石油磺酸盐乳化相行为及乳化作用对提高采收率的影响*

李织宏，云庆庆，唐文洁，刘哲宇，郭 杨，娄清香

（1.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室，北京 102249；3.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京 102249）

化学驱提高采收率技术被认为是提高中高渗油藏采收率的最有效技术之一，已经在大庆、胜利、辽河、新疆等油田大规模应用并取得了显著的效果［1-3］。然而在化学驱过程中总能监测到乳化现象，尤其是在复合驱提高采收率阶段。表面活性剂的加入使得油水相互分散状态更加明显［4］，可形成上相（油包水型）、下相（水包油型）以及中间相（双连续相）乳状液［5］。不同类型乳状液的黏度、流动状态以及后续的提高采收率能力均不相同［6-7］，因此确定化学驱过程中形成的乳状液类型至关重要。

目前国内学者常用瓶罐实验定性评价油/水/表面活性剂形成乳状液的类型及稳定性［8-9］，但这种瞬时状态无法代表油水在储层条件下长时间接触后的乳化行为。国外学者常用手动混合乳化法生成乳状液，着重于油/水/表面活性剂形成乳状液的稳定或拟稳定状态，提出乳化相行为的概念来表征表面活性剂溶解于水相后增溶的油量或者在油相中增溶的水量，并成功使用相行为方法评价了高浓度精细化工表面活性剂与油水的相互作用［10-11］。但还未有用此方法研究低浓度复配石油磺酸盐活性剂与油、水间相互作用规律的报道。对于乳化提高采收率的研究，多数学者是把配制好的乳状液注入模型中，分析注入的乳状液对剩余油的动用规律［12-13］，这又与表面活性剂在储层中通过原位乳化动用剩余油的过程存在明显差异。利用微流控技术可以拓扑出真实储层岩心的孔隙结构，可视化实时监测二元复合体系驱替过程中剩余油的变化情况，揭示原位乳化对提高采收率的作用。本文通过乳化相行为方法研究了拟稳态下石油磺酸盐/水/油的相互分散关系，揭示了矿化度、油水比以及表面活性剂浓度对石油磺酸盐形成乳状液的类型及稳定性的影响，并利用微观模型对比了界面张力相同的复合驱体系是否发生乳化对剩余油的动用差异。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

从生产井取得的脱气原油，在25℃下的黏度为18 mPa·s；聚二甲基硅氧烷（PDMS），美国Dow Corning公司；氯化钠，分析纯，阿拉丁试剂（上海）有限公司；阴离子表面活性剂石油磺酸盐KPS-202，工业级，新疆金塔公司；甜菜碱表面活性剂AF-16，工业级，中国石油勘探开发研究院；部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量1.9×107，工业级，北京恒聚公司；模拟水，0数40 g/L的氯化钠溶液；模拟地层水，矿化度为8500 mg/L，其中钙镁离子的含量为85 mg/L。

选取具有典型砾岩复模态孔隙结构的岩心制作铸体薄片，按照铸体薄片的孔隙结构镜像出整体的孔隙结构网络模型，把模型对角线的两端分别作为入口和出口，模型的长宽均为5.8 mm，模型深度20 μm。使用PDMS，采用标准软刻蚀技术制作微流控模型，模型误差在±1 μm。Zeiss-Discovery Stereo V12 体式显微镜，德国Zeiss 公司；Sony-A7S2 彩色数码相机，日本Sony 公司；Harvard PHD Ultra 2000微流量柱塞泵，精度为0.1 μL/h，美国Harvard Apparatus公司。

1.2 实验方法

（1）乳化相行为影响因素的研究。在矿化度0数40 g/L、油水体积比2∶8数8∶2 和表面活性剂（20%的KPS-202）加量0.1%数0.5%的条件下，研究这3 种因素对油/水/石油磺酸盐相互分散状态及稳定性的影响。按照实验方案把油和石油磺酸盐水溶液加入移液管中，上下快速倒置30 次，将移液管垂直放在室温下的移液管架上静置1 d，观察移液管中乳状液的变化，读取并记录油水界面刻度，绘制析水率曲线。

（2）原位乳化动用微观剩余油的研究。分别比较由乳化能力强的KPS-202和乳化能力弱的AF-16与1500 mg/L部分水解聚丙烯酰胺组成的二元体系的驱油效率和动用剩余油的差异。表面活性剂加量均为0.3%。在室温（25℃）下，二元体系的黏度为38 mPa·s，其与原油的界面张力为10-2mN/m。使用注塞泵恒速（10 μL/h）泵饱和微流控芯片，直至整个模型出口端稳定出油，在显微镜下拍摄微流控芯片全局图，记录原始原油分布情况；将注入液管线连接到模型的入口，两块模型在模拟地层水水驱后分别开展KPS-202/聚合物、AF-16/聚合物二元复合驱，每个阶段直至剩余油不再变化停止，通过显微镜实时观察模型中剩余油的分布状态。

2 结果与讨论

利用移液管中油水混合静置1 d后的体积分数来表征不同影响因素对油/水/石油磺酸盐乳化行为的影响，通过两种二元复合体系驱替后微观模型中剩余油的变化定量分析原位乳化对提高采收率的作用机制。

2.1 乳化相行为影响因素

2.1.1 矿化度的影响

在油水比1∶1、KPS-202 加量为0.5%时，油/水/KPS-202 在10 种矿化度下形成的乳状液类型有明显区别。当矿化度较低（≤5 g/L）时，水相颜色逐渐变深，表明有油分散在水相中，形成了下相乳液。矿化度为7.5数15 g/L 时，油相、水相和乳状液明显呈现出3层分布，出现了中间相乳液，此时对应的矿化度区间被称为最佳矿化度区间。随着矿化度的继续升高（≥17.5 g/L），黑色油相体积变大，表明有水分散到油相中去，形成了上相乳液。这是由于随着矿化度的增加，阴离子表面活性剂的疏水性增强，更易进入油相中，当其在油和水中的分配系数接近1时，形成了中间相乳状液。需要注意的是，当矿化度增至40 g/L后，油水存在明显的两相界面，乳状液完全破乳。

矿化度对KPS-202溶液与油界面张力的影响如图1 所示。随着矿化度的增加，KPS-202 溶液与油的界面张力先降低后升高。这是由于钠离子压缩了双电层，使得表面活性剂分子间的静电斥力减小，胶束开始逃离水相。当氯化钠浓度过高时，形成的双电层很窄，表面活性剂分子难以有效地聚集在油水界面处来降低界面张力［14］。同时可发现界面张力在相行为研究获得的最佳矿化度区间内达到最低，表明中间相乳液对应着油水体系最低的界面张力。

图1 不同矿化度下KPS-202溶液与原油的界面张力

2.1.2 油水比的影响

在矿化度为10 g/L、0.3%KPS-202、油水比为8∶2、7∶3、6∶4、5∶5、4∶6、3∶7、2∶8 的条件下配制乳状液，静置1 d后，油/水/KPS-202形成中相乳液的体积分数分别为0、0、2.2%、2.8%、3.1%、4.6%、5.1%。在油水比为8∶2 数7∶3时，无明显的中间相乳液形成；当油水比为6∶4 数2∶8时，均能观测到明显的中间相乳液，中间相所占体积随着水相体积占比增加而增大。这是由于水相体积的增加导致体系中表面活性剂的绝对质量增加，油水界面处聚集着更多的表面活性剂，有助于中间相乳液的生成与稳定存在。

用显微镜观察不同油水比下刚配好的乳状液，结果如图2 所示。随着油水比的减小，乳状液逐渐从油包水型转变为水包油型，油水比5∶5 时为转相点。油水相互分散的稳定状态与瞬时状态存在很大差异。从油/水/石油磺酸盐相行为最终稳定状态看，油水比不影响微乳液的类型，只影响形成微乳液的体积分数；而从形成乳状液的瞬时状态看，油水比影响乳状液的类型。通常研究油水比对乳状液的影响是指瞬时状态，而储层中化学体系的驱替作用是一个漫长状态，研究稳定状态下的乳液类型也具有重要意义。

用析水率来表征不同油水比下形成乳状液的稳定性，结果如图3所示。随着油水比的增加，析水率明显降低，析水速度变缓，形成乳状液的稳定性增强，与前文的结果一致。这是由于在低含水率时，分散液滴总的界面面积小，单位界面面积上吸附的表面活性剂量大，界面膜强度增强，水滴聚并阻力增大，使得乳状液的稳定性增强。结合图3可见，油包水型乳状液的稳定型明显高于水包油型乳状液，高黏度油相减缓了低黏度水相的碰撞速率［15］，同时油相中存在的高键能碳碳双键阻碍了水滴的聚并，表现出体系的稳定性增强。

2.1.3 表面活性剂浓度的影响

图2 不同油水比下油/水/KPS-202的瞬时乳化相行为

图3 不同油水比下形成乳状液的析水率曲线

当油水比为5∶5、矿化度为5 g/L 时，乳状液的析水率随着表面活性剂浓度的变化如图4所示。随着表面活性剂浓度的增加，下相颜色逐渐变深，表明有更多的油相分散到水相中，但形成乳状液的类型并没有改变，只是乳状液的体积分数增加。由图4可见，表面活性剂浓度越高，乳状液越稳定。这是由于当表面活性剂浓度较低时，吸附在界面上的表面活性剂分子少，界面膜的强度差，形成的乳状液不稳定；当表面活性剂浓度增高至一定数值后，界面膜由相对紧密排列的定向吸附表面活性剂分子组成，此时界面膜强度高，乳状液的稳定性提高。

图4 表面活性剂浓度对形成乳状液稳定性的影响

2.2 原位乳化动用微观剩余油

2.2.1 驱油效率

在微观模型中，使用阈值分割法来比较等界面张力、等黏度而乳化能力不同的两种体系的最终驱油效率，结果如表1 所示。二者在微观模型中的水驱采收率基本一致。乳化能力强的KPS-202/聚合物二元体系的最终采收率达到了77.5%，比未发生乳化的AF-16/聚合物二元体系的最终采收率提高11.4%。两种体系驱替后剩余油的分布如图5 所示。发生乳化的KPS-202/聚合物二元体系驱替后，剩余油以零星的孤岛状和簇状分布；而未发生乳化的AF-16/聚合物二元体系驱替后，剩余油呈连片状分布，表明乳化有助于剩余油的分散。

表1 乳化能力不同的二元体系的采收率

图5 两种体系驱替后剩余油的分布形态

2.2.2 剩余油动用过程

在KPS-202/聚合物二元体系驱替过程中膜状、柱状和角隅状剩余油均有明显的减少。当该体系注入后，注入液沿着主流通道前进，吸附在通道壁上的膜状剩余油在注入流体剪切力的作用下，从孔道壁面剥离下来，原位乳化成平均粒径小于孔道直径的小油滴，如图6 所示。石油磺酸盐可聚集在油水界面，增强界面膜的强度，防止液滴聚并，最后被注入流体携带出来。

图6 KPS-202/聚合物二元体系驱替中膜状剩余油的动用过程

由于注入水难以波及而形成的角隅状剩余油处于孔隙死角处。由图7 可见，KPS-202/聚合物二元体系携带的乳状液液滴经盲端后，增加了局部的渗流阻力，使得驱替液进入了角隅，剩余油在超低界面张力的石油磺酸盐溶液作用下，继续变形，并从角隅处剥离，被注入液携带出去。

图7 KPS-202/聚合物二元体系驱替中角隅状剩余油的动用过程

由于毛管力作用被束缚在喉道内的原油被称为柱状剩余油。在图8（a）的右下方有一段柱状剩余油。当KPS-202/聚合物二元体系注入一段时间后，已形成的水包油型乳状液在一定程度上改变了通道润湿性，使得驱替力大于毛管力，柱状剩余油可以在孔道内运移。柱状剩余油在水动力的驱动下，从细小孔道流向大孔道，并且该柱状剩余油在孔道运移的过程中，会增溶更多吸附在芯片内壁的剩余油，将其一起携带出，增强了水相的携油能力，驱替过程如图8（b）数（d）所示。

图8 KPS-202/聚合物二元体系驱替中柱状剩余油的动用过程

3 结论

矿化度、油水比和表面活性剂浓度对油/水/阴离子表面活性剂石油磺酸盐KPS-202形成的乳状液类型和稳定性均有影响。随着矿化度的增加，乳状液由水包油型变为双连续相再变为油包水型。KPS-202 对应的最佳矿化度区间为7.5数15 g/L，此区间内形成明显的双连续相乳状液，对应的油水界面张力最低。石油磺酸盐乳状液在油水比为5∶5数6∶4 时发生了转型，油包水型乳状液的稳定性强于水包油型乳状液。表面活性剂浓度的增加使得中间相乳液的体积分数增大，稳定性变强。

KPS-202/聚合物二元体系原位乳化后可明显驱动膜状、角隅状和柱状的剩余油，比界面张力和黏度相同却不发生乳化的甜菜碱表面活性剂AF-16/聚合物二元体系提高采收率11.4%。