低渗透油藏微乳液配方的优选及性能研究

殷代印， 徐文博， 周亚洲

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

低渗透油藏微乳液配方的优选及性能研究

殷代印， 徐文博， 周亚洲

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

对适用于低渗透油藏开发的微乳液配方及性能进行了研究，并以方程系数法为基本方法，通过室内实验确定出适用于朝阳沟低渗透油藏的微乳液配方(质量分数)：1%石油磺酸盐+1%正丁醇+1.38%正己醇，测量微乳液特性参数R=0.261，验证配方微乳液为最佳中相体系。使用激光粒度仪对微乳液体系进行粒子半径测量，测量其粒子半径在0.01～0.22 μm，适用于朝阳沟油藏微小孔喉。通过微乳液驱替低渗透岩心实验，得到微乳液驱能在水驱采收率的基础上提高最终采收率7.41%，降低注入压力24%，验证了该微乳液体系对朝阳沟低渗透油藏的适用性。

方程系数法； 界面张力； 乳化性； 中相微乳液； 采收率

低渗透油藏具有喉道小、含水率高以及采收率低的特点[1]。三元复合驱以及聚合物驱的粒子大，对于低孔喉的低渗透油藏适用性较低[2]。微乳液作为一种具有超低界面张力、增溶能力强的体系，且粒子半径小，它的发现为开发低渗透油藏提供了新的思路[3]。将微乳液应用于低渗透油藏不仅能够有效驱替剩余油，还能提高低渗透油藏的注入能力，降低注入压力。为此本文主要研究并优选出适用于朝阳沟低渗透油藏的微乳液配方。

R.N. Healy 等[4]在进行微乳液相态扫描研究时发现，体系随着盐浓度的改变会出现三种类型的微乳液，相态从WinsorⅠ型经过WinsorⅢ型最后转变为WinsorⅡ型,通过岩心模拟驱油实验得出结论：当WinsorⅢ型微乳液中微乳液-剩余油的界面张力γmo与微乳液-剩余水的界面张力γmw相等时，中相微乳液驱油效率最高，此种体系称为最佳中相微乳液，上述状态相当于盐度扫描相态图中的三相区域的中间体系，此时的含盐量称为最佳含盐量C*。目前，寻找最佳中相微乳液体系的方法主要有扫描法、三参数法、微乳液特性参数法、方程系数法和正交试验设计法[5]。本文采用方程系数法对微乳液体系进行筛选研究，相比于其他几种方法，此方法能将中相微乳液配方的复杂过程系统化、规律化，能揭示影响配方的各种因素与最佳含盐量的关系，并用一个数学方程表示出来。对于一个确定的油田，在筛选完表面活性剂和助剂醇后，通过测量该油田的地层水矿化度、原油的等效烷烃值(EACN)以及油层温度代入方程，即可得到适用于该油田的驱油体系的配方，避免了许多繁琐的室内实验。

1 方程系数法优选配方

方程系数法是利用J. L. Salager等[6-7]提出的公式，针对具体的油藏地质情况，计算出不同参数值，从而确定适合该油藏的最优微乳液体系驱油配方。J. L. Salager等人认为最佳含盐量C*与表面活性剂的浓度、结构、油的烷烃碳值(ACN)、醇的质量浓度和结构以及体系的温度有关。其函数表达式为：

lnC*=f(ACN,A,δ,T)

式中，A为醇质量浓度，g/L；δ为表面活性剂的结构参数；T为体系温度，℃。在确定体系中表面活性剂和助剂醇的种类后，就可以将方程中各系数求出来。对于目的油藏，地层水矿化度作为筛选配方的最佳盐度，测量原油的EACN值代入方程中，通过调整醇及表面活性剂的浓度即可让等式成立，从而得到适合该油藏的最佳中相微乳液体系。

1.1 表面活性剂及助剂的筛选

对油田上常用的几种表面活性剂进行界面张力以及乳化性的测定，从而优选表面活性剂及其最优浓度。

将石油磺酸盐、十二烷基磺酸钠、重烷基苯磺酸钠、甜菜碱和Gemini表面活性剂分别与朝阳沟地层水配制浓度为0.01～10.00 mmol/L的水溶液，在测试温度为50 ℃条件下，使用旋转滴界面张力仪，以5 000 r/min转速测量上述表面活性剂溶液与原油间的界面张力[8]。

朝阳沟地层水配制浓度为0.1%、0.2%、0.4%、0.8%、1.6%的表面活性剂水溶液，分别取10 mL于试管中，再分别滴加5 mL的原油，震荡乳化10 s后立即在3 000 r/min的离心机中离心5 min，测定乳化层高度，用离心后乳状液高度占液体总高度的百分比来定义表面活性剂的乳化性[9]。

实验结果如图1、2所示。由实验结果可以看出，甜菜碱能降低水溶液的界面张力至28.4 mN/m，其次是石油磺酸盐，降低水溶液的界面张力至29.8 mN/m。对比乳化性能，石油磺酸盐的乳化性能达到95%，而甜菜碱只能达到84%。综合考虑各表面活性剂的价格，最后优选出适用于朝阳沟油田的表面活性剂为石油磺酸盐，其质量分数为1.0%。

图1 不同表面活性剂在不同质量分数下的乳化性Fig.1 Emulsification of different surfactants in different mass fraction

图2 不同表面活性剂在不同浓度下的界面张力Fig.2 Interfacial tension of different surfactants in different molar concentrations

对于石油磺酸盐为表面活性剂的配方体系，醇的选择通常为正丁醇、正戊醇和正己醇。碳数小于4的醇类亲水性强，在形成微乳液时通常形成WinsorⅠ型微乳液。长链醇的亲油性强且溶解度低，在形成微乳液时通常形成WinsorⅡ型微乳液。因此，醇的碳链过长或过短均不易于形成中相微乳液。复配正丁醇和正己醇，两者能够分别作用于界面膜的两侧，起到协同作用，从而增加界面膜的面积，增加增溶量，因此选择正丁醇和正己醇作为配方体系的助剂醇[10]。

1.2 各系数的测定

使用质量分数为1.0%的石油磺酸盐作为表面活性剂，在配方体系中以正丁醇为基础醇，正己醇为追加醇，体系的水油体积比WOR=4，实验温度为25 ℃。在上述条件下，确定方程lnC*=f(ACN,A,δ,T,S)中相应的系数。

将石油磺酸盐质量分数为1%的水溶液分别加入1%的正丁醇、1%正丁醇+0.5%正己醇、1%正丁醇+1%正己醇、1%正丁醇+1.5%正己醇、1%正丁醇+2%正己醇和不加醇这六个系列，放置于试管中。按照WOR=4与不同碳数的烷烃充分混合，通过盐度扫描，确定各个样品中中相微乳液出现和消失的含盐量。

1.2.1ACN的系数K的确定 正构烷烃的ACN值即为烷烃分子中的含碳数，正己烷、正辛烷、正癸烷和正十二烷的ACN值分别为6、8、10、12。将盐度扫描测量的各个系列中相出现和消失时的含盐量与烷烃的ACN值作图，取中间线为最佳含盐量曲线，如图3中虚线所示。

图3 中相盐度与烷烃在不同正己醇质量分数下的ACN关系曲线

Fig.3 The relationship curve of middle-phase salinity and alkanesACNunder different hexane mass fraction

将图3中不同正己醇质量分数下的最佳盐度与烷烃的ACN值作半对数图，如图4所示。

图4 最佳盐度与烷烃ACN值在不同追加醇质量分数下的半对数曲线

Fig.4 The Semi-logarithmic curve of the optimal salinity and alkanesACNunder different alcohol mass fraction

回归图4中直线的方程分别为：

lnC*=0.178ACN-1.430 4,

lnC*=0.178ACN-1.645 4,

lnC*=0.180ACN-1.855 5,

lnC*=0.179ACN-2.125 1,

lnC*=0.178ACN-2.274 7,

lnC*=0.179ACN-2.567 9。

6条直线的斜率均在0.178±0.002，因此，Salager方程可以写为lnC*=0.178ACN+f′(A,T,δ,S)。

1.2.2 追加醇质量分数项的确定 图4中直线段的截距即为方程中对应的f(A,T,δ)项，截距的大小与醇的种类和质量分数有关。当正己醇质量分数增加时，直线向下平移，以无追加醇体系为基准值，则每条直线与基准值之间的差值f′(A,T,δ)即为由正己醇的质量分数引起的最佳盐度的变化值，醇对最佳盐度的影响曲线如图5所示。分别用一次方程、二次方程、三次方程拟合曲线，最后选用二次方程回归曲线为f′(A)=0.003 1A2-0.470 5A-0.208 9，其相关系数R2=0.998，说明拟合效果较好。

图5 醇对最佳盐度的影响曲线

Fig.5 Effect of alcohol on optimal salinity

1.2.3 温度项的确定 当体系中石油磺酸盐质量分数为1%，正丁醇质量分数为1%，正己醇质量分数为1%，分别使用正辛烷、正癸烷、正十二烷配成微乳液，测量微乳液体系在不同温度下的最佳盐度，得到lnC*和温度T的线性关系曲线，如图6所示。图6中三条直线的斜率均非常小，可以看出温度对微乳液体系的最佳盐度影响小，因此忽略公式中的温度项。

图6 温度对最佳盐度的影响

Fig.6 Effect of temperature on optimum salinity

1.2.4 表面活性剂结构参数的确定 表面活性剂的结构参数δ和方程的ACN系数K有如下关系：δ/K=Nmin，Nmin为图4中直线在lnS*=0时对应的ACN值。δ的大小与追加醇的质量分数无关，因此对图4中正丁醇质量分数为1%的直线(A=0，f′(A)=0)，外推至与横坐标相交,即得lnS*=0时，ACN=9.25，因此有:

δ=K·Nmin=0.178×9.25=1.65

δ=1.65是石油磺酸盐质量分数为1%，正丁醇质量分数为1%时微乳液体系的结构参数。

1.3 配方的确定

研究表明，WOR对于方程系数的影响很小，因此不考虑WOR配方的影响。通过上述实验确定了方程系数法方程中的各个参数，最后得出当石油磺酸盐质量分数为1%，正丁醇质量分数为1%的最佳配方方程：lnC*=0.178ACN+(0.003 1A2-0.470 5A-0.208 9)-1.65。对朝阳沟油田的原油EACN值进行测定，其值为11，其地层水矿化度为0.58 g/(100 mL)。将原油的烷烃碳值ACN=11，地层水矿化度C*=0.58 g/(100 mL)代入配方方程。通过计算最后得A=1.38。因此，正己醇的质量分数为1.38%，得到最佳配方为：石油磺酸盐质量分数为1%，正丁醇质量分数为1%，正己醇质量分数为1.38%，朝阳沟地层水与朝阳沟原油以4∶1的体积比混合。

2 微乳液特性参数R的测定

微乳液体系可以通过计算特性参数确定其是否达到最佳参数，其计算公式为：

式中，nD为驱油体系的折光指数；ρ为密度，g/cm3。R值的大小与微乳液的组成、盐度、温度相关[11]。微乳液与剩余油相和剩余水相间的界面张力的大小也与R值有关，R值增大，γmo降低，γmw增大。E. J. Derderian等人通过中相微乳液的研究发现，当体系处于中相时，其R值与微乳液的组成、温度、盐度均无关，其大小均在0.263±0.004 cm3/g。

按照优选配方在40 ℃下进行配制微乳液。分别使用比重瓶和阿贝折光仪测量微乳液的密度及折光指数。最终得到微乳液体系的密度ρ=0.882 g/cm3，折光指数nD=1.377 6，计算体系的特性参数R=0.261 cm3/g，该值在最佳中相微乳液特性参数范围内，从而判断该体系为最佳中相微乳液，进一步验证了配方方程的准确性。

3 微乳液性能研究

3.1 微乳液粒径测量

由于低渗透油藏孔喉小，一般的聚驱和三元复合驱的溶液粒子较大，在驱替过程中存在粒子堵塞喉道，引起启动压力大、贾敏效应严重等问题。因此，测量微乳液的粒径，从而判断其是否适用于低渗透油藏。

使用激光粒度仪测量上述配方下配制的微乳液的粒子半径。用恒速压汞法对8块渗透率在1～10 mD的朝阳沟天然岩心进行喉道半径及孔隙半径的测定[12-13]。微乳液粒子半径分布如图7所示。

由图7可以看出，微乳液体系粒子半径分布为双峰型。粒子半径最小为0.01 μm，最大为0.22 μm，细端峰值为6%，峰值粒子半径为0.04 μm，粗端峰值为15%，峰值粒子半径为0.09 μm。粒子半径在0.13 μm以内的分布律达到87.4%。通过对朝阳沟油田天然岩心的测量得到渗透率在1～10 mD的岩心的喉道半径主要分布在0.5～2.0 μm，且孔隙半径相对较大，峰值在50～60 μm。因此，配制的微乳液体系可用于特低渗透油藏，其粒子能够通过特低渗透油藏岩石孔隙，不会封堵地层。

图7 微乳液粒子半径分布

Fig.7 Particle radius distribution of microemulsion

3.2 微乳液驱油效果

为了进一步验证该配方体系对朝阳沟低渗透油藏的适用性，使用该配方下配制的微乳液进行朝阳沟低渗透岩心的驱替实验，通过采收率和注入压力等指标对该体系驱油效果进行评价。

将地层岩心进行孔隙体积的测量以及水相渗透率的测量。首先，将岩心抽真空后，饱和朝阳沟模拟地层水，然后饱和油，直到岩心出口不再出水至束缚水状态，再以0.05 mL/min的驱替速度进行水驱，驱替至岩心出口段的含水率达到98%，转微乳液驱；将0.185 PV的微乳液同样以0.05 mL/min的驱替速度驱替岩心，微乳液驱结束后再转后续水驱，直到含水率再次达到98%[14]。实验过程中每15 min进行一次测量，记录岩心出口段的产水产油量。注入压力和采收率随注入PV数变化曲线如图8所示。

从图8(a)中可以看出，一次水驱时注入压力随注入PV数的增大而增大的幅度明显，然后趋于平稳，转注微乳液段塞后，注入压力明显下降，后续水驱压力又随PV数的增加而增加，然后趋于平缓。相比第一次水驱注入压力，后续水驱压力降低了24%。从图8(b)中可以看出，使用微乳液前水驱的采收率能够达到43.49%，在注入微乳液段塞后，后续水驱采收率达到50.90%，采收率提高了7.41%。因此，该配方下的微乳液能够有效地驱替孔隙中的剩余油，提高原油采收率。

此配方下的微乳液能够降低注入压力，这说明微乳液将流经孔隙中的原油溶于体系中，减少小孔喉中原油的堵塞，改善了岩心的润湿性，减小了毛管阻力，因此，注入压力下降[15]。采收率的提高也说明了此配方对低渗透油藏提高采收率具有很好的效果。因此，该配方下的微乳液体系对于朝阳沟低渗透油藏有很好的适用性。

图8 注入压力和采收率随注入PV数变化曲线

Fig.8 Change curves of injection pressure and recovery

将配方换算成1 m3的配方用量。配方中涉及到的药品价格分别为：石油磺酸盐32 000 元/t，正丁醇6 200 元/t，正己醇33 000 元/t，原油50 美元/桶。由此可知，上述配方的成本为11.64 元/m3。此配方目前仍处于实验室研究阶段，还没有应用于矿场试验，对于整个油田的推广使用还有待考究。

4 结论

(1) 室内实验筛选表面活性剂为质量分数1.0%的石油磺酸盐，能降低水溶液的界面张力至29.8 mN/m，乳化性能达到95%，具有形成微乳液最优条件。

(2) 使用方程系数法，确定最佳配方方程中的ACN、醇的质量分数和结构以及温度项的系数，得到最优配方方程为lnC*=0.178ACN+(0.003 1A2-0.208 9)-1.65。根据朝阳沟油田实际情况，计算得出最优的配方质量分数为：1%石油磺酸盐，1%正丁醇，1.38%正己醇，模拟地层水和朝阳沟脱水脱气原油的体积比为4∶1配制微乳液。

(3) 测定优选微乳液体系的特性参数R=0.261，进一步说明该配方下的微乳液为最佳中相微乳液。

(4) 该配方下的微乳液体系的粒子半径满足朝阳沟油田地层小孔喉的要求，在驱油实验中能够降低注入压力24%以及提高采收率7.41%。

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(编辑 王戬丽)

Optimization and Performance Research of Microemulsion Applied on Low Permeability Reservoir

Yin Daiyin， Xu Wenbo， Zhou Yazhou

(CollegeofPetroleumEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

The formula and performance of the microemulsion that is applicable for development of low permeability reservoirs are studied. Based on the method of equation coefficient method, the microemulsion formula suitable for the low permeability reservoir of Chaoyanggou is determined by laboratory experiment as 1% mahogany sulfonate+1% butanol+1.38% hexanol. The characteristic parameter for measuring the microemulsion isR=0.261. The formula microemulsion is verified as the optimal middle phase system. The particle radius of the microemulsion system is measured by laser particle size analyzer. The particle radius range from 0.01 μm to 0.22 μm which is applicable to micro pore and throat in Chaoyanggou reservoir. It can be found that the micro-emulsion flooding improves the final recovery efficiency by 7.41% on the basis of water displacement recovery and reduces the injection pressure by 24%. This verifies the applicability of the microemulsion system for the low permeability reservoir of Chaoyanggou.

Equation coefficient method; Interfacial tension; Emulsification; Middle-phase microemulsion; Eecovery efficiency

1006-396X(2017)03-0020-06

2016-11-30

2016-12-12

国家自然基金资助项目(51474071)。

殷代印(1966-)，男，博士，教授，博士生导师，从事油气田开发方向研究；E-mail：yindaiyin@163.com。

徐文博(1993-)，女，硕士研究生，从事油气田开发方向研究；E-mail：351914987@qq.com。

TE348

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.004

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn