表面活性剂SII与稠油油田C原油相互作用研究

吕鹏 刘义刚 李彦阅

摘      要：为了研究表面活性剂SII在渤海C稠油油田的适应性，利用超低界面张力仪、界面流变仪、体式显微镜、驱替装置等仪器从微观和宏观两种尺度研究了表面活性剂SII与渤海C油田原油的相互作用及提高采收率性能。微观研究结果表明： 随着SII质量浓度的增加，油水界面张力不断下降，界面扩张模量不断增大。当SII从0 增加为2 000 mg·L-1时，油水界面张力从1.53 mN·m-1下降至0.047 mN·m-1。显微镜观察结果显示在模拟水-SII-原油体系中形成了水包油乳状液，油滴以球状或类球状分散于SII溶液中。宏观研究结果表明当SII质量浓度为2 000 mg·L-1、稠油与表面活性剂体积比例为3∶7时，形成的乳状液黏度相对原油黏度降幅高达96.1%。在水驱达到含水98%的填砂模型上注入0.4 PV、2 000 mg·L-1的SII溶液后，提高采收率幅度高达10.33%。研究表明对于渤海C稠油油田，SII乳化驱替是一种可行的提高采收率方法。

关  键  词：表面活性剂;原油;界面张力;界面扩张模量;提高采收率

中图分类号：TE53       文献标识码： A         文章编号： 1671-0460（2020）10-2171-04

Abstract： In order to study the adaptability of surfactant SII in Bohai C heavy oil field， the interaction between surfactant SII solution and the crude oil from C oil field was studied by the measurement of the interfacial tension（IFT）and the interfacial dilational modulus （IDM）， the observing of microscopic dispersion of the oil-SII-water system（OSWS）. The results indicated that the IFT decreased with the concentration increasing of SII. The IFT decreased from 1.53 mN·m-1 to 0.047 mN·m-1 as the concentration of SII changed from 0 to 2 000 mg·L-1. The IDM increased with the concentration increasing of SII; O/W emulsion was formed in the OSWS，the oil was dispersed as spherical or elliptical droplets in SII solution. On the basis of microcosmic study， the viscosity reduction and EOR performance were studied by macroscopic experiment. The results showed that the viscosity reduction rate was up to 96.1% when crude oil- SII solution volume proportion was 3∶7 under the SII concentration of 2 000 mg·L-1. EOR by emulsion flooding reached 13.0% at the slug size of 0.4 PV under the SII concentration of 2 000 mg·L-1. The results of these studies shows that SII emulsion is a promising EOR technology in water?ooded heavy oil reservoirs.

Key words： Surfactant; Crude oil; Interfacial tension; Interfacial dilational modulus; Enhanced oil recovery

在全球常规原油储量中，稠油、超稠油和沥青储量约占70%;在我国探明石油储量中，稠油储量占50%以上。稠油、水黏度较大差异下的不利油水流度比使稠油油藏的水驱采收率明显低于普通油藏。以降低原油黏度、改善油水流度比为目标，国内外研究者从理论和实验两方面研究了提高稠油油藏水驱采收率的不同方法[1-5]。1973年，McAuliffe第一次指出水包油（O/W）乳液驱替可以原位降低稠油黏度，从而提高原油采收率[6-7]。国内外研究者一直致力于水包油乳液的形成、稳定性研究[7-12]。     水-油-表面活性剂体系中的油水界面张力、界面扩张模量是影响乳状液形成、稳定的主要因素。表面活性剂分子在油水界面的质量浓度、排列方式直接影响油水界面张力与界面扩张模量。

本文通过对油水界面张力、界面扩张模量、原油降粘率、提高采收率的测试与实验，研究了一种典型的表面活性剂SII与渤海C油田稠油的相互作用，为下一步现场推广应用提供理论基础。

1  实验材料与设备

1.1  实验用水

实验用水根据目标油田注入水的离子组成通过蒸馏水和无机盐配制而成，其离子组成见表1。

1.2  实验用油

渤海C油田脱水原油用于乳化实验、黏度测试及驱替实验，原油与航空煤油（2∶5）混合后的模拟油用于油-表面活性剂-水体系中油水界面张力与界面扩张模量的测试。

原油物性参数见表2。

1.3  化学试剂

NaOH（≥99.5%）， NaHCO3（≥99.5%）， Na2CO3（≥99.5%）， NaCl （>99.5%）， KCl （>99.5%）， CaCl2（>96%）和 MgCl2·6H2O （>99%），国药集团化学试剂有限公司;表面活性剂SII， 由中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。

1.4  实验设备

TX-500C旋滴界面张力仪，美国Kono集团;Tracker H界面流变仪，法国Teclis公司;LSM-ZS50立体显微镜，日本Insize公司;DV-Ⅱ布氏黏度计，美国Ametek公司;驱替实验装置，江苏海安石油仪器有限公司。

2  实验内容

2.1  界面张力测试

在50 ℃下， 采用旋转液滴界面张力仪TX- 500C测试油水界面张力。

在充满表面活性剂溶液或模拟水的石英测试管中部用微量注射器挤入一滴模拟油，拧紧试管塞后将其放入测试部位。设置旋转转速6 000 r·min-1，待摄像机实时采集溶液中的油滴分布图片并传输至数据处理软件后，直接读取油水界面张力数值。

2.2  界面扩张模量测试

在50 ℃下，采用界面流变仪Tracker H进行界面扩张模量测试。

石英测试管加入一定体积表面活性剂溶液或水，以上升滴模式通过带有U型针头的微型注射器在表面活性剂或水中挤出一滴模拟油。调整设备直至油滴保持垂直。通过精细马达系统使油滴体积在选定的频率和振幅下以正弦模式变化，通过摄像机捕集油滴分布的变化，进而通过图形处理软件进行数字化分析，即可直接读取界面扩张模量的数值。吉布斯界面扩张模量定义如公式（1）所示：

ε = dγ/d lnA 。         （1）

其中：ε—界面扩张模量;

γ—是界面张力;

A—界面面积。

2.3  乳液微观分散状态分析

采用立体显微镜LSM-ZS50观察了乳液的微观分散状态。

分析样品由油和水按3∶7的比例混合而成。在50 ℃水浴中以250 r·min-1的速度搅拌5 min后，用微量注射器将一滴样品滴到玻璃片上。利用显微镜观察样品的分散状态，调整放大倍率、直至捕获清晰的图像。

2.4  黏度测试

在50 ℃下，采用布式黏度计DV-Ⅱ进行表活剂添加前后样品黏度测试。

将油和水按不同比例（7∶3、6∶4、5∶5、      4∶6和3∶7）混合后，将每种油水混合样品平均分为两组，一组作为空白对比实验，向另一组中加入表面活性剂，并使表面活性剂质量浓度为         2 000 mg·L-1。在50℃水浴中以250 r·min-1的速度搅拌5 min后，用布氏黏度计测定不同样品的黏度。

2.5  驱替实验

在50 ℃下，采用砂管填砂模型条件进行驱替实验，以考察表面活性剂溶液的驱油效果。

砂管直径为2.5 cm、长度为20 cm。采用200～300目（0.048～0.075 mm）石英砂进行砂管填充，渗透性設计范围为4 100～4 200 mD。待得到满足设计范围的砂管，进行水测渗透率、原油饱和、老化。按照下列步骤进行驱替实验：首先对重油饱和后的填砂管进行水驱，当含水率达到98%后注入0.4 PV、2 000 mg·L-1的表面活性剂溶液，随后进行后续水驱，直到含水率再次达到98%后停止实验。水驱、表面活性剂驱和后续水驱的注入速度均为0.2 mL·min-1。

驱替流程如图1所示。

3  结果与讨论

3.1  油水界面张力测试结果

模拟油与表面活性剂溶液的界面张力测试结果见图2。

模拟油与模拟水的界面张力为1.53 mN·m-1随着表面活性剂质量浓度的增加，油水界面张力不断降低。当表面活性剂质量浓度达到2 000 mg·L-1时，油水界面张力下降至0.047 mN·m-1。

界面张力的降低将大幅度提高毛管数，而毛管数的提高将大幅度提高残余油的驱替效率。

3.2  油水界面扩张模量测试结果

模拟油和表面活性剂溶液的油水界面扩张模量测试结果如表3所示。

结果表明，界面扩张模量随着表面活性剂质量浓度的增加而增大。表面活性剂溶液与模拟油之间的界面扩张模量大于模拟油与模拟水之间的界面扩张模量。

一方面，表面活性剂本身在油水界面的吸附、排列提高了油水界面膜的强度。表面活性剂与原油界面间会生成一层界面膜，界面膜强度在一定程度上可以表征水滴相互靠近时抵抗形变能力的强弱。当界面膜强度值较大时，表明油水界面抵抗形变能力强，液滴不易聚并，乳状液稳定性较好;反之，表明油水界面抵抗形变能力减弱，油水分离较快，乳状液稳定性降低。

另一方面，表面活性剂非极性基团与稠油中活性组分的相互协同作用也可以提高油水界面膜的强度。随着表面活性剂质量浓度的增加，表面活性剂分子在油水界面的吸附量增大，表面活性剂与稠油中活性组分的协同作用越强，油水界面膜的强度越大，乳状液稳定性越高。

3.3  乳液状态分布結果

稠油和表面活性剂溶液按3∶7比例混合的乳液的微观分散如图3所示。

结果表明，在油-表面活性剂-水体系中形成了水包油（O/W）乳液。稠油油滴以球状或类球状分散于表面活性剂溶液中。

表面活性剂降低油水界面张力和提高油水界面扩张模量是O/W乳液形成和稳定的重要因素。乳状液的形成将影响油水两相的流动状态，改善水驱效果。

3.4  黏度测试结果

按不同比例（7∶3、6∶4、5∶5、4∶6和3∶7）混合后空白对比实验组、填加表面活性剂实验组的黏度测试结果如图4所示。

不同比例下、黏度降低率的结果如图4（a）所示，不同比例下黏度测试值如图4（b）所示。结果表明，乳液黏度随着样品中水的比例的增加而降低。当水相体积最大，即油水比例为3∶7时黏度降低率可达96.1%。

原油黏度的降低将显著改善稠油分散性和流变性。相对于空白试验组的油水流度比，降粘后的原油与驱替水的流动比降低显著。流度比的降低将大幅改善油水两相的相对渗透率，改善水驱稠油时的指进现象，提高驱替效率，提高原油采收率。

3.5  砂管驱替实验结果

填砂模型参数及表面活性剂驱替实验结果如表4所示。

实验结果表明，单独水驱达到含水率98%时，原油采收率只有21.8%。注入0.4 PV、2 000 mg·L-1的表面活性剂溶液后，平均提高采收率幅度高达10.33%。

表面活性剂对稠油的驱油机理可以从以下两部分进行分析。首先，O/W乳状液的形成一方面可以改善多孔介质中的Jamin效应，从而提高渗透阻力和波及体积，另一方面可以通过降低原油的黏度提高了油水流动比。其次，油水界面张力的降低将大幅增加毛管数，毛管数越大，微观驱油效率越高。

综合油-表面活性剂-水的相互作用及驱替实验的结果可以看出，表面活性剂驱可以作为渤海C油田一种潜在的、有效的增产技术。

4  结 论

模拟油与表面活性剂溶液之间的油水界面张力随表面活性剂质量浓度的增加而减小。当表面活性剂质量浓度由0变为2 000 mg·L-1时，油水界面张力由1.53 mN·m-1降低到0.047 mN·m-1，而界面扩张模量随表面活性剂质量浓度的增加而增大。界面张力的降低将大幅度提高毛管数，而毛管数的提高将大幅度提高残余油的驱替效率。

油-表面活性剂SII-水体系中形成了O/W乳液。油滴以球状或类球状分散于表面活性剂溶液中。表面活性剂降低油水界面张力和提高油水界面扩张模量是O/W乳液形成和稳定的重要因素。

当原油与表面活性剂溶液体积比为3∶7、表面活性剂质量浓度为2 000 mg·L-1时，黏度降低率可达96.1%，这将显著改善稠油分散性和流变性，降低注采流度比，提高驱替效率，有利于提高采收率。当表面活性剂驱段塞尺寸为0.4 PV时，提高采收率幅度可达到10.33%。

综合油-表面活性剂-水的相互作用及驱替实验的结果可以看出，表面活性剂驱可以作为渤海C油田一种潜在的、有效的增产技术。

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