二元复合驱油体系乳状液形成及运移规律研究*

时间：2024-07-28

栾和鑫，阙庭丽，云庆庆，关丹，帕提古丽·麦麦提，唐文洁焦秋菊，向湘兴

（1.中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依 834000；2.中国石油天然气集团公司砾岩油气藏勘探开发重点实验室，新疆克拉玛依 834000；3.中国石油天然气集团公司油田化学重点实验室新疆油田分研究室，新疆克拉玛依 834000）

0 前言

随着表面活性剂/聚合物二元复合驱（以下简称二元复合驱）技术在新疆、辽河等重大开发试验的成功，二元复合驱配套技术取得了重大突破［1］，这对中高渗透老油田水驱后效益开发具有重要指导意义［2-6］。新疆七中区二元复合驱矿场试验实施过程中，60%油井采出液出现不同程度乳化现象，室内实验和矿场试验结果表明，二元复合驱过程中的乳化对提高采收率有重要作用［7-9］。根据乳状液形成机理和毛管数理论［10］，乳状液既能提高波及体积又能提高洗油效率，并可降低非牛顿流体界面张力［11-12］，表面活性剂的乳化作用使得原油乳化成粒径小于岩石孔喉直径的O/W油型乳状液随驱替介质运移，而大于孔喉直径的乳状液能对孔喉产生封堵作用，改善储层平面非均质性，扩大波及体积。但由于乳状液为热力学不稳定体系，形成O/W和W/O乳状液的影响因素复杂，相态间转变时机尚不清晰、乳状液运移规律和提高采收率贡献不明确，这已成为化学驱提高采收率关键和难点问题。本文在前期碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱体系乳化强度对提高采收率作用研究的基础上［13］，分析了新疆二元复合驱油井现场采出乳状液的流变特性，通过研究不同乳化强度的表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系的驱油效果明确了乳化综合指数范围，并确定了二元体系乳化对提高采收率的极限贡献率。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

石油磺酸盐KPS，活性物含量为50%，工业品，新疆克拉玛依金塔公司；部分水解聚丙烯酰胺HJ1000，相对分子质量1.0×107，水解度24.9%，固含量91.3%，北京恒聚化工集团有限责任公司；实验用模拟油，由七中区新疆原油和航空煤油按一定比例配制，黏度9.7 mPa·s（40℃）；石英砂（80 目、240目），天津风船化学试剂厂；配液用水为新疆油田某区块现场注入水，矿化度3400 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：HCO3-762.75、Cl-1063.59、SO42-114.1、Ca2+28.06、Mg2+19.3、Na++K+1023.27；饱和岩心用水为新疆油田某区块现场产出水，矿化度13000 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：HCO3-4005.17、Cl-4251.45、SO42-193.30、Ca2+140.35、Mg2+14.13、Na++K+4126.69；人造柱状均质岩心，尺寸φ3.8 cm×30 cm，气测渗透率0.2～0.5 μm2。

Nano-Zs Zeta 型电位仪，英国马尔文公司；Haake型流变仪，德国热电公司；DVⅡ型黏度计，美国Brookfield 公司；Axioimager 型荧光生物显微镜，德国Carl Zeiss AG 公司；Physical MCR300 型流变仪，奥地利Anton Paar公司；Agilent型高效液相色谱仪，美国安捷伦科技有限公司；岩心驱油装置，江苏海安石油科研仪器有限公司。

1.2 实验方法

（1）采出液性质分析

取七中区12口油井（TD72223A、T72224、T72234、T72235、TDT72245、T72246、T72247、T72256A、T72257、T72261、HWT72267、T72275）的采出液，采用DVⅡ型黏度计，在温度42℃、剪切速率10 s-1下测定采出液的黏度；采用Physical MCR300型流变仪测定采出液的流变性能和黏弹性能；采用AXIOIMAGER 荧光生物显微镜测定采出液的粒径。

（2）长岩心驱油实验

驱替实验装置如图1所示，选用6根尺寸为φ2.5 cm×100 cm 的填砂管模型（3 根直管，3 根半圆管），每根模型管中间设置取样点，取样点距离注入口分别为0.5、1.5、2.5、3.5、4.5、5.5、6 m，除出口外，注入口和其他6个取样点分别连接有压力感应器。将80目和200目的石英砂烘干24 h，按照质量比1:2混合均匀；称取5700 g 的石英砂，分为3 等分，将模型管连接成3根L型管，加入石英砂，震动模型管保证石英砂分布均匀；连接模型管，测试气密性，气测渗透率；长岩心抽真空72 h，饱和模拟地层水48 h，计算孔隙体积及孔隙度，利用模拟地层水测定渗透率。经测试，填砂管岩心参数如下：孔隙度30.19%，渗透率184.01×10-3μm2，含油饱和度72.37%。

图1 长岩心实验装置图

将模型在40 ℃恒温箱中老化一周，饱和模拟油至出口端量筒水体积3 h 内不再增加，记录饱和油体积，计算原始含油饱和度、束缚水饱和度；以0.12346 mL/min 的注入速率进行水驱至含水大于98%时停止，计算采收率；二元复合驱时，每注0.1 PV的二元复合体系后，在采样点采集3 mL的液体，按设计量共注入2.0 PV二元复合体系，排除取样损失共注入2.5 PV 的二元复合体系；后续水驱阶段，每注入0.1 PV的模拟水后，在各采样点采集3 mL的液体，直到出口端含水达98%结束，计算总采收率，分析检测各取样点样品化学剂浓度、黏度、乳状液粒径等参数。各取样点实际注入量如1表所示。

表1 各取样点实际注入量

表1 （续）

2 结果与讨论

2.1 剪切作用对驱油体系黏度的影响

现场12 口井采出液的黏度随剪切速率变化如图2 所示。由图2 可知，现场采出液的性质差异较大，低、中、高黏度的采出液表现出的流变性能有所不同。对于低黏度（1～20 mPa·s）采出液，随着剪切速率的增大，采出液的黏度呈现先下降再上升后又下降的趋势，这是由于在较低剪切速率下采出液不稳定，随着剪切速率的增大，采出液趋于稳定，表现出剪切变稀的行为。对于中黏度（40～60 mPa·s）采出液，乳状液的稳定性高于低黏度的采出液，随着剪切速率的增大，采出液黏度呈现先下降再上升的趋势。对于高黏度（220～410 mPa·s）采出液，由于乳化液滴数目较多，排列紧密，液滴自身有抵抗形变的能力，当剪切速率较小时，要破坏现有的结构所需的外力较大，因此黏度变化不大；随着剪切速率增大，液滴被外力所剪切，液滴被分散成更小的液滴，导致黏度下降。

图2 二元复合驱采出液的黏度随剪切速率的变化

2.2 不同黏度采出液的黏弹性

在相同振幅条件下，对现场12口井的采出液进行频率扫描，考察其黏弹性，结果如图3所示。由图3 可知，对于低黏度（1～20 mPa·s）采出液，乳状液类型为水包油型，在较低剪切速率时，储能模量G'大于损耗模量G''，乳状液性能以弹性为主；随着剪切速率的增加，G''逐渐大于G'，乳状液性能以黏性为主。对于中黏度（40～60 mPa·s）采出液，乳状液类型由水包油型变成了油包水型，随着剪切速率的增大，乳状液的G''均高于G'，说明此时乳状液性能以黏性为主。对于高黏度（220～410 mPa·s）采出液，乳状液的G''和G'的差异性进一步加大，这是由于乳化液滴排列紧密，液滴自身有抵抗形变的能力，当剪切速率较小时，要破坏现有的结构所需的外力较大，随着剪切速率增大，液滴被分散成更小的液滴。另外，在较高剪切速率下，黏度40～410 mPa·s 的采出液均表现出黏性，说明高黏度的油包水型乳状液在剪切作用下黏性形变大，有利于堵塞水窜大孔道，同时在高剪切速率下的剪切变稀性也会增加其流动能力，对提高采收率有一定贡献。

图3 二元复合驱采出液的黏弹性能

2.3 乳化作用对提高采收率的影响

根据企业标准Q/SY 17583—2018 中的乳化综合指数计算公式，测定4 种二元复合驱油体系的乳化综合指数，结果如表2所示。在相同条件下，超低界面张力+低乳化强度体系提高采收率比低界面张力+中等乳化体系的低，这说明在岩心渗透率一定的条件下，体系的乳化作用比界面张力作用对提高采收率的影响大。在相同界面张力（2×10-2mN/m）条件下，体系的乳化综合指数由45 增至67，可以实现采收率进一步增加8个百分点。继续增大乳化综合指数至81%形成的“超低界面张力+超强乳化”驱油体系提高采收率只有12.22%，这是因为乳化性能强的体系一旦进入岩心会迅速将剩余油乳化，并在进口端富集，一般剩余油分布孔喉为10 nm～10.00 μm，而乳化后的乳状液中值粒径在100 nm～50 μm之间。粒径较大的乳状液会封堵小孔喉，而大孔道的剩余油有限，驱油体系只能沿着高渗通道运移而起不到扩大波及体积和提高洗油效率的目的，因此此时化学驱提高采收率效果并不明显。低界面张力体系下乳化作用是砾岩油藏大幅度提高采收率重要机理，要实现砾岩油藏二元复合驱大幅度提高采收率，必须将驱油体系乳化控制在合理的范围内。

表2 驱油体系乳化综合指数对提高采收率的影响

不同渗透率、乳化综合指数和含油饱和度条件下的提高采收率结果如图4 所示。由图4 可知，渗透率小于100×10-3μm2时，随着乳化综合指数增加，提高采收率幅度先增加后降低，最佳乳化综合指数为55%；渗透率大于100×10-3μm2时，随着乳化综合指数增加，提高采收率幅度逐渐增加，最佳乳化综合指数为88%。

图4 二元复合驱不同渗透率、乳化综合指数和含油饱和度下的提高采收率结果

2.4 乳化对驱油体系黏度的补偿作用

6 m长填砂管驱替实验中不同取样点的聚合物相对浓度和体系相对黏度随注入体积变化如图5所示。在地层条件下产生乳状液的黏度在一定程度上依赖于聚合物浓度，但当聚合物浓度下降时乳状液能够保持驱替体系相对黏度的稳定性。乳化消失时体系的黏度迅速降低，故乳化对于控制流度比有重要作用，在驱替过程中乳化对驱油体系黏度具有补偿作用，适当乳化有利于提高采收率。

图5 各取样点驱油体系的相对黏度和聚合物相对浓度随注入体积变化

2.5 乳状液的运移规律

各取样点乳状液的粒径分布随注入体积变化如图6 所示。前3 个取样点（50 cm，150 cm 和250 cm）处乳状液的乳化情况基本一致，乳化初期乳状液的粒径分布较广，随着驱替的进行，乳状液的粒径以3～6 μm、6～9 μm 为主，注入体积大于1.54（1.7）PV后，乳状液的粒径变小，粒径以0～3 μm为主，在0～12 μm 范围内变化，直到乳化结束。在250 cm处，采出液的含水率比较稳定，有小幅波动，乳状液粒径变化主要由化学剂浓度变化决定，含水率波动会使乳状液粒径产生一定波动。

图6 各取样点乳状液粒径随注入体积变化

在350 cm 处，乳化初期乳状液的粒径分布较广，粒径波动较大，注入体积为0.86（1.0）PV时主要以6～15 μm 为主，0.95～1.04（1.1～1.2）PV 时主要以0～9 μm 为主，1.12～1.29（1.3～1.5）PV 时呈现出乳化初期粒径分布较广的趋势，说明此时的乳状液未达到稳定状态。1.29（1.5）PV以后开始进入乳化中期，粒径分布较窄。在后续驱替过程中，1.81（2.1）PV 后乳状液出小粒径为主，而后粒径恢复正常，乳化消失前乳状液粒径以0～6 μm为主。

将各点的乳化情况按照乳状液粒径进行分类，乳化分为乳化初期、乳化中期和乳化末期，在乳化中期根据乳状液粒径变化情况又分为中等乳化阶段和强乳化阶段。在乳化初期，由于化学剂浓度分布不均匀，乳化稳定性较差；乳化末期化学剂浓度较低，乳化液滴数目较少，乳化程度较弱；乳化初期和乳化末期的采出液与地层中的乳化真实情况有一定差异。乳化中期化学剂浓度较高，乳状液粒径变化规律性较好，能够反映地层中实际的乳化情况。取样点450 cm 处的黏度变化趋势与聚合物的相对浓度变化趋势一致，但该点的相对黏度明显高于聚合物的相对浓度，原因是在乳化初期形成了油墙，乳状液含油量高，黏度大，而乳状液可对多孔介质中的油膜有效地驱替剥离，故在驱替过程中有效黏度保持在较高的水平上。在600 cm 处的乳化产生于二元复合驱末期，说明在岩心中乳化产生后扩散速率依赖于注剂速度，乳化开始时表面活性剂浓度较低，随后持续增加但增幅小，此时取样点600 cm 处采出液黏度随乳化出现迅速上升并达到最大值，随后开始缓慢下降，在乳化期间黏度变化平稳。在聚合物浓度开始下降以后采出液黏度才开始下降，在乳化后期由于乳状液中含水率较高，在水驱0.5 PV（3.0 PV）后含水率已接近99%，此时乳状液黏度迅速下降，不能起到调节流度比的作用。

在乳化中期，乳化中等阶段随着化学剂浓度逐渐升高，乳状液大粒径的液滴占比逐渐减少，以中小粒径为主；强乳化阶段化学剂浓度稳定，粒径分布均匀，变化稳定。从各点采出液的油水比变化来看，乳化中期含水率变化较大，同时能够保持在一定范围内稳定，不会出现含水率大幅度上升的现象，分析认为该阶段为乳化増油的主要阶段。乳化初期和乳化末期的乳化程度较弱，具有一定的増油效果，但没有乳化中期明显。

2.6 化学剂的运移规律

2.6.1 表面活性剂的运移规律

各取样点表面活性剂相对浓度随注入体积变化如图7 所示。从图7 可以看出，注入0.1 PV 的二元复合驱油体系后，在50 cm处开始出现KPS，其浓度随着注入体积开始逐渐上升，达到最高点后持续减小，最大相对浓度为0.7，水驱后浓度持续降低。随着运移距离的增加，保留的KPS 浓度逐渐降低，相对浓度最高点也依次降低，600 cm处在注入1.38（1.9）PV 开始出现KPS，相对浓度最大值仅为0.24，说明表面活性剂在多孔介质中损失严重。同时水驱后表面活性剂浓度变化也可以看出，距注入端越近表面活性剂浓度受注入体系的影响也越明显。

2.6.2 聚合物运移规律

聚合物在二元复合驱过程中主要起到调节流度比、扩大波及体积、调整水窜大通道的作用。通过不同位置聚合物浓度的变化可以看出聚合物在多孔介质中的变化规律，确定聚合物有效作用的时间。各取样点聚合物相对浓度随注入体积变化如图8所示。从图8可看出，在注剂0.1 PV后在50 cm处可以检测出聚合物，随后在各点依次检测出聚合物，除了前3 个点在注入相应体积后能够检测到聚合物外，后续各取样点检测到聚合物时的注入体积都有明显的间隔，说明除了在取样点损失外，聚合物的吸附损失随运移距离越远越明显。聚合物优先进入大孔道，随后吸附在孔隙表面，对大孔道进行调剖，聚合物溶液具有黏弹性，大孔隙被堵塞后注入压力上升，聚合物在小孔道会出现屈服流动，从而进行解堵。

图8 驱替过程中聚合物相对浓度随注入体积的变化