乳化程度对复合体系提高采收率的影响

苏 禹，李 根，陈宇豪，张垒垒，张 伟，王克亮

（1. 东北石油大学 提高采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2. 中国石化 石油工程技术研究院德州大陆架石油工程技术有限公司，山东 德州 253034）

在化学驱发展进程中表面活性剂扮演了十分重要的角色，被广泛应用于各种新型驱油体系中。表面活性剂最显著的特点是能够降低油-水间的界面张力，使原油易从岩石表面剥离下来，并在油滴表面吸附形成稳定的乳状液［1-4］。有研究结果表明，乳状液驱油可以在水驱基础上继续提高采收率［5-9］。

体系降低油-水间界面张力的能力与乳化能力是密切相关的，均会对体系驱油效果产生影响。近年来，有研究结果表明，乳化效果对于提高采收率的贡献比降低界面张力效果更大［10-13］，因此乳化作用才是提高石油采收率的关键，但乳化程度对驱油体系提高采收率的影响有待深入研究。

本工作对一元体系、二元体系、三元体系的降低界面张力能力、与模拟油生成的乳状液粒径大小、乳状液稳定性进行评价，考察了驱油剂乳化程度对采收率的影响。

1 实验部分

1.1 主要原料及仪器

石油磺酸盐（有效含量40%（w））、部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）（相对分子质量12×106～16×106，固含量90.6%（w））：中国石油大庆炼化公司；Na2CO3：分析纯，天津市凯通化学试剂有限公司；实验用水：中国石油大庆油田B采油厂联合站外输污水，矿化度为5 592.5 mg/L。

IKA T25型数显搅拌器：德国IKA公司；500型旋转滴界面张力仪：美国Texas公司；Brookfield DV-Ⅱ型黏度计：美国Brookfield公司；HD-Ⅲ型多功能驱油装置：海安石油科技有限公司；Olympus IX73型扫描电子显微镜：日本奥林巴斯公司；Turbiscan LAB型稳定性分析仪：法国FORMULACTION公司。

1.2 模拟油的配制

实验用模拟油为大庆油田B采油厂联合站原油与煤油按体积比5∶1混合而成，模拟油在45 ℃下黏度为10 mPa·s，使用模拟油是为了使其黏度与地层条件一致，虽然油相组分改变会在一定程度上影响乳化能力及降低油水界面张力的能力，但此部分带来的影响远小于在水相中加入表面活性剂和碱所产生的影响，同时各实验均使用相同的模拟油，故煤油对实验结果造成的影响可以忽略。

1.3 界面张力的测定

采用旋转滴法测定界面张力。设置实验温度为45 ℃，转速为5 000 r/min。测试开始2 h后达到平衡，界面张力不再发生变化，记录此时界面张力。

1.4 乳化能力的评价

制备乳状液：将50 mL体积比为1∶1的水与模拟油加入到烧杯中，在45 ℃水浴中预热10 min，于4 000 r/min转速下搅拌5 min，制得乳状液。

测定乳状液粒径大小：取1滴乳状液于载玻片上，通过电子显微镜观察乳状液类型，记录乳状液液滴分布的均匀程度，测量乳状液液滴的平均粒径。

乳状液稳定性：取乳状液于样品瓶中，使用稳定性分析仪进行分析，输出背散射光强度曲线和稳定性动力学指数（TSI）。

1.5 岩心驱油实验

实验准备阶段：将岩心（4.5 cm×4.5 cm×30 cm）放置于岩心夹持器中，使用真空泵抽出岩心内空气，抽真空4 h后向岩心内注入地层水至饱和状态并测量岩心的孔隙体积，然后将岩心夹持器置于恒温箱中45 ℃下加热15 h，再将岩心夹持器连接至驱替实验装置。开启ISCO泵向岩心内注入饱和模拟油至岩心夹持器出口不见水，压力稳定时注入饱和油完毕，最后将实验装置在45 ℃下静置20 h。

实验阶段：开启ISCO泵，以0.35 mL/min的注入速率进行水驱油，出口含水率达到98%（φ）时关闭进水阀门，打开进化学剂阀门，计算水驱采收率，此时水驱结束，化学驱开始；注入一定量的化学剂后关闭化学剂阀门，打开进水阀门，进行后续水驱，至出口含水率达98%（φ）时关闭所有阀门，关闭ISCO泵，计算化学驱采收率，实验结束。

实验方案与注入段塞设计：1）方案1是一元体系，组成为HPAM溶液，黏度为40 mPa·s，段塞大小为0.5 PV；2）二元体系可通过改变表面活性剂含量改变体系的乳化能力，故设计表面活性剂含量不同的两个方案：方案2a为二元体系L1，组成为HPAM溶液和0.15%（w）石油磺酸盐溶液；方案2b为二元体系L2，组成为HPAM溶液和0.30%（w）石油磺酸盐溶液，方案2注入段塞设计均为注入0.3 PV二元体系后继续注入0.2 PV聚合物HPAM（保护段塞）；3）三元体系可通过改变表面活性剂含量或改变碱含量来改变体系的乳化能力，故分别设计表面活性剂含量和碱含量不同的三个方案：方案3a为三元体系N1，组成为HPAM溶液、0.15%（w）石油磺酸盐溶液和1.20%（w）碳酸钠溶液；方案3b为三元体系N2，组成为HPAM溶液、0.30%（w）石油磺酸盐溶液和1.20%（w）碳酸钠溶液；方案3c为三元体系N3，组成为HPAM溶液、0.30%（w）石油磺酸盐溶液和0.60%（w）碳酸钠溶液，方案3注入段塞设计均为注入0.3 PV三元体系后继续注入0.2 PV聚合物HPAM。上述方案均通过调节聚合物溶液的含量使体系黏度为40 mPa·s（温度45 ℃，剪切速率6.0 r/min）。

2 结果与讨论

2.1 界面张力

各方案的界面张力见表1。由表1可知，一元体系不具备界面活性，即没有降低体系与模拟油间界面张力的能力；三元体系与模拟油间的界面张力达到了10-3数量级，即达到超低界面张力标准。改变表面活性剂和碱含量均可以改变体系降低界面张力的能力；二元体系的界面张力分别为4.6×10-2mN/m和9.5×10-3mN/m，均达到超低界面张力，但都高于三元体系，说明在体系组分不变的情况下，只增加表面活性剂含量能在一定程度上有效降低油-体系间界面张力。

表1 各方案界面张力Table1 Interfacial tension of each scheme

2.2 不同体系乳状液的平均粒径

驱油体系与原油间的界面张力是影响乳化程度的重要因素，分别取上述方案体系与模拟油配制的乳状液滴放置于显微镜下观察粒径分布情况，结果如图1所示，乳状液的粒径尺寸见表2。

图1 乳状液的SEM照片Fig.1 SEM images of emulsions with oil displacement systems.(a) L1；(b) L2；(c) N1；(d) N2；(e) N3

表2 乳状液的粒径尺寸Table 2 Particle size of emulsions with oil displacement systems

由表2可知，一元体系不具备界面活性，不形成乳状液；二元和三元体系均形成水包油（O/W）型乳状液，且各体系乳状液的粒径有一定的差异。乳状液液滴平均粒径与体系-模拟油间的界面张力有关［14］。体系中加入表面活性剂后，表面活性剂分子会自发吸附在油-体系界面上，降低了油-体系间的界面张力，从而降低了界面能，体系逐渐趋于热力学稳定状态，同时表面活性剂分子会在油滴表面形成一层具有一定强度的界面膜，使油滴结构更加稳定，减缓了油滴间的互相吸引和聚并，模拟油以小油滴的形式暂时存在，在显微镜下观察到的乳状液形貌如图1a所示。随着表面活性剂含量的增加，界面张力进一步降低，油滴的热力学状态进一步稳定，表面活性剂分子对油滴的“保护”作用增强。若继续增加表面活性剂含量，则连续相中多出的表面活性剂分子会互相缠绕，形成具有一定空间结构的胶束，胶束均匀存在于连续相中，在空间上阻隔了油滴间的互相吸引，此时在显微镜下观察，乳状液液滴的平均粒径会变小，如图1b所示。对于三元体系，碱的加入会与原油中的酸性成分反应生成活性物质，与原有的表面活性剂发生协同效应，使油-体系间的界面张力大幅下降，油滴受到的“保护”大幅增加，在显微镜下表现为油滴粒径更小，如图1c～e所示。

2.3 不同体系乳状液稳定性

对各体系2 h内乳状液的失稳过程进行进一步研究，图2为各体系与模拟油配制的乳状液体系背散射光强度的变化曲线。在乳状液的失稳过程中，位于试样容器下部的乳状液液滴上浮，在上浮过程中与其他液滴发生聚集、聚并变成大液滴，大液滴继续上浮最终并入上部的油相，逐渐实现油水分层［15］。对于二元体系，开始时整个试样容器中全部为乳状液，透光性差，背散射光强度大，随着失稳过程的进行，试样下部的背散射光强度大幅下降，透光性变好，说明此处的乳状液含水率增大，乳状液液滴开始上浮，下部逐渐向水相转变。2 h后曲线分为明显的两部分，其中，0～20 mm高度范围内的试样基本变为水相，20～21 mm高度范围内的试样是未完全破乳的乳状液，21 mm高度以上的试样基本变为油相，如图2a～b所示。对于三元体系，2 h内背散射光强度变化较为均匀，且幅度较小，2 h时各部分无明显背散射光强度差异，不同相之间均匀过渡，说明乳状液未明显破乳，稳定性较强，如图2c～e所示。因此，二元体系乳状液的稳定性要弱于三元体系乳状液。

图2 不同体系乳状液背散射光强度变化曲线Fig.2 Variation of backscattered light intensity in different emulsions.(a) L1；(b) L2；(c) N1；(d) N2；(e) N3

TSI值可以定量表征乳状液稳定性的优劣［16］，TSI值越大说明每次扫描时背散射光强度平均值的波动越大，体系越不稳定。乳状液的TSI值与时间的关系曲线如图3所示。测量时间为2 h，测试温度为45 ℃。从图3可知，测试初期有三种体系的TSI值相当，三条TSI曲线基本重合，650 s后无碱二元L1和L2体系的TSI值开始升高，2 h后无碱二元L1体系TSI值为12.60，无碱二元L2体系TSI值为10.79，仅相差1.81，说明在体系组分不变的情况下，只增加表面活性剂含量对乳状液稳定性贡献不大。三元体系N2在650 s后TSI值基本保持不变，最终TSI值为2.83，三元体系N1和N3的TSI值均大于N2体系，分别为7.44和6.05，这说明三元体系N2乳状液最稳定，N1和N3次之，且均强于二元体系，同时说明降低表面活性剂含量和碱含量均会不同程度地减弱乳状液的稳定性。

图3 各体系乳状液TSI值与时间的关系曲线Fig.3 Variation of turbiscan stability index(TSI) value of different emulsions with time.

2.4 岩心驱油实验

对驱油体系进行贝雷岩心驱油实验，研究乳化程度对采收率的影响，岩心基础数据及实验结果见表3。

实验过程中保持体系黏度、注入速率、段塞大小、温度等注入参数一致，排除乳化程度外的其他因素对实验结果的影响。由表3可知，一元体系化学驱采收率为7.68%，出口未见乳化。化学驱提高采收率的原因主要是聚合物溶液通过增加驱替相黏度扩大波及体积。二元体系L1化学驱采收率为17.25%，较一元体系增加9.57百分点，该体系中表面活性剂含量为0.15%（w），出口见到轻微乳化；二元体系L2化学驱采收率为20.50%，表面活性剂含量为0.30%（w），出口见轻微乳化。L2体系较L1体系增加了0.15%（w）表面活性剂，化学驱采收率小幅增加，增幅为3.25百分点。在三元体系中，N2体系乳化程度最大，化学驱采收率最高，为31.08%，N1和N3体系乳化程度次之，同时化学驱采收率也有所降低，分别为27.73%和29.31%。这说明无论是通过增加表面活性剂含量的方式还是通过增加碱含量的方式加深乳化程度，均会增强体系提高采收率的能力。

表3 各方案驱油效果Table 3 Results of oil flooding experiment

体系中加入的碱可以与地层水中的Ca2+和Mg2+反应或与黏土颗粒进行离子交换，减小了聚合物和表面活性剂在地层中的损耗；同时碱与原油中的油酸反应生成具有表面活性的“石油酸皂”，与原有的表面活性剂发生协同效应［4］，多种机理的作用大幅度增强了驱油体系降低油水界面张力和乳化的能力，表现为出口见到严重乳化，达到了大幅提高采收率的效果。因此，体系的乳化能力会对驱油体系的提高采收率效果产生影响，乳化能力越强，乳状液稳定性越强，体系的采收率越高。

3 结论

1）油-体系间界面张力越低，体系与原油生成的乳状液液滴热力学稳定性越好，液滴平均粒径越小，分布越均匀；三元体系乳状液平均粒径较小，二元体系乳状液平均粒径较大，一元体系HPAM溶液没有界面活性，不产生乳状液。

2）二元体系乳状液失稳速率较快，乳状液稳定性较差；三元体系中碱与油酸生成的活性物质与表面活性剂发生协同效应，大幅度增加了乳状液的稳定性。

3）一元体系化学驱采收率最低，为7.68%，采出液未见乳化；二元体系L1和L2化学驱采收率稍高，分别为17.25%和20.50%，采出液轻微乳化；三元体系N1，N2，N3化学驱采收率更高，分别为27.73%，31.08%，29.31%，采出液严重乳化；因此无论通过何种方式加深乳化程度，乳化程度越深，乳状液越稳定，化学驱采收率越高。