稠油表面活性剂乳化降黏效果及其作用机理研究——以渤海BZ25-1s油藏为例

王婷婷， 卢祥国， 曹伟佳， 张云宝， 王 楠， 夏 欢

(1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318； 2.中海石油天津分公司 研究院，天津 300452)

稠油表面活性剂乳化降黏效果及其作用机理研究
——以渤海BZ25-1s油藏为例

王婷婷1， 卢祥国1， 曹伟佳1， 张云宝2， 王 楠2， 夏 欢2

(1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318； 2.中海石油天津分公司 研究院，天津 300452)

针对渤海BZ25-1s油田储层地质特征和流体性质，在不同实验方法条件下，以油水乳状液黏度、乳状液结构形态、分水率和界面张力为评价指标，开展了稠油表面活性剂乳化降黏效果及相关作用机理的实验研究。结果表明，当油水体积比低于7∶3和乳化药剂浓度高于600 mg/L时，强化分散体系可以与原油作用形成水包油型(O/W)乳状液，降黏率可达80%。相对于强化冷采体系，强化分散体系在破乳、降低界面张力及抗吸附方面均具有显著优势，其与原油乳化作用可以导致部分表面活性剂组分进入原油中，进而影响强化分散体系与原油间界面张力和乳化效果。强化分散体系能更大幅度降低注入压力、减缓含水率上升速度，并且能更有效地提高原油采收率。

强化分散体系； 乳化降黏； 界面张力； 吸附； 原油采收率

1 渤海油藏地质开发现状

渤海稠油具有黏度高和密度大等特点，其黏度处于普通稠油范围。由于渤海稠油油藏储层胶结疏松、渗透率高和非均质性严重，加之边水和底水比较活跃，水侵现象十分严重，水驱采收率低于18%[1-3]。因此，必须采取调剖、堵水和降黏组合技术措施，抑制注入水和边底水突进，降低稠油黏度以改善其流动性，提高洗油效率[4-8]。为发挥调驱和热采协同效应，中海石油天津分公司在NB35-2油田B17、B6和B20m等井组进行了“调驱-热采”联合作业矿场试验，取得了较好增油降水效果[9]。但由于热量来源于燃气发动机尾气，不仅燃料成本高，而且井筒保温和相关井下工具耐温性也面临极大挑战，同时给油井防砂技术提出了更高要求。因此，采用热流体降低稠油黏度做法不仅经济评价难以达标，而且技术上也面临许多难题。稠油乳化降黏技术具有操作简便和经济性好等优点，它在稠油油藏开发中的作用受到石油科技工作者的高度重视[10-13]。为使稠油乳化降黏技术尽快投入矿场试验，笔者以高分子材料学、物理化学和油藏工程等为理论指导，以化学分析、仪器检测和物理模拟等为技术手段，以渤海BZ25-1s油田油水为研究对象，开展了乳化降黏剂筛选、乳化降黏效果、界面张力、吸附特性和多次接触效果等实验研究，对目标稠油油藏乳化降黏矿场试验技术决策具有重要参考价值。

2 实验部分

2.1 实验材料

A公司生产的强化冷采体系(药剂Ⅰ)和B公司生产的强化分散体系(药剂Ⅱ)，有效质量分数为100%； BZ25-1s油田E36井油样(μo=200 mPa·s左右)； BZ25-1s油田注入水。人造岩心(由石英砂与环氧树脂胶结而成，外观尺寸为：宽×高×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm)。

2.2 实验仪器设备

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪(BROOKFIEID生产)测试原油和乳状液黏度，选用“3”号转子，转速30 r/min；ISM-ZS50体式显微镜(重庆奥特光学仪器有限公司生产)；TX-500C旋滴界面张力仪(美国彪维生产)。采用驱替实验装置测试强化分散体系驱油效率(采收率)，装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等部件。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于油藏温度保温箱内，实验设备及流程见图1。

图1 实验设备及流程示意图

Fig.1 Experimental facilities and flow schematic drawing

2.3 实验方案设计

2.3.1 性能评价 将原油和强化冷采体系(或强化分散体系)溶液分别装入磨口瓶，放入恒温箱中加热至油藏温度后再配制油水混合液，将混合液装入试管并放入恒温箱中，静置5 h后取出试管上下剧烈晃动3 min，直至油水完全混合均匀，测试乳化效果和破乳时间,具体步骤如下：

(1)评价强化冷采体系和强化分散体系乳化降黏效果，并观察不同乳化次数下的乳状液微观结构。

(2)测试分水率以评价两个体系的破乳性，测试界面张力以评价其降低界面张力及抗吸附能力。

(3)探究强化分散体系与原油多次接触的乳化效果。

2.3.2 岩心实验

(1) 在室温下，岩心抽空饱和地层水，计量孔隙体积，计算孔隙度。

(2) 在油藏温度下(70 ℃)，岩心饱和模拟油，计算含油饱和度。

(3) 在油藏温度下，水驱到预定含水率，获得水驱采收率。

(4) 在油藏温度下，注入强化分散体系(按照方案1、2分别进行实验)，后续水驱到含水率98%，计算采收率。

方案1：水驱至含水率90%+0.3 PV 强化冷采体系(CS=800 mg/L)+后续水驱至含水率98%；

方案2：水驱至含水率90%+0.3 PV 强化分散体系(CS=800 mg/L)+后续水驱至含水率98%。

上述实验注入速度为0.3 mL/min，压力记录间隔时间为30 min。

3 结果与分析

3.1 性能评价

3.1.1 乳化降黏效果 采用注入水配制不同质量浓度强化分散体系(和强化冷采体系)，按一定油水体积比与原油混合，油藏温度条件下放置1 h，搅拌2 min(搅拌桨转速250 r/min)，测试乳状液黏度。黏度测试结果见表1。

从表1中可以看出，在油水体积比相同条件下，随药剂质量浓度增加，乳状液黏度下降。在药剂质量浓度相同条件下，随油水体积比减小即乳状液中原油含量减少，乳状液黏度降低。随药剂质量浓度增大和油水体积比减小，乳状液降黏率都呈现增大趋势。进一步分析可以看出，当油水体积比低于7∶3和药剂质量浓度高于600 mg/L时，与药剂Ⅰ相比较，药剂Ⅱ配制乳状液黏度值较低，降黏率可以达到80%。

表1 不同药剂质量浓度下降黏率Table 1 The vicosity of different agents decreased with mass concentration %

3.1.2 乳状液结构 采用注入水配制1 000 mg/L强化分散体系(和强化冷采体系)，以油水体积比为3∶7与原油混合均匀，取乳状液放置在载玻片，体式显微镜观测乳状液结构，结果见图2。

图2 乳状液微观结构(放大35倍)

Fig.2 Microstucture of emulsion solution (Magnify 35 times)

从图2中可以看出，与单纯油水混合液滴形状对比，药剂Ⅰ和药剂Ⅱ配制乳状液中原油呈现“油滴”状分散于水中，油滴为分散相，水是连续相，两种降黏剂配制的乳状液均呈现出水包油型(O/W)结构特征。由此可见，形成水包油型(O/W)乳状液是两种降黏剂的主要降黏机理[14-16]。

3.1.3 乳状液破乳性 采用2.3.1所述方法配制油水乳状液，将试管放回恒温箱内，观测乳状液层和水层厚度与时间关系，计算分水率。乳状液分水率随时间变化情况如图3所示。

从图3中可以看出，随放置时间延长，乳状液分水率增加，乳状液结构稳定性变差。在放置时间相同条件下，与强化冷采体系相比较，强化分散体系分

水率较低，乳化效果较好。

图3 乳状液分水率随时间变化曲线

Fig.3 Curve of water diversion rate changes with time

3.1.4 油水界面张力 采用注入水配制强化分散体系，它们与原油间界面张力测试结果见表2。

表2 界面张力测试结果Table 2 The results of interfacial tension test mN/m

从表2中可以看出，在药剂质量浓度相同条件下，与药剂Ⅰ相比较，药剂Ⅱ配制强化分散体系与原油间界面张力较低。随药剂质量浓度增大，两种药剂配制强化分散体系与原油间界面张力都呈现下降趋势，但下降幅度不大。由此可见，该药剂降低界面张力作用并不明显。

3.1.5 吸附特性 采用注入水配制强化分散体系(CS=800 mg/L)，将其与天然油砂(取自SZ36-1油田，粒径180 ～260目)按液固质量比为20∶1混合于磨口瓶中，搅拌均匀，并将磨口瓶放置在70 ℃恒温箱中。24 h后取磨口瓶上部清液，测量其与原油间界面张力。取清液与新鲜油砂再接触，重复上述实验2次。界面张力与油砂接触次数及其界面张力实验结果见表3。

从表3中可以看出，在第一次与油砂接触吸附实验后，2种强化分散体系与原油间界面张力都明显升高，都未达到10-1mN/m数量级，表明其抗吸附能力较差。与药剂Ⅱ相比较，药剂Ⅰ抗吸附能力更差。

表3 吸附后界面张力测试结果Table 3 The results of interfacial tension test after adsorption mN/m

3.1.6 强化分散体系与原油间多次接触分析 采用注入水配制强化分散体系表面活性剂溶液(CS=1 000 mg/L)，将其以油水体积比为7∶3与原油混合均匀，用体式显微镜观测乳状液结构；然后将乳状液进行油水分离，再测试新配制表面活性剂溶液与分离原油间乳状液结构。重复上述实验4次。乳状液微观结构观测结果见图4。

图4 乳状液微观结构(放大倍数35倍)

Fig.4 Microstucture of emulsion solution (Magnify 35 times)

从图4中可以看出，随乳化次数增加，分离原油与新配制表面活性剂溶液乳化效果变好，具体表现为油滴粒径减小，原油分散程度高。由此可见，原油与表面活性剂溶液作用后，表面活性剂中部分成分已经进入原油中，使原油组分发生变化。当分离原油与新配制表面活性剂溶液接触时，分离原油可以被更好地分散到表面活性剂溶液中，形成油滴直径更小的水包油型(O/W)乳状液。

多次乳化作用分离表面活性剂溶液与新鲜原油间界面张力测试结果见表4。

表4 乳化后界面张力测试结果Table 4 The results of interfacial tension test mN/m

从表4中可以看出，随乳化次数增加，分离表面活性剂溶液与新鲜原油间界面张力增加，但增幅逐渐减小；分离原油与新鲜表面活性剂溶液间界面张力降低且降幅逐渐减小。分析表明，原油与表面活性剂溶液混合后，部分表面活性剂成分进入原油中，使表面活性剂溶液中有效组分减少。当分离表面活性剂溶液与新鲜原油接触时，界面张力升高；同时，当分离原油与新鲜表面活性剂溶液接触时，界面张力降低。

3.2 岩心实验

分别采用强化冷采体系和强化分散体系，在均质岩心上进行驱油实验，采收率即驱油效率实验数据见表5。

在2个实验方案中，“方案1”和“方案2”分别采用强化冷采体系和强化分散体系，采收率增值分别为4.6%和6.1%。由此可见，采用强化分散体系的驱油效率高于采用强化冷采体系的驱油效率。

表5 采收率实验数据Table 5 Data of recovery ratio experiment

实验过程中注入压力、含水率与PV数关系见图5。

图5 注入压力、含水率与PV数关系

Fig.5 Relationship between injection pressure and PV number， water content and PV number

从图5中可以看出，在水驱阶段，随注入量增加，注入压力减小，含水率上升。在表面活性剂溶液注入阶段，随注入量增加，注入压力和含水率都在下降。在后续水驱阶段，注入压力减小，含水率升高。与强化冷采体系相比较，强化分散体系驱替过程中，注入压力下降较大、含水率上升较慢。

4 结论

(1) 当油水体积比低于7∶3和乳化药剂浓度高于600 mg/L时，强化分散体系与原油间界面张力较低，形成水包油型(O/W)乳状液能力更强，所以其形成乳状液黏度较低，且降黏率可达80%。

(2) 在破乳效果、界面张力及吸附特性方面，采用强化分散体系的效果均优于采用强化冷采体系。

(3) 多次接触吸附实验表明，强化分散体系与原油乳化作用可以导致部分表面活性剂组分进入原油中，进而影响强化分散体系与原油间的界面张力和乳化效果。

(4) 相对于强化冷采体系，采用强化分散体系能更大幅度降低注入压力、减缓含水率上升速度，并且能更有效地提高原油采收率。

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(编辑 王亚新)

Emulsification Process and Mechanism of Surfactants Used in Heavy Oil:Taking BZ25-1s Reservoir in Bohai Area as an Example

Wang Tingting1, Lu Xiangguo1, Cao Weijia1, Zhang Yunbao2, Wang Nan2, Xia Huan2

(1.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.ResearchInstituteofChinaNationalOffshoreOilfieldCorporationLimited,Tianjin300452,China)

Aiming at the reservoir geological characteristics and fluid properties of BZ25-1s oilfield in Bohai reservoir, taking diversion ratio, interfacial tension, viscosity and structure of the emulsion as evaluation index, the reducing viscosity effects of emulsification and its related mechanism were studied. The results showed that, when the ratio of oil and water was less than 7∶3, and the concentration of emulsion agent was higher than 600 mg/L, the intensified disperse system could form emulsion liquid with crude oil, and its ratio of reducing viscosity could reach 80%. Compared with the intensified cold production system, the intensified dispersion system had a significant advantage in demulsification, reducing interfacial tension and anti adsorption. The emulsification of this system and crude oil could lead to part of the component getting into the crude oil, which influenced the interfacial tension and emulsification effects between crude oil and the intensified disperse system. The intensified dispersion system can reduce the injection pressure and water content increasing rate，and it can enhance the oil recovery more effectively.

Intensified dispersion system; Reducing viscosity by emulsification; Interfacial tension; Adsorption properties; Oil recovery

1006-396X(2017)03-0026-06

2016-11-25

2016-12-02

中海石油天津分公司重点攻关项目“稠油油田微界面强化分散技术”(CCL2015TJTLQST0767)。

王婷婷(1992-)，女，硕士研究生，从事提高油气采收率技术研究；E-mail:wangtingting0527@163.com。

卢祥国(1960-)，男，博士，教授，博士生导师，从事提高油气采收率技术研究；E-mail:Luxiangg2004@163.com。

TE34; TQ314

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2017.03.005

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn