一种阴-非离子型乳化剂的性能及驱油效果评价

蒲万芬，李博文，贺 伟，常家靖，刘仁保

(西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500)

在油田注水开发后期，通常考虑实施三次采油。表面活性剂驱油能够提高洗油效率，其乳化作用是提高原油采收率的重要机理。加入乳化剂可使油-水界面张力降低，使相界面处形成定向分散双电层界面膜[1-3]。同时，由于地层剪切、拉伸作用，使注入的原位乳化体系能与原油就地乳化，形成的乳液具有调剖作用，可提高水驱波及系数，控制微观驱油剂流度。目前，核磁共振技术已被用于石油领域。核磁共振仪不仅能对流体氢含量作定性分析，还能评价流体在多孔介质内平均流速及微观分布等。本文依托新疆油田BDW油藏，针对注水开发后期油藏高含水等问题，开展室内实验，为该油藏残余油开发提供合理意见。

1 实 验

1.1 材料与仪器

Brookfield DV-Ⅲ+Pro型旋转黏度计，美国博勒飞；DM2700M型徕卡显微镜，德国莱茵TÜV集团；SDT300009702型旋转滴界面张力仪、DSA100型全自动界面张力仪，德国KRüSS公司；FJ-200-SH型乳化机，广州恒东乳化设备有限公司；LDY40-180型高温高压岩心驱替装置，成都岩心科技有限公司；SPEC-RCI多孔介质核磁渗流实验分析仪，北京斯派克科技发展有限公司。

1.2 乳化体系及乳状液制备

采用模拟水，按0.05%(质量分数，下同)自制表面活性剂D、0.2%自制表面活性剂L3、0.05%油酸钠、0.1%单甘脂配制乳化体系，备用。利用乳化机，在温度29.5 ℃，转速500 r/min下剪切0.5 h得到各含水率乳液。

1.3 乳化剂性能评价方法

利用徕卡显微镜观察乳液微观结构并统计粒径。采用旋转滴界面张力仪测定原油-乳化体系及乳液-模拟水IFT。利用全自动界面张力仪测定乳液界面扩张模量后将其置于29.5 ℃的烘箱内并记录阶段析水量。

1.4 驱油效果评价试验

1)将岩心饱和油后接入驱替装置；2)对岩心采用锰水驱至含水98%，记录产液量；3)向岩心注入浓度为4 000 mg/L的原位乳化体系，随后采用锰水驱至100%；4)对饱和油及每次驱替完成后的岩心进行核磁共振仪扫描。

2 结果与讨论

2.1 乳液黏度测定

乳液黏度及增溶结果见表1。

由表1可见，含水率60%的乳液黏度最高，为936.48 mPa·s。含水率30%～60%乳液的黏度逐渐增大；含水率60%的乳液增溶率最高；当含水率大于60%，乳液黏度减小，增溶率降低。

表1 乳液黏度测定及增溶结果

2.2 微观结构分析

原油乳状液粒度特征是其主要标志之一。观察乳液粒度特征既能从微观上确定原油乳状液分散相的组成，又能从宏观上描述其絮凝和聚结等过程[4-6]。各含水率乳液微观结构及粒径分布曲线见图1、图2。

由图1和图2可见，含水率60%乳液的分子丰度最大，平均粒径较小，为1.961 μm，曲线呈左歪度。观察到含水率80%的乳液平均粒径最小，为1.192 μm，但微观下乳液分子丰度明显最小，宏观上基本不乳化，故淘汰此试样。

同时，微观结构中，液滴内相衬度明显低于外相，且将乳液滴定于蒸馏水中不发生分散，故判断为W/O型乳液[7]。优选目标乳化剂时，可参考乳化剂在构成乳液的两相液体中的溶解度。

2.3 动态界面张力(IFT)测定

乳液热力学性质不稳定，降低其界面张力是实现稳定的途径之一。测得原油-模拟水界面张力为32.29 mN/m，各乳液-模拟水界面张力见表2。

由表2可见，含水率60%的乳液与模拟水间界面张力最小，为13.72 mN/m。低IFT有利于乳液稳定，能够使乳液体系内能减小，故含水率60%的乳液稳定性较好。但IFT并非影响乳液稳定的决定性因素，降低的同时也会减弱构成乳液体系的两液间界面膜强度。影响乳液稳定的主要因素是乳液界面膜强度及表面活性剂作用[8-12]。故对乳液稳定性的准确判断，还需借助老化实验。

图2 不同含水率乳液的粒径分布

表3 乳液-模拟水IFT

2.4 乳液界面黏弹性

对不同含水率乳液的黏弹行为进行测试，结果见图3。由图3可见，对乳液施加一定应变，杨氏模量和黏性模量均随频率的增加而拟线性增加，杨氏模量增幅更大。低频振荡下，乳液受到外部剪切作用发生变形和取向变化，分子间作用增强，使乳液在宏观上更突出地表现弹性特征。频率不同引起模量的变化是因为乳液体系中液膜的变形伴随液滴流动，不同频率下两者共同作用引起的能量耗散不同[13]。当界面膜受干扰时，通过各种弛豫过程来对抗干扰，使其回复到平衡状态，因此振荡频率是影响界面扩张性质的重要因素之一。

图3 不同含水率乳液黏弹行为

2.5 乳液老化实验

将乳液试样置于油藏温度下10 d，记录阶段析水量并计算析水率，结果见图4。

图4 不同含水率乳液的析水率曲线

由图4可见，含水率60%的乳液析水最少(1.5 mL)，析水率最低(8.3%)，稳定性较好；70%最差。乳液老化并非简单的析水、聚并和破乳的过程，还伴随水、油分子热运动[14]。表面活性剂类型、油水体积比、乳液黏度等因素都会对乳液稳定性产生影响。

2.6 物理模拟实验

利用核磁共振技术研究驱油过程岩心内油水分布的变化，采用锰水和原位乳化体系进行模拟驱替，得到驱替压力及累计采收率随注入体积的变化情况，见图5。

图5 驱替压力、累计采收率与注入体积的关系

前期水驱压力和含水上升较快，但采收率低。当注液超过0.4 PV，压力降低，含水近90%，证明水驱前缘已突破介质，岩心中为残余油。

原位乳化体系驱阶段，乳化体系与原油形成W/O乳液后，驱替压力上升较快，含水先下降后上升且幅度较小。是因为乳滴产生叠加的贾敏效应，封堵了大孔道，使后进入的驱油剂被迫进入小孔道，提高了微观波及系数。因此，含水率在短时间内有所下降，但随着体系驱进行，又缓慢上升。

后续水驱压力突降，采收率明显上升。可能是岩心渗透率较高，内部孔径较乳滴偏大，乳液封堵不完全致岩心中的乳液段塞被突破，使压力下降。因此，后续水驱能明显提高采收率的原因可能是表面活性剂作用。

在模拟驱替过程中，通过核磁共振扫描确定岩心内油水分布的变化情况。根据原油中氢元素在岩心内信号强度和T2横向弛豫时间谱相关关系进行傅里叶反衍，可得岩心孔隙半径(r)[15]。岩心孔径与T2弛豫时间成正比，从而可根据T2谱图峰值范围的变化情况判断出岩心“大、中、小”孔隙内原油动用情况。不同物理驱替阶段的T2谱见图6。

图6 不同物理驱替阶段的T2谱

由图6可知，岩心孔径与T2弛豫时间成正比。定义T2弛豫时间小于1 ms的为“小孔隙”，大于100 ms的为“大孔隙”。可得，在饱和油状态下，T2在1～100 ms和100 ms以上的信号幅度远高于在1 ms以下的值，说明原油在大、中孔隙的量远高于在小孔隙中的；水驱后，T2在1～100 ms和100 ms以上的信号幅度显著降低，而在1 ms以下的信号幅度变化较小，说明水驱过程使原油主要从大、中孔隙被产出，而小孔隙中原油仅有少量动用；在体系驱和后续水驱后，T2在1～100 ms和100 ms以上的信号幅度进一步降低，而在1 ms以下的信号幅度也发生较明显的降低，说明不仅大孔隙和中孔隙中残余油被驱出，小孔隙中残余油也被较大程度动用。可见，即使在非均质条件下，原位乳化体系仍可通过流度控制作用提高微观尺度下的波及体积，有效动用小孔隙内残余油。

3 结 论

a.含水60%的乳液黏度及增溶率最高且完全乳化，平均粒径1.961 μm，粒径曲线左歪度明显，乳液-模拟水IFT最低，相同条件下析水最少且析水率最低。因此，综合来看：界面张力较低，黏度较大，平均粒径越小，析水率越低，乳液越稳定。

b.振荡频率范围内，乳液扩张模量随振荡频率增加而拟线性增加，乳液突出表现弹性特征。因此，乳液界面膜稳定，在使用应变对其周期性干扰时，乳液弛豫过程弹性可恢复。

c.T2谱图反映出体系驱及后续水驱完成后，岩心“大、中、小”孔隙内原油均有较大动用，说明DLYD-8乳化体系可通过流度控制作用扩大微观水驱波及体积，具有显著的乳化调剖驱油效果。实验没有对多个不同物性岩心进行物理模拟；对后续水驱压力突降，但采收率却仍提升的增产机理尚不明确。