乳化和界面张力特征对二元驱体系驱油效果的影响*

王 雨，吴永花，王华鹏，张珍珠，张玉敏

（1.新疆砾岩油藏实验室，新疆克拉玛依834000；2.新疆油田实验检测研究院，新疆克拉玛依834000）

无碱表面活性剂/聚合物二元复合驱（以下简称二元驱）技术是在解决碱/表面活性剂/聚合物三元驱（以下简称三元驱）对地层伤害大、产出液难处理等弊端的基础上发展起来的，是高含水油田有效开发的重要接替技术。矿场试验中发现，无论三元驱还是二元驱，在地层中均存在着不同程度的乳化现象［1-2］。目前普遍认为，油水界面张力越低的体系，越有利于降低毛管阻力，驱油效果也越好［3-5］；乳化能力强的体系，能够起到扩大波及体积的作用，对提高采收率有积极作用［6-9］。然而，关于二元驱中乳化液的形成和作用机制，目前还存在着争议［10-12］，如何筛选性能优异的驱油体系也没有统一的标准［13］。由于无碱二元驱矿场试验开展的相对较少，对二元驱中乳化与界面张力对采收率交织作用的研究报道甚少，加之二元驱技术还需从理论和实践上不断完善，笔者筛选了有典型乳化特性和界面张力特征的驱油体系，研究了不同驱油体系驱油结果存在差异的内在原因，为二元驱筛选性能优良的驱油体系配方提供指导。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

环烷基石油磺酸盐KPS，有效物含量40%，工业品，新疆克拉玛依金塔公司；石蜡基石油磺酸盐SP：有效物含量＞50%，中国石油勘探开发研究院；渣油石油磺酸盐HPS：有效物含量大于45%，大庆华子龙公司提供；磺基甜菜碱ZS，有效物含量＞50%，郑州核力科技公司；双子洗油剂YC：工业品，分子结构式见图1，陕西海安公司；乳化剂司盘60、吐温60，化学纯，上海化学试剂厂；部分水解聚丙烯酰胺HPAM，相对分子质量2.5×107，固含量92.3%，水解度23.5%，北京恒聚化工集团有限公司。实验用原油：试验区井口脱水原油，含饱和烃67.2%、芳烃13.5%、胶质12.8%、沥青质5.2%，黏度13.0 mPa·s（40℃），酸值0.03 mg KOH/g油。配液用水：矿化度2708 mg/L，离子质量浓度（单位mg/L）：19.30，Na++K+1023.27，pH 为 7.80；地层水：矿化度7566 mg/L，离子质量浓度（单位 mg/L）：39.07，Na++K+2918.66，pH为7.37。人造砂岩方形岩心：长度30 cm、横截面20 cm2，东北石油大学提供。

图1 双子驱油剂YC的分子结构

TX500C型界面张力仪，美国盛维公司；驱油装置，江苏海安石油仪器设备公司。

1.2 实验方法

1.2.1 驱油体系乳化指数和瞬时分水速率测定

参照文献［14］，将驱油体系和原油按油水体积比1∶1混合，预热10 min后上下振摇100次，然后置于40℃的恒温水浴中，记录不同时刻油层厚度和分水体积，然后对分水体积-分水时间曲线求导，得到瞬时分水速率。当6 h后油水体系基本达到平衡状态，由初始油相体积与6 h 后的油相体积之差与初始油相体积之比计算乳化指数。

1.2.2 室内岩心驱油实验

具体实验步骤如下：将人造岩心模型抽真空，饱和地层水；饱和油；水驱至指定含水率；注入驱油剂体系；后续水驱到含水率98%。注入驱油体系前进行机械剪切，使其黏度与原油的黏度（40℃、地面条件下为13 mPa·s）相当。实验温度为40℃，注入速度为0.5 mL/min，主段塞注入量设计为0.5 PV，压力记录间隔为30 min，渗流速度和毛管数计算参照文献［15-16］。

2 结果与讨论

2.1 驱油体系的乳化能力

将 10 mL 的驱油体系（a：0.3% KPS + 0.1%HPAM；b：0.5%司盘/0.5%吐温+0.1% HPAM；c：0.3% ZS + 0.1% HPAM；d：0.3%YC；e：0.3% HPS +0.1%HPAM；f：0.3%SP+0.1%HPAM；g：0.3%ZS+0.1%HPAM+0.4%Na2CO3）分别与 10 mL 的原油混合乳化后，分水体积随分水时间变化见图2（a），对分水体积-分水时间曲线求导得到瞬时分水速率，具体见图2（b），不同驱油体系的乳化指数见表1。

图2 不同驱油体系的分水实验结果

表1 不同驱油体系的乳液稳定性

根据表1和图2，7种驱油体系可分为五类乳化特性：不乳化、乳化反转、前程乳化、后程乳化、全程乳化。三种石油磺酸盐体系，由于生产石油磺酸盐的原料来源和添加的助剂不同，其乳化特性也不同。体系a（0.3% KPS + 0.1% HPAM）为前程乳化型，在油水混合前期乳化强度较高而后期的乳化强度降低。体系e（0.3%HPS + 0.1%HPAM）为乳化反转型，瞬时分水速率曲线出现最大值；体系f（0.3%SP+0.1%HPAM）为不乳化型，瞬时分水速率曲线为一条平直线。SP是由石蜡基原料油合成而得，HPS是由渣油磺化而来，其中添加了烷醇酰胺类助剂，而KPS是由本地原料油合成，取之于油用之于油，其疏水链长度和试验区原油碳链长度最为匹配，因此其乳化能力要明显好于另外两种石油磺酸盐。

体系d（0.3%YC）最有特点，在30 min 前，水相快速析出；在30 min后，水相体积保持不变。体系d的乳化指数为0.38，显示了其后程乳化的特点，这与双子表面活性剂YC分子内含有环状结构及结构对称有关。在合适的油水比下，其增溶乳化能力比常规的表面活性剂分子能力更强。

体系b（0.5%司盘/0.5%吐温+0.1% HPAM）、c（0.3% ZS + 0.1% HPAM）和 g（0.3%ZS + 0.1%HPAM+0.4%Na2CO3）为全程乳化型，乳化作用体现在整个过程。以乳化剂构成的体系b，其乳化能力在预料之中。体系c和g体现了碱对甜菜碱体系乳化的影响：加入弱碱Na2CO3后，驱油体系的乳化指数从0.35 降到0.28，原因在于两性甜菜碱存在最佳的pH 值范围，弱碱Na2CO3的加入会导致分子内盐的构型不同，最终表现为不同的乳化能力。

2.2 驱油体系的界面活性

7 种驱油体系与原油间的界面张力见图3。体系a（0.3%KPS+0.1%HPAM）与原油间的初始界面张力较高，后快速下降至接近超低，属于“L”型；体系b（0.5%司盘/0.5%吐温+0.1%HPAM）与原油间的初始界面张力和平衡界面张力均较高，属于“—”型；体系c（0.3%ZS+0.1%HPAM）与原油间的初始界面张力较低、平衡界面张力也低，属于“浅碟”型；体系d（0.3%YC）与原油间的界面张力，瞬间达到超低然后又快速反弹并保持在一较高平台值，属于“G”型；体系e（0.3%HPS+0.1%HPAM）与原油间的初始界面张力较高，随后快速下降而后又逐渐升高，属于“V”型；体系f（0.3%SP+0.1%HPAM）与原油间的初始界面张力较高，而后缓慢下降，属于“＼”型；体系 g（0.3%ZS + 0.1%HPAM +0.4%Na2CO3）与原油间的初始界面张力较低，随后快速下降至超低然后又逐渐升高，属于“深碗”型。

图3 不同驱油体系与原油间的界面张力随测试时间的变化

通常认为，驱油体系与原油间的界面张力越低越容易形成乳状液，但将上述研究的7 种驱油体系的乳化特性和油水动态界面张力关联后发现，驱油剂的乳化特性与油水动态界面张力没有一致性。驱油体系的乳化能力大小主要与界面膜强度有关，界面张力越低的体系对应着表面活性剂分子在界面富集的程度较高，但不能和界面膜强度相对应。

2.3 驱油实验结果分析

2.3.1 驱油效果与界面张力和乳化的关联

分别采用上述7种驱油体系和一个聚合物对比体系h（0.09% HPAM）进行驱油实验，体系d（0.3%YC）和体系e（0.3%HPS+0.1%HPAM）采用聚合物前置段塞（0.1 PV，0.1% HPAM）、表面活性剂段塞（0.5 PV）和聚合物后置段塞（0.1 PV，0.1% HPAM）的方式，其他6类体系则采用单段塞方式注入，注入量0.5 PV。驱油实验结果见表2。由表2可以看出，乳化程度高的体系，其总采收率一般比较高，驱油效果与初始界面张力和平衡界面张力之间也没有规律可循，因此不难理解关于界面张力对驱油效果影响问题存在着不同的观点［5，6］。一般认为，毛细管数越大，提高采收率幅度越大。但从实验结果来看，毛细管数较低的体系b（0.5%司盘/0.5%吐温+0.1%HPAM），其采收率幅度并不低，说明对于与原油间具有高界面张力的驱油体系，按传统方法计算的毛管数不能真实反映其渗流特征，需要从乳化特性和流度控制等方面进一步去研究完善。

表2 不同特征驱油体系的驱油结果

2.3.2 全程乳化对二次水驱采收率的影响

全程乳化、高界面张力型的体系b（0.5%司盘/0.5%吐温+0.1%HPAM）与原油间的界面张力高达3 mN/m，由于高乳化特性，注剂后二次水驱还能提高采收率3.87%，采收率提高总值为12.04%。全程乳化、低界面张力型的体系c（0.3%ZS+0.1%HPAM）、g（0.3%ZS+0.1%HPAM+0.4%Na2CO3）的驱油效果同样较高。为提高甜菜碱体系c 的乳化效果，将注入速度加倍（1.0 mL/min），故其注剂采收率为9.05%，二次水驱后采收率又提高了4.25%，揭示了驱油体系全程乳化能力对采收率的巨大贡献。由于碱的存在降低了体系g 的乳化能力，故二次水驱后其提高采收率幅度仅有2.22%。作为对比，注入不乳化、超低界面张力型的体系f（0.3% SP+ 0.1%HPAM）后二次水驱采收率仅提高了0.36%。

2.3.3 后程乳化对二次水驱采收率的影响

为考察流度控制的作用，对后程乳化型体系d（0.3%YC）和乳化反转型体系e（0.3%HPS + 0.1%HPAM），先注0.1 PV 的聚合物前置段塞（0.1%HPAM），再注0.5 PV 的表面活性剂段塞，最后注入0.1 PV 的聚合物保护段塞（0.1%HPAM），聚合物段塞的黏度和原油黏度相同。驱替过程中采收率、含水率和注入压力随注入体积变化情况见图4。虽然两个体系的界面张力差别较大，但两个实验的总采收率提高幅度都很小（4.30%和3.76%）。这表明单一的表面活性剂段塞流度控制力很差，驱油体系沿着阻力最小的主流线突破，这种情况下也不可能与原油充分接触而乳化，因此系统压力快速降低；二次水驱时，由于乳化作用使压降速率减缓，体系d的后程乳化使压降减缓更明显，但已错过增油的高峰期。这充分说明在二元驱中流度控制的重要性，从某种程度上说，为达到一定的采收率，采用流度控制的方法比降低界面张力来得更直接些。

图4 体系d、e三段塞驱油过程的采收率、含水率和注入压力随注入体积的变化

2.3.4 前程乳化和流度控制对动态驱油效果的影响

前程乳化体系a（0.3%KPS+0.1%HPAM）和不乳化体系h（0.09%HPAM）与原油间的界面张力分别为8×10-3mN/m 和10 mN/m，前者的乳化能力远大于后者。驱油实验中，这两种驱油体系注入体积均为0.5 PV，无前置聚合物段塞和后续聚合物保护段塞，驱油过程中的采收率、含水率和注入压力随注入体积的变化见图5。从图5看出，注二元驱体系的初始阶段，在降低界面张力和前程乳化的共同作用下，压力快速上升，但由于缺少聚合物保护段塞，因此在注主段塞的中间时段，压力出现峰值，说明此时驱油体系已经开始突破，形成高渗主流线。在高渗通道内含油太少，二元复合驱体系的乳化作用得不到体现，乳化对压力的贡献不明显。在聚合物驱过程中，虽然界面张力较高，乳化能力较弱，但段塞均匀推进，流度控制较好，压力持续增加直至二次水驱开始。

图5 二元驱（体系a）和聚合物驱（体系h）的驱油过程中采收率、含水率和注入压力随注入体积的变化

流度控制影响剩余油分布，孔吼处的油滴要么未被有效启动，要么启动运移后在岩心某处再次滞留，形成新的油斑。将二元驱体系和聚合物驱油体系驱替后的岩心纵切和横切，观察剩余油的分布情况。二元驱由于表面活性剂的清洗作用，使得岩心剖面局部呈“白斑”状，接近岩心出口端可看到明显的指进现象，而在距岩心入口2/3段，可观察到颜色较深的油斑，推测为驱油体系将油滴运移至此后又滞留所致。由于聚合物驱合理的流度控制，剩余油分布比较均匀，未观察到明显的指进和“白斑”现象。二元驱驱油过程出现上述现象，归因于表面活性剂通过降低界面张力和乳化作用启动油滴，表面活性剂波及到的地方清洗较干净，形成“白斑”。由于体系a 是前程乳化体系，随着驱油体系在岩心中推进，其乳化能力降低，有可能使启动的油滴再次滞留。此外，一旦岩心中存在高渗通道时，驱油体系将沿着高渗通道快速突破，此时压力快速回落，界面张力和乳化作用不足以抵消整个体系的流度失控，造成采收率升幅不大。

3 结论

七种不同乳状液体系的乳化强度和界面张力之间没有直接的相关性，二元驱油体系的驱油效率是多因素综合作用的结果。不同乳化特性和界面张力特征的驱油体系，其驱油效果与体系特征有内在的关联：界面张力低、全程乳化强度高的甜菜碱驱油体系能显著提高水驱后的采收率；初始张力低、后程乳化强的双子驱油剂体系，缺少保护段塞的黏度保护，乳化作用不能体现。建议在二元驱中要重视驱油体系的乳化作用和整体流度控制，增加聚合物保护段塞，并筛选超低界面张力、全程乳化的驱油体系，将界面张力、乳化性和段塞合理配置，突破传统的超低界面张力限值的单一筛选指标。