乳状液在岩心中调剖能力及影响因素研究

雷雨希，张志全，陈晓宇，苏 醒，彭科翔

（长江大学， 湖北 武汉 430100）

乳状液在岩心中调剖能力及影响因素研究

雷雨希，张志全，陈晓宇，苏 醒，彭科翔

（长江大学， 湖北 武汉 430100）

油藏驱油过程中乳状液在提高采收率方面发挥着重要的作用。但是由于乳状液本身的复杂性和多孔介质的复杂性，乳状液在孔隙介质中的流动相当复杂。以乳状液在岩心中的阻力系数、残余阻力系数为指标，并增加聚合物溶液在岩心中的渗流实验，客观地评价乳状液在油层中的调剖能力，确定其主要影响因素。实验结果表明，同一种乳状液注入到渗透率从100 mD到1 D的柱状岩心，残余阻力系数先上升后降低；当乳状液的粒径大于岩心孔喉半径时，调剖的效果较好；在柱状岩心中，乳状液可以对孔喉有效的封堵，起到的调剖效果要比相同粘度的聚合物溶液好很多。

乳状液；岩心渗透率；渗流；调剖；阻力系数

从我国油藏地质条件和技术的应用条件上讲，表面活性剂是适用面最广、提高采收率幅度最大、最具有发展潜力的一种化学驱油剂[1]，而乳状液是伴随着表面活性剂驱的一个重要产物。现有的一些研究表明[2,3]，油藏驱油过程中乳状液在提高采收率方面发挥着重要的作用[4-6]。乳状液在均质柱状岩心中渗流时压力梯度较高，压力波动大，说明乳状液颗粒在其中运移时存在滞留现象[7]，其中部分滞留的乳状液颗粒对岩心孔道产生封堵效果，使液流转向，从而提高乳状液以及后续水驱的波及效率。本文针对乳状液的相关性质和岩心的渗透率对乳状液在岩心中调剖能力的影响进行实验研究，以评价乳状液的调剖能力和确定其影响因素。

1 实验条件及步骤

本文实验所用的模拟水按江汉油田水质分析所得离子组成人工配制而成，模拟地层水和注入水的矿化度为26 324 mg/L，实验所用模拟油为煤油（粘度0.725 mPa·s），实验所用岩心为Φ2.5 cm×30 cm的均质岩心，选用0.3% XBS-1作为乳化剂，选用AN125VHM作为实验用聚合物，实验温度为80 ℃。

（1）筛选渗透率100～200、500～700、900～1 000 mD的均质岩心三组，将乳化剂与煤油1∶9混合，由FA25型实验室高剪切分散乳化机在转速10 000 r/min搅拌10 min制备乳状液，开展乳状液渗流实验[8,9]，研究岩心渗透率对乳状液调剖能力的影响。

（2）筛选渗透率600 mD左右的岩心三组，按照油水比1∶19、1∶9、3∶7由FA25型实验室高剪切分散乳化机在转速10 000 r/min搅拌10 min制备乳状液，开展乳状液渗流实验，研究乳状液粒径对调剖能力的影响。

（3）筛选渗透率600 mD左右的岩心三组，将乳化剂与煤油1:9混合，由FA25型实验室高剪切分散乳化机在转速10 000 r/min搅拌10 min制备乳状液，通过加入乳化剂分别稀释成浓度50%和25%的乳状液，研究乳状液浓度对调剖能力的影响。

（4）筛选渗透率800～1 000 mD左右的岩心两组，配置合适质量浓度的聚合物溶液，使其粘度与按照油水比1:9制备的乳状液粘度相近，开展乳状液渗流实验，对聚合物溶液和乳状液的调剖能力进行比较。

2 岩心渗透率对乳状液调剖能力影响

三根岩心测得渗透率分别为135、459、970 mD，并且每根岩心分六段测渗透率，测得每段渗透率相近，说明岩心均质，符合实验要求(表1)。

表1 不同渗透率岩心参数及实验结果Table 1 Different permeability core parameters and experimental results

残余阻力系数 RRF是描述聚合物驱过程中提高波及效率的重要指标，一般用来描述聚合物溶液降低地层渗透率的能力。参考其定义，用来作为乳状液调剖性能的指标。

残余阻力系数反映了乳状液液滴在地层中卡堵后引起的渗透率降低的能力，它的数值总大于1，并且其值越大，反映渗透率降低的程度越大[9]。在对多孔介质注入相同PV数的乳状液后进行后续注水，本节三组岩心乳状液渗流实验注入乳状液的PV数为5 PV，经过实验验证，乳状液注入量达到5 PV时，岩心中间四段的压力已经稳定，且出口端流出的乳状液性质稳定；乳状液的粒径中值为3.732 μm，研究在单相渗流实验中乳状液对介质渗透率降低的能力。

具体定义式如下：

式中: Ka—封堵前后岩心的水测渗透率，μm2；

Kb—封堵后岩心的水测渗透率，μm2。

计算残余阻力系数时，封堵后岩心水测渗透率取得是岩心中间四段的平均值，去掉岩心首尾两段的渗透率值，减小岩心端面效应带来的的影响;在后续注水渗透率时，观察发现刚开始出口端流出少量乳状液，然后流出的是地层水，渗透率取得是出口端含水100%时的渗透率。

表1中最后一列压力梯度值指的是岩心中乳状液渗流稳定时的平均压力梯度，取得是中间四段岩心压力梯度平均值，该值反映了乳状液渗流过程中与岩心孔喉的相互作用力的大小，因此该值越大，乳状液驱替残余油以及剥离油膜的能力越强。

有表1可以看出，三组岩心的岩心渗透率在注入乳状液后均明显降低，但是降低的程度不同，459 mD岩心的残余阻力系数最大，为69.58，降低程度最大；135 mD岩心的残余阻力系数为25.30；970 mD岩心的残余阻力系数为23.67；残余阻力系数与岩心渗透率并没有线性关系，本节中柱状岩心渗透率从100 mD升到1 D，残余阻力系数先上升在下降。

根据毛管束渗流模型[10]，计算得到459 mD的岩心平均孔隙半径4.37～5.82μm，135 mD的岩心平均孔隙半径为2.47～3.73 μm，970 mD的岩心平均孔隙半径为5.30～7.48 μm，这里迂曲度取值1～1.4；所注入乳状液的粒径中值为 3.682 μm,乳状液的粒径与459 mD和135 mD的岩心平均孔隙半径接近，所以当乳状液在岩心孔隙中渗流时，单个乳状液颗粒即能形成对孔喉的有效封堵，对于孔隙半径大于乳状液粒径的情况，例如970 mD的岩心，乳状液颗粒通过不断地累积才能形成有效的封堵，对于岩心孔隙半径明显小于乳状液粒径的情况，我们认为乳状液颗粒通过变形通过孔喉[11]，当乳状液颗粒变形时承受的压力超过乳状液的破裂极限时，乳状液颗粒破裂为小粒径通过孔喉。

3 乳状液性质对调剖能力的影响

本节研究了乳状液性质对调剖能力的影响，主要从乳状液的粒径以及乳状液的颗粒浓度两方面来研究，每组实验中控制岩心的渗透率相近并且均质。

3.1 乳状液粒径

表2是实验参数及结果。

表2 不同乳状液粒径条件下的实验结果Table 2 The experimental results under different emulsion particle size conditions

本节三组实验岩心的渗透率在600 mD左右，根据毛管束渗流模型，可计算得到岩心的平均孔隙半径为 4.56～6.39 μm,对比三组实验的乳状液粒径d(0.5)，只有第三组实验的乳状液d(0.5)大于岩心的平均孔隙半径，第一组和第二组的 d(0.5)都略微小于岩心平均孔隙半径。

从上表可以看出，大粒径的乳状液的残余阻力系数最高, 残余阻力系数为 193.75，说明其降低岩心渗透率的能力最强，其压力梯度值也最大，乳状液渗流阻力高；另外两组实验所用的乳状液粒径相差不大，实验结果相近。

本组实验说明当乳状液的粒径大于岩心孔喉半径时，调剖的效果较好，因为乳状液颗粒可以通过变形进入半径较大的孔喉，相比于依靠多个乳状液颗粒聚集对孔喉的封堵，封堵强度更高。

第三组实验使用的乳状液颗粒为7.421 μm，只是稍微大于岩心平均孔隙半径，如果使用粒径更大的乳状液，效果不一定好，因为乳状液颗粒的形变能力有限，超出其形变界限乳状液颗粒会破裂为小粒径乳状液甚至是直接破乳。

3.2 乳状液浓度

实验使用了三种浓度的乳状液，一种是浓度为100%的乳状液，另外是通过加入乳化剂溶液将稀释成浓度50%及浓度25%的乳状液，并且经粒径检测，稀释前后的乳状液粒径没有发生明显变化，浓度100%的乳状液稀释到50%后，乳状液的粒径d（0.5）由3.682变为3.448 μm，粒径的变化很小，不影响实验结果。表3是实验参数及结果。

表3 不同乳状液浓度条件下的实验结果Table 3 The experimental results under different emulsion concentration conditions

从表3可以看出，虽然乳状液的浓度不同，但是三组实验的结果相近，残余阻力系数都是 90左右，压力梯度在1.5 MPa/m左右。

需要说明的是，三组实验注入的乳状液PV数不同，第一组注入9 PV，岩心最后一段压力没有上升，说明乳状液颗粒在最后一段岩心没有滞留；第二组注入7 PV，在注入5 PV时最后一段压力开始上升；第三组注入5 PV，注入3 PV时最后一段岩心压力开始上升。因此，实际上三组实验最后滞留在岩心中的乳状液颗粒的总量是相近的，起到的封堵和调剖效果相近。

本节实验中注入的乳状液粒径中值略小于岩心平均孔道半径，乳状液在岩心中主要依靠多个颗粒的累积产生封堵效果，因此虽然注入到岩心中乳状液颗粒浓度不同，但只要使注入的乳状液颗粒量相同，最后的封堵和调剖结果相同。

4 乳状液与聚合物溶液调剖能力比较

本组实验选用了在一定剪切速率范围内（1～ 1 000 s-1）粘度相近的乳状液和聚合物溶液展开岩心渗流实验，选用AN125VHM作为实验用聚合物，聚合物溶液的浓度为118 mg/L，剪切速率为10 s-1时粘度为3 mPa s左右，在100～1 000 s-1范围内，聚合物溶液和乳状液的粘度在1 mPa s左右，实验温度为80 ℃，80 ℃时水的粘度约为0.355 mPa s约为乳状液和聚合物溶液粘度的 1/3。实验中乳状液和聚合物溶液的注入量相近，均为 4～5个 PV。表 4是岩心参数以及实验结果。

表4 不同驱油体系条件下的实验结果Table 4 The experimental results under different oil displacement system conditions

从上表可以看出，对于粘度相近的乳状液和聚合物溶液，乳状液的残余阻力系数明显高于聚合物溶液的残余阻力系数，说明乳状液与聚合物溶液的调剖机理不同。本实验中使用的是低浓度聚合物溶液，依靠大分子聚合物的吸附滞留、堵塞液流通道产生的调剖效果较弱，而相同粘度的乳状液可以对孔喉有效的封堵，起到的调剖效果要比聚合物溶液好很多。

5 结 论

（1）同一种乳状液注入到渗透率从100 mD到1 D的柱状岩心，残余阻力系数先上升后降低。

（2）乳状液颗粒粒径与岩心孔道的匹配关系是影响乳状液调剖能力的关键因素，当乳状液的粒径大于岩心孔喉半径时，调剖的效果较好，因为乳状液颗粒可以通过变形进入半径较大的孔喉，相比于依靠多个乳状液颗粒聚集对孔喉的封堵，封堵强度更高。

（3）在柱状岩心中，乳状液可以对孔喉有效的封堵，起到的调剖效果要比相同粘度的聚合物溶液好很多。

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Study on the Factors Affecting Emulsion Profile Control Ability in Core

LEI Yu-xi，ZHANG Zhi-quan，CHEN Xiao-yu，SU Xing，PENG Ke-xiang
（Yangtze University, Hubei Wuhan 430100，China）

Emulsion plays an important role in improving oil recovery in process of oil displacement. Emulsion flow in the porous media is quite complicated because of the complexity of emulsion and the porous media. In this paper, taking the resistance coefficient and residual resistance coefficient of emulsion in the core as indicators, using polymer solution in seepage experiment of the core, emulsion profile control ability in oil layer was objectively evaluated, and the main influencing factors were determined. The results show that the residual resistance coefficient increases first and then decreases during injecting same kind of emulsion into the columnar core with 100mD～1D permeability; The effect of profile control is better when the emulsion particle size is larger than the core pore throat radius; The emulsion can effectively plug the pore throats, its profile control effect is better than the same viscosity of polymer solution in columnar core.

Emulsion; Core permeability; Seepage flow; Profile control; Resistance coefficient

TE 357

A

1671-0460（2016）03-0485-03

2015-12-03

雷雨希（1991-），男，湖北松滋人，在读硕士研究生，研究方向：采油工程。E-mail：ft2202965@126.com。