低界面張力下乳化程度對二元驅采收率的影響*

石國新，欒和鑫，徐崇軍，陳權生，關 丹，闕庭麗，云慶慶，邵洪志

（1.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油天然氣集團有限公司礫巖油氣藏勘探開發重點實驗室，新疆克拉瑪依 834000；3.中國石油天然氣集團有限公司油田化學重點實驗室新疆油田分研究室，新疆克拉瑪依 834000）

新疆已開發礫巖油藏整體處于高含水、高采出程度“雙高”開發階段，但水驅采收率較低，僅為33.5%，亟需研發水驅后大幅提高采收率技術。化學驅技術成熟可行，但聚合物驅提高采收率幅度低（約10%），聚合物驅后剩余油更分散，進一步提高采收率難度大。三元復合驅雖然能大幅提高采收率（約20%），但堿的使用導致采出液處理困難易結垢以及對環境不友好等。由于礫巖油藏復模態孔隙結構與砂巖不同，單純靠降低界面張力、提高注入速度及減小流度并不能顯著降低礫巖油藏殘余油飽和度，需要發展新的驅油理論指導礫巖油藏化學驅大幅度提高采收率技術。二元復合驅具有良好的應用前景［1］，對于我國中高滲老油田提高采收率具有重要意義［2］。乳化作用在二元驅提高采收率方面發揮著重要作用［3-6］。新疆七中區二元復合驅礦場試驗實施過程中，采出液出現不同程度的乳化現象；在室內物理模擬巖心驅替實驗中，二元驅過程中乳化對提高采收率有著重要的作用［7-9］。根據乳狀液形成機理和毛管數理論［10］，乳狀液既能提高波及體積又能提高洗油效率，并可降低非牛頓流體界面能［11-12］；表面活性劑的乳化作用使得原油乳化成粒徑小于巖石孔喉直徑的水包油型乳狀液并隨驅替介質運移，而大于孔喉直徑的乳狀液能對孔喉產生封堵作用，改善儲層非均質性，起到提高波及體積的作用。隨著二元驅技術的不斷突破，新疆礫巖油藏急需攻關二元體系乳化對提高采收率的貢獻，明確二元驅油體系乳化綜合指數控制范圍，明晰乳狀液運移規律以及對提高采收率的作用。本文在前期研究的基礎上［13］，通過不同乳化強度的聚合物/表面活性劑二元驅油體系的驅油實驗研究了適宜的乳化綜合指數范圍，確定了二元體系乳化對提高采收率率的極限貢獻率；利用長巖心驅油實驗證實了乳化作用對驅油體系黏度具有補償作用，構建了復模態強非均質性礫巖油藏二元復合驅“梯次注入、分級動用”的開發模式，可有效啟動中低滲透層，擴大波及范圍。為礫巖油藏二元復合驅技術推廣應用提供技術支持。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

表面活性劑環烷基石油磺酸鹽KPS（含量50%），工業級，新疆克拉瑪依金塔公司；其他類型表面活性劑、大慶重烷基苯磺酸鹽（含量50%），工業級，大慶東昊公司；甜菜堿表面活性劑（含量30%），工業級，中國石油勘探開發研究院；部分水解聚丙烯酰胺HJ2500、HJ1000、HJ600，相對分子質量分別為2.5×107、1.0×107、6.0×106，北京恒聚化工集團有限責任公司；Na2CO3，分析純，天津風船化學試劑廠；新疆油田某實驗區脫水脫氣原油，黏度（40℃）為5 mPa·s；新疆油田某區塊現場注入水與產出（地層）水，其中注入水礦化度3400 mg/L，離子組成（單位mg/L）為:HCO3-762.75、Cl-1063.59、SO42-114.1、Ca2+28.06、Mg2+19.3、Na++K+1023.27，產出水礦化度13 g/L，離子組成（單位mg/L）為:HCO3-4005.17、Cl-4251.45、SO42-193.30、Ca2+140.35、Mg2+14.13、Na++K+4126.69；人造柱狀均質巖心，直徑38 mm、長300 mm；氣測滲透率0.6數0.8 μm2的人造柱狀非均質礫巖巖心；填砂管所用石英砂，80 目（184.5 μm）、200目（74 μm），青島膠南石英砂廠。

Eurostar20 digital 數顯攪拌器，德國IKA 公司；巖心驅油裝置，江蘇海安石油科研儀器有限公司；SQP 電子天平，德國賽多利斯科學儀器有限公司；Brookfield DVⅡ黏度計，美國Brookfield有限公司；Physical MCR301 流變儀，奧地利安東帕公司；Waters 高效液相色譜儀，美國Waters 公司；FY-31 型恒溫箱，法國Etuves公司；ISCO計量泵，保定蘭格恒流泵有限公司；1 L中間容器、精密壓力表、2XZ-8高速真空泵，鄭州長城科工貿有限公司；UE600烘箱，德國Memmert 公司；Cary50 紫外分光光度計，美國瓦里安公司。

1.2 實驗方法

（1）采出液流變性

參照石油天然氣行業標準SY/T 6576—2016《用于提高石油采收率的聚合物評價方法》，在40℃下，采用黏度計測定物理模擬驅油實驗過程中巖心采出液的黏度，剪切速率10 s-1；采用流變儀分析物理模擬驅油實驗過程中巖心采出液的流變性，剪切速率0.01數100 s-1。

（2）巖心驅油實驗

長巖心驅替實驗裝置如圖1 所示。選用6 根100×2.5（cm）的填砂管非均質模型（3 根直管，3 根半圓管），每根模型管中間設置取樣點，取樣點距離主入口分別為0.5、1.5、2.5、3.5、4.5、5.5、6（出口）m，除出口外，主入口和其他6 個取樣點分別連接有壓力感應器。將80 目和200 目的石英砂烘干24 h，按照質量比1∶2 混合均勻；稱取5700 g 石英砂，分為3等份，每份1900 g，將模型管連接成3 根L 型管，加入石英砂，震動模型管保證石英砂分布均勻；連接模型管，測試氣密性、氣測滲透率；長巖心抽真空72 h，飽和產出水48 h，計算孔隙體積及孔隙度，利用產出水測定滲透率。填砂管巖心參數為:長600 cm，直徑2.5 cm，孔隙體積888.93 mL，孔隙度30.19%，飽和油體積643.3 mL，滲透率0.184 μm2，含油飽和度72.37%，取樣點7 個。巖心測定孔隙體積，抽真空飽和產出水，飽和油，注入注入水水驅至含水99%以上，然后在0.5 mL/min 的注入速度下分別進行2 組二元驅（0.5 PV），最后水驅至含水99%以上結束，計算化學驅采收率。

圖1 長巖心實驗裝置示意圖

（3）乳化綜合指數

乳化綜合指數是定量表征驅油劑乳化性能的物理量，由乳化力和乳化穩定性乘積的開方得到，單位為%。根據中國石油天然氣集團有限公司企業標準Q/SY 17583—2018《二元復合驅用表面活性劑技術規范》中的式（1）計算得到不含聚合物驅油體系（行業標準中沒有聚合物，另外聚合物會提高乳化穩定性，從而增大表面活性劑的實際乳化綜合指數，因此在測定表面活性劑綜合指數時，一般不加聚合物）的乳化綜合指數。

其中，fe—乳化相中萃取出的油量與被乳化油總量的百分比，按式（2）計算；Ste—乳化穩定性；Sei—乳化綜合指數。

其中，co—樣品從標準曲線上吸光度差得到的對應的含油質量濃度，g/mL；mo—加入原油的質量，g；mw—加入乳化劑溶液的質量，g；ρo—原油的密度，g/mL；ρw—石油磺酸鹽溶液的密度，g/mL；fe—石油磺酸鹽的乳化力，以百分數表示（%）。按Sw=Vw1/V2×100%計算分水率Sw，按Ste=1-Sw計算乳化穩定性Ste。其中，Vw1—乳狀液恒溫靜置1 h 后分出水的體積，mL；V2—原始石油磺酸鹽溶液的體積，mL。按RE=ED·EV計算采收率增幅RE，按NC=μwV/σ計算毛管數NC（無量綱），按M=Krwμo/（Kroμw）計算流度比M。其中，ED—洗油效率；EV—擴大波及體積；μw—水的黏度，mPa·s；V—孔隙體積，m3；σ—界面張力，mN/m；Krw—水相滲透率，10-3μm2；Kro—油相滲透率，10-3μm2；μo—油相黏度，mPa·s。由以上計算式可見，采收率受許多因素的影響，如乳化、滲吸、潤濕性、巖心非均質性等。

2 結果與討論

2.1 乳化對提高采收率的貢獻

經典毛管數理論是利用聚合物增加驅油體系的流度控制，利用表面活性劑增大毛管數來實現采收率的提高，其原理示意圖［14］如圖2 所示。圖中上部橫坐標毛管數由公式NC=μwV/σ，根據不同的界面張力計算而得。按照理論模型［15］，要想實現采收率的大幅度提高，驅油體系界面張力必須達到10-3mN/m數量級以下。

圖2 經典毛管數提高采收率理論模型［14］

礫巖油藏應用毛管數理論時，按照目前礫巖油藏剩余油飽和度和滲透率的條件，驅油體系界面張力必須為5×10-3mN/m 時才能達到好的驅油效果。但由礫巖油藏實驗結果（見圖3）可見，在環烷基石油磺酸鹽（KPS）油水界面張力為5×10-2mN/m時，驅油體系乳化綜合指數為60%數70%，其采收率增幅明顯高于其他油水界面張力為5×10-3mN/m的驅油體系，這一實驗結果明顯與經典驅油理論不符。礫巖油藏復模態孔隙結構與砂巖不同，降低界面張力、提高注入速度及減小流度并不能顯著降低礫巖油藏殘余油飽和度。經典化學驅油理論主要強調毛管數和流度控制作用，而礫巖油藏與砂巖最大的不同是其孔隙結構具有復膜態孔隙結構，其不同孔喉下的毛管數是一個范圍，而不是一個固定值，因此應用毛管數理論時毛管數和界面張力很難一一對應。

圖3 礫巖油藏復合驅表面活性劑與其他表面活性劑的采收率增幅

為了探索礫巖油藏復合驅驅油體系與提高采收率的關系，筆者對比了二元（0.3% KPS+0.15%HJ1000）和三元（0.3% KPS+0.15% HJ2500+1.2%Na2CO3）不同乳化強度的驅油體系對采收率的貢獻，結果如圖4 所示。具有乳化能力的二元和三元體系累計產油量均高于無乳化體系，而二元乳化體系與無乳化三元體系的產油量相當。與三元體系相比，二元乳化體系沒有堿的輔助作用，其表面活性劑效能更高，自身乳化作用更強。二元乳化體系和無乳化體系的對比結果表明:二元乳化體系具有較高的累計產油量，與三元無乳化體系相當，說明乳化對提高采收率具有正向促進作用。因此在驅油體系設計過程中，通過調節驅油體系界面性能和乳化性能同樣可以實現大幅提高采收率的目的。國內類似的研究結果表明［16-17］，乳化作用較高的乳化體系會有更多的表面活性劑分散在油水介質中，形成較為穩定的乳液，相態發生改變，有利于采收率的增加。系統的乳化性能越強，界面張力越低，兩者協同作用相疊加，就越有利于更多剩余油被采出。

圖4 二元和三元不同乳化強度的驅油體系注入量與產油量的關系

2.2 界面張力和毛管數對提高采收率的影響

KPS 二元復合體系（0.3%KPS+0.15%HJ1000）油水界面張力和黏度對提高采收率的影響如圖5所示。礫巖油藏驅油體系界面張力與提高采收率的關系并不是界面張力越低，采收率增幅越大，而是在合適的黏度條件下低界面張力10-2mN/m 和超低界面張力10-3mN/m 具有大幅提高采收率的作用，可見超低界面張力不是礫巖油藏大幅提高采收率的充分必要條件。

圖5 KPS二元復合體系黏度與采收率增幅的關系

利用1.2 節中的公式計算了不同毛管數條件下，不同黏度驅油體系對提高采收率的貢獻，結果如圖6所示。礫巖油藏中存在一個合理的毛管數范圍，在毛管數為10-2數10-1范圍內具有最大的采收率增幅，而非毛管數越大采收率越高。當二元復合體系達到臨界黏度（水油黏度比為2）后，油水界面張力為10-2數10-3mN/m 數量級的驅油體系形成的乳狀液對提高采收率貢獻較大。但一些驅油實驗中，油水界面張力小于10-3mN/m 的KPS 二元乳化體系的驅油效率并不高，這主要是由于注入二元乳化體系后系統壓力急劇升高，乳狀液在端面聚集，堵塞高滲通道，而在采出端見到明顯的W/O 乳狀液，使得驅油體系波及作用和洗油效率降低。

圖6 KPS二元復合驅毛管數與采收率增幅的關系

2.3 乳化綜合指數和含油飽和度對提高采收率的影響

根據企業標準Q/SY 17583—2018，測定二元體系的乳化綜合指數，結果如表1所示。相同條件下，超低界面張力體系+低乳化強度體系的采收率增幅小于低界面張力體系+中等乳化體系，說明在滲透率一定的前提下，界面張力對提高采收率的影響小于調節體系乳化作用的影響；相同界面張力的條件下，通過調節乳化綜合指數可以繼續增加采收率，說明乳化對采收率的極限貢獻率約8%。低界面張力體系乳化是礫巖油藏大幅提高采收率的重要機理，要實現礫巖油藏二元復合驅大幅提高采收率，必須將驅油體系的乳化控制在合理的范圍內。

表1 KPS二元體系的油水界面張力和乳化性對采收率的影響

為確定適用于礫巖油藏驅油體系的乳化綜合指數范圍，將驅油體系（（0.1%數0.6%）KPS+0.15%HJ2500）的乳化綜合指數細化，結果如圖7所示。乳化綜合指數在30%數70%范圍內，隨著乳化綜合指數增大，采收率增幅先增大后趨于平穩，乳化綜合指數在50%數65%的采收率增幅最大。

圖7 二元驅油體系乳化綜合指數與采收率增幅的關系

不同含油飽和度條件下，乳化綜合指數對提高采收率的影響如圖8所示。要實現礫巖油藏二元復合驅大幅提高采收率，必須將驅油體系的乳化控制在合理的范圍內。當剩余油飽和度小于50%時，乳化綜合指數控制在50%數70%；剩余油飽和度大于50%時，乳化綜合指數控制在30%數50%。剩余油飽和度較低時，需要乳化綜合指數較高的驅油體系；剩余油飽和度較高時，需要乳化綜合指數較低的驅油體系。

圖8 不同含油飽和度下乳化綜合指數對采收率增幅的影響

2.4 乳化對二元體系黏度的補償作用

長巖心驅油實驗結果如圖9所示。隨著驅油體系在巖心中運移，聚合物相對濃度（產出液中聚合物的濃度除以注入濃度）逐漸降低，但驅油體系相對黏度（產出液黏度除以注入黏度）并未降低。當驅油體系在注入0.7 PV 后，體系黏度開始緩慢上升，并維持到2.5 PV后開始快速降低。取樣過程中發現，在0.7數2.5 PV階段乳化現象明顯，說明驅油體系的乳化前緣對驅油體系起到了黏度補償作用，能保持驅替黏度的相對穩定性，有利于提高原油采收率。

圖9 長巖心驅油過程中聚合物相對濃度和體系相對黏度隨注入量的變化

2.5 二元驅油體系與礫巖儲層配伍關系

通過多點測壓方法，研究了基于不同儲層剩余油飽和度（巖心中滲透率越高區域，含油飽和度越低）條件下的二元驅油體系配伍性，結果如表2所示。在乳化作用下，不同含油飽和度、不同分子量、不同濃度下均存在注入困難區域，但該區域會隨著含水率變化而變化，即乳狀液消失時該濃度下可以順利注入。含油飽和度較高的區域容易形成高黏體系，說明乳化前緣隨著注入時機的變化而變化。實驗結果明確了二元驅油體系與儲層配伍的適應界限，指導了“可控乳化+低界面張力”驅油體系的注入與調整。

表2 二元體系與儲層剩余油飽和度的匹配關系

基于表2實驗結果，考察了滲透率極差、流度控制、驅油體系乳化綜合指數以及油水界面張力（IFT）等因素對提高采收率的影響，結果如表3 所示。通過注入界限表形成了適用于礫巖油藏二元復合驅多因素耦合提高采收率決策表。即在滲透率極差較大時，通過調節驅油體系黏度比和乳化綜合指數能實現提高采收率；滲透率極差≤6時，通過調控界面張力和乳化綜合指數實現大幅度提高采收率。這為二元復合驅應用推廣技術界限的決策提供了依據。

表3 礫巖油藏二元復合驅多因素耦合提高采收率決策表

2.6 現場實施效果

利用表3 實驗結果在新疆某區塊設計實施“低界面張力和可控乳化”二元復合驅技術，針對長期水驅后礫巖油藏具有“多級孔喉控制剩余油”的特點，通過對驅油體系“梯次降黏、逐級動用”的個性化設計，初期注入高分高濃強乳化指數體系動用高滲層，封堵通道建立較高的驅替能量，后逐步降低分子量和濃度，調控乳化指數，依次提高大、中、小不同孔喉波及程度，實現各級孔喉控制剩余油充分動用，全生命周期調整如圖10 所示。其中，前置段塞0.06 PV，聚合物相對分子質量2.5×107、加量0.15%；二元段塞前期0.09 PV，聚合物相對分子質量2.5×107、加量0.15%，表面活性劑加量0.3%；二元段塞中期0.21 PV，聚合物相對分子質量1.5×107、加量0.15%，表面活性劑加量0.3%；二元段塞后期0.32 PV，聚合物相對分子質量1.0×107、加量0.1%，表面活性劑加量0.2%。

圖10 二元復合驅現場應用效果

由二元試驗區設計指標與實測值的對比（見圖11）可見，實施該技術調控后試驗區采收率由38.9%提高到66.9%（各階段累計值），提高28.0%。截至2019 年12 月，階段采出程度25.4%，高峰期含水降幅超過40%，預計采收率增幅將達到20%。

圖11 二元試驗區設計指標與實測值對比

3 結論

利用室內6 m長巖心模擬驅油實驗研究了部分水解聚丙烯酰胺/石油磺酸鹽表面活性劑（KPS）二元驅油體系乳化作用對提高采收率的影響。當二元復合體系達到臨界黏度后，油水界面張力為5×10-2mN/m 數量級、乳化綜合指數適宜的乳狀液對驅油體系黏度具有補償作用，能夠長距離保持驅油體系黏度的穩定性，有利于進一步提高采收率。

利用可控乳化驅油體系與儲層物性、剩余油飽和度、非均質性匹配耦合關系，建立了多因素耦合乳化綜合指數提高采收率表，明確了乳化與剩余油匹配的關系。建立了剩余油與乳化綜合指數調控技術，當剩余油飽和度小于50%時，乳化綜合指數控制在50%數70%；剩余油飽和度大于50%時，乳化綜合指數控制在30%數50%；儲層級差越大時，驅油體系乳化綜合指數越高。該方法指導了新疆礫巖油藏驅油體系“梯次降黏、逐級動用”的個性化設計。