪切速度时，能量不能使油全部乳化为O/W，随着剪切速度增大，能量增加，O/W 乳滴数量增加，粘度降低。当乳液完全为O/W 时，粘度达到最小。剪切速度继续增加，乳滴粒径继续变小(图5)，表面积增大，乳化剂量不足以维持稳定的O/W乳液，部分O/W 乳液反相为W/O 乳液，最终，完全变为W/O 乳液，粘度很高(表1)，乳液稳定性最好(图4)。

图5 不同剪切速度下乳滴粒径分布Fig.5 Droplet size of the same shear time at different shear rates

2.5 乳化驱油实验

对饱和好的岩心进行水驱至含水98%，注入0.5 PV二元段塞，0.3%浓度的表活剂+1 000 mg/L聚合物，再进行后续水驱至含水98%，原油采收率和含水量见图6。饱和油前，岩心的孔隙度为18.87%，渗透率为0.148 mD，水驱采收率50.9%。水驱阶段，含水很快突破，并立刻上升到90%以上。实验所用原油在30 ℃下粘度为64.4 mPa·s，油水流度比较低，造成含水迅速突破。

图6 乳化复合驱采收率含水曲线Fig.6 Production performance of surfactant-polymer flooding

由图6a 可知，随着段塞注入，含水开始下降，乳化剂二元驱提高采收率25.4%。乳化复合驱过程中，驱替相粘度(相当于聚合物粘度)高于水，扩大波及体积。注入段塞后，压力先上升后下降(图6b)，说明原油被乳化，被驱替相粘度降低，渗流阻力减小。采出端乳液的粘度为20.1 mPa·s。由于乳化降粘作用，原油被乳化，粘度降低，注二元驱段塞可起到限压注入的效果，防止注入压力过高，地层产生动态裂缝，对压敏油藏开发具有指导意义。实验参数见表2。

表2 驱替实验结果Table 2 Results of the displacing experiments

3 结论

(1)考察了阴离子、阳离子、非离子两性乳化剂的分水稳定性，结果表明，两性乳化剂比较适合扶余乳化驱油实验。

(2)随着乳化剂浓度的增加，乳液粒度越低，乳液越稳定，乳液粘度先降低再升高，乳化剂浓度有一个最优值0.3%。油水比为55∶45 是临界点，＞55∶45，粘度急速上升，形成油包水，＜55∶45 粘度上升缓慢，乳液主要以水包油形式存在。

(3)剪切速度为45 cm/min 时，原油完全被乳化为水包油乳液，降粘效果最好。水包油乳液稳定性差于油包水，分水率高。

(4)针对扶余低渗常规稠油油藏，两性离子乳化剂能起到乳化原油、降低粘度的效果，实现限压注入，防止产生动态裂缝，提高采收率25.4%。

［1］ McClaflin G G，Clark C R，Sifferman T R. The replacement of hydrocarbon diluent with surfactant and water for the production of heavy viscous crude oil［J］. Journal of Petroleum Technology，1982，34(10):2258-2264.

［2］ Sharma K，Saxena V K，Kumar A，et al.Pipeline transportation of heavy/viscous crude oil as water continuous emulsion in North Cambay Basin (India)［C］//SPE India Oil and Gas Conference，1998:301-305.

［3］ Stockwell A，Sit S P，Hardy W A.Transoil technology for heavy oil transportation:Results of field trials at Wolf Lake［C］//SPE:183262，SPE European Petroleum Conference.London，1988.

［4］ 曲景奎，周桂英，朱友益，等. 三次采油用烷基苯磺酸盐弱碱体系的研究［J］. 精细化工，2006，23(1):82-85.

［5］ 邹文华，崔正刚，张天林.重烷基苯磺酸盐驱油剂中试产品的应用性能［J］.日用化学工业，2002，32(6):16-19.

［6］ Yang J，Qiao W，Li Z，et al.Effects of branching in hexadecylbenzene sulfonate isomers on interfacial tension behavior in oil/alkali systems［J］. Fuel，2005，84(12):1607-1611.

［7］ Zhao Z，Bi C，Qiao W，et al. Dynamic interfacial tension behavior of the novel surfactant solutions and Daqing crude oil［J］. Colloids and Surfaces A:Physicochemical and Engineering Aspects，2007，294(1):191-202.

［8］ Dias J M，Alvim-Ferraz M，Almeida M F，et al.Waste materials for activated carbon preparation and its use in aqueous-phase treatment:A review［J］. Journal of Environmental Management，2007，85(4):833-846.

［9］ Bande R M，Prasad B，Mishra I M，et al.Oil field effluent water treatment for safe disposal by electroflotation［J］.Chemical Engineering Journal，2008，137(3):503-509.

［10］Murray B S，Dickinson E，Wang Y.Bubble stability in the presence of oil-in-water emulsion droplets:Influence of surface shear versus dilatational rheology［J］. Food Hydrocolloids，2009，23(4):1198-1208.

［11］ Thomas S，Farouq Ali S M. Flow of emulsions in porous media，and potential for enhanced oil recovery［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering，1989，3(1):121-136.

［12］Shindy A M，Darwich T D，Sayyouh M H，et al.Development of an expert system for EOR method selection［C］.MEOS:Middle East Oil Show ＆ Conference，1997:291-298.

［13］ Babadagli T.Mature field development—A review［C］//SPE Europec/EAGE Annual Conference. Madrid:Society of Petroleum Engineers，2005.

［14］McAuliffe C D.Crude-oil-water emulsions to improve fluid flow in an oil reservoir［J］.Journal of Petroleum Technology，1973，25(6):721-726.

［15］McAuliffe C D.Oil-in-water emulsions and their flow properties in porous media［J］.Journal of Petroleum Technology，1973，25(6):727-733.

［16］ Bragg J R. Oil recovery method using an emulsion:US，5855243［P］.1999-01-05.

［17］Khambharatana F，Thomas S，Farouq Ali S M.Macroemulsion rheology and drop capture mechanism during flow in porous media［C］//International Oil and Gas Conference and Exhibition in China，1998.

［18］ Zeidani K，Polikar M，Huang H，et al. Heavy oil-in-water emulsion as a novel sealant in the near well bore region［C］//Canadian International Petroleum Conference.Canada:Calgary，Society of Petroleum Engineers，2007.

［19］ Devereux O F. Emulsion flow in porous solids:I. a flow model［J］. The Chemical Engineering Journal，1974，7(2):121-128.

［20］Devereux O F.Emulsion flow in porous solids:II.Experiments with a crude oil-in-water emulsion in porous sandstone［J］. The Chemical Engineering Journal，1974，7(2):129-136.

［21］Soo H，Radke C J.Flow mechanism of dilute，stable emulsions in porous media［J］. Industrial ＆ Engineering Chemistry Fundamentals，1984，23(3):342-347.

［22］Soo H，Radke C J. A filtration model for the flow of dilute，stable emulsions in porous media-I. Theory［J］.Chemical Engineering Science，1986，41(2):263-272.

［23］Soo H，Williams M C，Radke C J. A filtration model for the flow of dilute，stable emulsions in porous media-II.Parameter evaluation and estimation［J］. Chemical Engineering Science，1986，41(2):273-281.

［24］ Karnis A，Goldsmith H L，Mason S G. The kinetics of flowing dispersions:I. Concentrated suspensions of rigid particles［J］. Journal of Colloid and Interface Science，1966，22(6):531-553.

［25］Pal R.A novel method to correlate emulsion viscosity data［J］.Colloids and Surfaces A:Physicochemical and Engineering Aspects，1998，137(1):275-286.

［26］Pal R. Evaluation of theoretical viscosity models for concentrated emulsions at low capillary numbers［J］.Chemical Engineering Journal，2001，81(1):15-21.