中低渗高温油藏乳状液驱油体系的研究

2013年3月严兰等．中低渗高温油藏乳状液驱油体系的研究
中低渗高温油藏乳状液驱油体系的研究
严兰
(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，东营257015)
[摘要]用H LB值及界面张力法筛选出驱油用乳状液所需的C H系列表面活性剂，并对其配制的乳状液体系进行了性能评价。

结果表明，在110℃下，表面活性剂C H8／N X9模拟原油／纯5注入水配制的乳状液转相点含水率为55％，体系抗剪切稀释能力强；含水率为40％～80％时，乳状液体系随着时间变化呈“乳化一破乳一再乳化”动态平衡；物理模拟实验证明，乳状液驱对采收率的贡献大于活性水驱。

[关键词]乳状液高温油藏中低渗转相点采收率
胜利油田自开展聚合物驱及聚合物／表面活性剂二元复合驱矿场试验以来，取得了显著的降水增油效果；但随着化学驱规模扩大，适合三次采油的油藏资源越来越少。

据资料显示，胜利油田中低渗高温油藏资源丰富，储量巨大。

地层温度95～120℃，渗透率(50～100)X10一汕m2，油藏单元地质储量2．3X108t，占全油田储量的14．6％，且采出程度低，基本尚未动用。

对中低渗高温油藏来说，采用常规聚合物作为扩大波及的手段存在注入困难、黏度保留率低等问题，而适用于高温高盐油藏的新型聚合物目前还尚未取得突破。

实验发现…，乳状液黏度较高(尤其W／O型)，产生乳状液后流度比下降，可提高宏观和微观(相邻孔隙和岩心级)波及体积。

如果研制出在地层中易形成稳定的乳状液驱替体系，可能会进一步提高油藏的驱油效率，并可代替(或部分代替)聚合物。

由于一些表面活性剂的耐温、耐矿化度性能好于聚合物，有可能解决高温低渗油藏的流度控制问题。

本研究对C H系列表面活性剂进行耐老化实验及H LB值计算，以此为依据筛选了乳状液所需表面活性剂，并对以此表面活性剂配制的油水乳状液体系进行了性能评价，考察其在中低渗油藏应用的可行性。

1实验
1．1仪器与原料
旋转滴界面张力仪，T EX A S一500，美国彪马公司；流变仪，Physi ca M C R300，A nt on Paar；烘箱，D H G一9140A型，上海精宏实验设备有限公司；天平，LP620S，Sar t ofi us；螺口样品瓶，20m L，上海安谱科学仪器有限公司。

纯17块N X9模拟原油，黏度5．6m Pa S；纯5注人水，矿化度9652m g／L，C a2++M92+278 m g／L；地层水，矿化度12478m g／L，C a2++M92+ 478m g／L；表面活性剂样品C H系列，阴非两性离子表面活性剂，远大化工有限公司提供；填砂管，尺寸为犯．5cm×30cm，渗透率150×10一岬2。

1．2耐老化性能测定方法
用纯5注入水配制0．4％C H系列表面活性剂溶液，在110℃烘箱中老化3d，使用TE X A S一500旋转滴界面张力仪测定油水动态界面张力，观察溶液中是否相分离或沉淀生成，测定温度为80℃。

1．3I t L B值的测定及计算
按照文献[2]测定纯17块N X9模拟原油乳化所需H L B值；按照文献[3]计算C H系列表面活性剂的H LB值。

1．4乳状液的配制
称取表面活性剂样品加入螺口样品瓶中，加入一定量纯5注入水，稀释摇匀，再加入适量的模拟原油(70℃烘箱恒温2h)，手工摇动200次，使油水混合均匀，置于110℃烘箱中待用。

1．5乳状液稳定性能实验
将装有乳状液的螺口样品瓶放入110℃烘箱中，记录不同时间析出水体积。

以增溶水率评价乳状液的稳定性能，增溶水率工计算公式如下。

收稿日期：2013一01—15。

作者简介：严兰，工程师，从事提高采收率研究工作。

基金项目：国家科技重大专项“高温高盐油藏提高采收率技术”(2008ZX05011)。

2
精细石油化工进展
第14卷第2期
A D V A N C E S I N F I N E P ET R O C H EM I C A LS
／：=(yl一屹)／V l×100％
式中，U为配制乳状液所用水体积，m L；v2
为析出水的体积，m L。

1．6物理模拟驱油实验
将填砂管饱和地层水及N X9模拟原油后，在110℃烘箱中老化12h。

再以0．23m L／m i n的驱替速度将填砂管水驱至含水率94％，注入0．5PV 0．6％C H8表面活性剂驱替溶液，直至含水率达100％，计算水驱后采收率；填充同样条件的填砂管饱和地层水，饱和模拟原油，以相同的速度注入0．1PV乳状液+0．5PV0．6％C H8。

2乳状液驱用表面活性剂的筛选
乳状液驱提高采收率的主要作用机理是利用合适的乳化剂(表面活性剂)将不相溶的油水相乳化成较高黏度的W／O或O／W乳状液，从而起到乳化携带及乳状液调剖作用。

对乳状液驱体系而言，要求表面活性剂乳化能力和降低界面张力二者兼备。

良好的乳化能力有助于驱油体系在地层中波及幅度增加；而油水界面张力的降低能使油滴在地层中形变拉伸，易流动，通过狭小的岩石孔隙。

另外，界面张力的降低可使岩石由油湿变为水湿，使油滴易剥离岩石，达到驱油目的H J。

同时还要求表面活性剂在油藏温度下性能稳定，不分层、絮凝、堵塞地层，这对高温低渗油藏极为重要，对表面活性剂的筛选也较苛刻。

在110℃下老化3d，考察C H系列10个表面活性剂样品的耐老化性能，结果见表1。

表1C H系列表面活性剂耐老化试验结果
从表1看出，在110℃下多个表面活性剂出现相分离、混浊及沉淀现象，丧失部分或全部的界面活性，仅C H2，C H5，C H8，CH94个样品溶液澄清，界面活性较高，油水界面张力达10～m N／m。

对油水体系来说，要形成性能优良的乳状液，乳化剂的选择是关键。

生产中对乳化剂的选择有多种方法和原则，其中H L B值一直被作为选择乳化剂的重要依据和手段。

本研究对C H2、C H5、C H8、C H94个耐老化性能较好的表面活性剂样品进行H L B值计算，并与N X9模拟原油乳化所需的最佳H LB值比对，结果见表2。

表面活性剂样品中CH8的H L B值是9．2，与乳化N X9模拟原油所需的最佳H LB值(9．4)最接近。

因此，选用C H8作为乳化剂配制油水乳状液。

表2C It系列表面活性剂H LB值计算结果
项目
C H2
C H5
C H8
C H9
N X9模拟原油
H L B值
10．O
11，5
9．2
6．5
9．4
3乳状液体系性能评价
在三次采油中，乳状液的流变性是其驱油性能好坏的关键。

乳状液的流变性不仅受内相浓度、乳化剂浓度因素的影响，且受热力条件、剪切条件及时间因素的影响，均使乳状液的宏观性质发生变化∞o。

3．1含水率对乳状液黏度的影响
配制5％(质量分数，下同)C H8的系列乳状液，在110℃下，考察含水率对乳状液黏度的影响，结果见图1。

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图1含水率对乳状液黏度的影响
从图1看出，N X9模拟原油黏度5．6m Pa s。

含水率为30％时，乳状液黏度为9．2m Pa s，说明该乳状液类型为W／O型；随着含水率增加，乳状液黏度增加，当含水率为55％时，黏度达最高，
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为13．3m Pa S；当含水率达60％时，乳状液黏度陡降至3．2m Pa S，再增加含水率，乳状液黏度基本不变。

这是由于含水率超过“转相点”后∞j，乳状液内部结构发生转相，由W／O型转变为o／w型，导致体系黏度急剧下降。

3．2C H8质量分数对乳状液黏度的影响
其他条件不变，配制含水率50％的系列乳状液，考察C H8质量分数对乳状液黏度的影响，结果见图2。

当C H8质量分数为0．5％时，由于表面活性剂质量分数低，导致乳化效率低，体系黏度仅为2．2m Pa s；当C H8质量分数为1．O％时，体系黏度达8．5m P a s，远高于N X9模拟原油黏度；再增加C H8质量分数，体系黏度增加。

当C H8质量分数大于1．0％时，对纯5注入79／N X9模拟原油体系具有较好的增黏效果。

表面活性剂用量，％
图2C H8质量分数对乳状液黏度的影响
3．3乳状液耐温抗剪切性能
用纯5注入水配制含水率50％、C H8质量分数5％的乳状液，考察温度和剪切速率对体系黏度的影响，结果见图3。

随着温度增加，乳状液黏度迅速降低，但当温度大于110℃时，黏度变化不大。

另外，在较低温度时乳状液表观黏度受剪切速率的影响较大，剪切稀释性明显；而当升至一定温度后，乳状液表观黏度对剪切速率变化不敏感。

温度为70℃时，剪切速率为7．34，30．00，60．00s一时，对应的乳状液黏度依次为128．0，75．0，44．9m Pa s；而当温度升至110℃时，剪切速率为7．34，30．oo，60．00s。

1时，对应的乳状液黏度依次为30．O，20．1，11．7m Pa S，各剪切速率下的表观黏度差异减小；当温度继续升至150oC 时，剪切速率为7．34，30．00，60．00s。

1时，对应的乳状液黏度趋于同一点。

这是因为当温度较低时，油水乳状液呈假塑性流体，由于絮凝效应和液滴变形表现出较强的剪切稀释性，导致各剪切速率下的黏度差异较大；而当温度升至某一值时，乳状液由假塑性流体转变成牛顿流体，其表观黏度基本不随剪切速率而变化…。

图3温度和剪切速率对乳状液黏度的影响
3．4乳状液静态稳定性能
根据热力学理论，乳状液是一种不稳定体系，最终均破乳分层，析出油相或水相，影响产品质量。

110℃下，CH8质量分数5％，考察不同含水率的乳状液体系30d的稳定性能，结果见图4。

当含水率为40％～80％时，乳状液增溶水率处于“升一降一升一降”动态波动状态，即乳状液体系随着时间增加处于“乳化一破乳一再乳化”动态平衡中；而当含水率增加至90％时，乳状液增溶水率基本为零，说明其稳定性差，油水乳化困难，这说明乳状液驱不适合超高含水(含水率≥90％)油藏。

+含水率40％t含水率75％
+含水率50％◆含水率80％
时间，d
图4含水率对乳状液稳定性能的影响
3．5物理模拟驱油试验结果
物理模拟驱油试验是室内评价化学驱配方的
4
O
6
2。

女
∞
胁
∞
∞
∞
O
蛊／蟋褥
4
精细石油化工进展
A D V A N C ES I N FI N E PE T R O C H E M I C A L S
重要环节，通过在实验室模拟地层条件(包括地层实际温度、压力、渗透率、含油饱和度等)，对配方的注入浓度、注入量、注入时机等进行筛选，也可对配方进一步优化，制定合适的注入方案。

考察单一表面活性剂水驱、乳状液／表面活性剂驱对提高采收率的影响，结果见表3。

单一表面活性剂驱提高采收率为6．3％；乳状液／表面活性剂驱提高采收率为15．8％，即2’岩心中乳状液驱对采心率的贡献为9．5％。

说明乳状液／表面活性剂驱驱油效果明显高于单一表面活性剂水驱，对采收率的贡献主要是乳状液，通过乳状液的调剖堵水、乳化携带及降低界面张力洗油能力实现驱油效果‘8|。

表3不同注入量和注入方式
对驱油性能的影响
驱油体系驱替方式提高采收率，％
4结论
(1)C H8表面活性剂在110℃下溶液澄清，界面活性高，界面张力达10～m N／m，且C H8理论计算H L B值与N X9模拟原油所需H L B值接
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近，易用作N x9模拟原油、纯5注入水乳化所需乳化剂。

(2)用C H8、N X9模拟原油及纯5注入水配制的油水乳状液在含水率达55％时发生相转变，由W／O型变成O／W型，黏度迅速下降；温度≥110℃时，各剪切速率下的黏度值差异减小，流体抗剪切能力增强；通过物理模拟驱油实验证实，乳状液对采收率的贡献高于表面活性剂驱。

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