低界面张力下乳化程度对二元驱采收率的影响*

石国新，栾和鑫，徐崇军，陈权生，关 丹，阙庭丽，云庆庆，邵洪志

（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有限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有限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）

新疆已开发砾岩油藏整体处于高含水、高采出程度“双高”开发阶段，但水驱采收率较低，仅为33.5%，亟需研发水驱后大幅提高采收率技术。化学驱技术成熟可行，但聚合物驱提高采收率幅度低（约10%），聚合物驱后剩余油更分散，进一步提高采收率难度大。三元复合驱虽然能大幅提高采收率（约20%），但碱的使用导致采出液处理困难易结垢以及对环境不友好等。由于砾岩油藏复模态孔隙结构与砂岩不同，单纯靠降低界面张力、提高注入速度及减小流度并不能显著降低砾岩油藏残余油饱和度，需要发展新的驱油理论指导砾岩油藏化学驱大幅度提高采收率技术。二元复合驱具有良好的应用前景［1］，对于我国中高渗老油田提高采收率具有重要意义［2］。乳化作用在二元驱提高采收率方面发挥着重要作用［3-6］。新疆七中区二元复合驱矿场试验实施过程中，采出液出现不同程度的乳化现象；在室内物理模拟岩心驱替实验中，二元驱过程中乳化对提高采收率有着重要的作用［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能［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水包油型乳状液并随驱替介质运移，而大于孔喉直径的乳状液能对孔喉产生封堵作用，改善储层非均质性，起到提高波及体积的作用。随着二元驱技术的不断突破，新疆砾岩油藏急需攻关二元体系乳化对提高采收率的贡献，明确二元驱油体系乳化综合指数控制范围，明晰乳状液运移规律以及对提高采收率的作用。本文在前期研究的基础上［13］，通过不同乳化强度的聚合物/表面活性剂二元驱油体系的驱油实验研究了适宜的乳化综合指数范围，确定了二元体系乳化对提高采收率率的极限贡献率；利用长岩心驱油实验证实了乳化作用对驱油体系黏度具有补偿作用，构建了复模态强非均质性砾岩油藏二元复合驱“梯次注入、分级动用”的开发模式，可有效启动中低渗透层，扩大波及范围。为砾岩油藏二元复合驱技术推广应用提供技术支持。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

表面活性剂环烷基石油磺酸盐KPS（含量50%），工业级，新疆克拉玛依金塔公司；其他类型表面活性剂、大庆重烷基苯磺酸盐（含量50%），工业级，大庆东昊公司；甜菜碱表面活性剂（含量30%），工业级，中国石油勘探开发研究院；部分水解聚丙烯酰胺HJ2500、HJ1000、HJ600，相对分子质量分别为2.5×107、1.0×107、6.0×106，北京恒聚化工集团有限责任公司；Na2CO3，分析纯，天津风船化学试剂厂；新疆油田某实验区脱水脱气原油，黏度（40℃）为5 mPa·s；新疆油田某区块现场注入水与产出（地层）水，其中注入水矿化度3400 mg/L，离子组成（单位mg/L）为:HCO3-762.75、Cl-1063.59、SO42-114.1、Ca2+28.06、Mg2+19.3、Na++K+1023.27，产出水矿化度13 g/L，离子组成（单位mg/L）为: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，直径38 mm、长300 mm；气测渗透率0.6数0.8 μm2的人造柱状非均质砾岩岩心；填砂管所用石英砂，80 目（184.5 μm）、200目（74 μm），青岛胶南石英砂厂。

Eurostar20 digital 数显搅拌器，德国IKA 公司；岩心驱油装置，江苏海安石油科研仪器有限公司；SQP 电子天平，德国赛多利斯科学仪器有限公司；Brookfield DVⅡ黏度计，美国Brookfield有限公司；Physical MCR301 流变仪，奥地利安东帕公司；Waters 高效液相色谱仪，美国Waters 公司；FY-31 型恒温箱，法国Etuves公司；ISCO计量泵，保定兰格恒流泵有限公司；1 L中间容器、精密压力表、2XZ-8高速真空泵，郑州长城科工贸有限公司；UE600烘箱，德国Memmert 公司；Cary50 紫外分光光度计，美国瓦里安公司。

1.2 实验方法

（1）采出液流变性

参照石油天然气行业标准SY/T 6576—2016《用于提高石油采收率的聚合物评价方法》，在40℃下，采用黏度计测定物理模拟驱油实验过程中岩心采出液的黏度，剪切速率10 s-1；采用流变仪分析物理模拟驱油实验过程中岩心采出液的流变性，剪切速率0.01数100 s-1。

（2）岩心驱油实验

长岩心驱替实验装置如图1 所示。选用6 根100×2.5（cm）的填砂管非均质模型（3 根直管，3 根半圆管），每根模型管中间设置取样点，取样点距离主入口分别为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 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 石英砂，分为3等份，每份1900 g，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，饱和产出水48 h，计算孔隙体积及孔隙度，利用产出水测定渗透率。填砂管岩心参数为:长600 cm，直径2.5 cm，孔隙体积888.93 mL，孔隙度30.19%，饱和油体积643.3 mL，渗透率0.184 μm2，含油饱和度72.37%，取样点7 个。岩心测定孔隙体积，抽真空饱和产出水，饱和油，注入注入水水驱至含水99%以上，然后在0.5 mL/min 的注入速度下分别进行2 组二元驱（0.5 PV），最后水驱至含水99%以上结束，计算化学驱采收率。

图1 长岩心实验装置示意图

（3）乳化综合指数

乳化综合指数是定量表征驱油剂乳化性能的物理量，由乳化力和乳化稳定性乘积的开方得到，单位为%。根据中国石油天然气集团有限公司企业标准Q/SY 17583—2018《二元复合驱用表面活性剂技术规范》中的式（1）计算得到不含聚合物驱油体系（行业标准中没有聚合物，另外聚合物会提高乳化稳定性，从而增大表面活性剂的实际乳化综合指数，因此在测定表面活性剂综合指数时，一般不加聚合物）的乳化综合指数。

其中，fe—乳化相中萃取出的油量与被乳化油总量的百分比，按式（2）计算；Ste—乳化稳定性；Sei—乳化综合指数。

其中，co—样品从标准曲线上吸光度差得到的对应的含油质量浓度，g/mL；mo—加入原油的质量，g；mw—加入乳化剂溶液的质量，g；ρo—原油的密度，g/mL；ρw—石油磺酸盐溶液的密度，g/mL；fe—石油磺酸盐的乳化力，以百分数表示（%）。按Sw=Vw1/V2×100%计算分水率Sw，按Ste=1-Sw计算乳化稳定性Ste。其中，Vw1—乳状液恒温静置1 h 后分出水的体积，mL；V2—原始石油磺酸盐溶液的体积，mL。按RE=ED·EV计算采收率增幅RE，按NC=μwV/σ计算毛管数NC（无量纲），按M=Krwμo/（Kroμw）计算流度比M。其中，ED—洗油效率；EV—扩大波及体积；μw—水的黏度，mPa·s；V—孔隙体积，m3；σ—界面张力，mN/m；Krw—水相渗透率，10-3μm2；Kro—油相渗透率，10-3μm2；μo—油相黏度，mPa·s。由以上计算式可见，采收率受许多因素的影响，如乳化、渗吸、润湿性、岩心非均质性等。

2 结果与讨论

2.1 乳化对提高采收率的贡献

经典毛管数理论是利用聚合物增加驱油体系的流度控制，利用表面活性剂增大毛管数来实现采收率的提高，其原理示意图［14］如图2 所示。图中上部横坐标毛管数由公式NC=μwV/σ，根据不同的界面张力计算而得。按照理论模型［15］，要想实现采收率的大幅度提高，驱油体系界面张力必须达到10-3mN/m数量级以下。

图2 经典毛管数提高采收率理论模型［14］

砾岩油藏应用毛管数理论时，按照目前砾岩油藏剩余油饱和度和渗透率的条件，驱油体系界面张力必须为5×10-3mN/m 时才能达到好的驱油效果。但由砾岩油藏实验结果（见图3）可见，在环烷基石油磺酸盐（KPS）油水界面张力为5×10-2mN/m时，驱油体系乳化综合指数为60%数70%，其采收率增幅明显高于其他油水界面张力为5×10-3mN/m的驱油体系，这一实验结果明显与经典驱油理论不符。砾岩油藏复模态孔隙结构与砂岩不同，降低界面张力、提高注入速度及减小流度并不能显著降低砾岩油藏残余油饱和度。经典化学驱油理论主要强调毛管数和流度控制作用，而砾岩油藏与砂岩最大的不同是其孔隙结构具有复膜态孔隙结构，其不同孔喉下的毛管数是一个范围，而不是一个固定值，因此应用毛管数理论时毛管数和界面张力很难一一对应。

图3 砾岩油藏复合驱表面活性剂与其他表面活性剂的采收率增幅

为了探索砾岩油藏复合驱驱油体系与提高采收率的关系，笔者对比了二元（0.3% KPS+0.15%HJ1000）和三元（0.3% KPS+0.15% HJ2500+1.2%Na2CO3）不同乳化强度的驱油体系对采收率的贡献，结果如图4 所示。具有乳化能力的二元和三元体系累计产油量均高于无乳化体系，而二元乳化体系与无乳化三元体系的产油量相当。与三元体系相比，二元乳化体系没有碱的辅助作用，其表面活性剂效能更高，自身乳化作用更强。二元乳化体系和无乳化体系的对比结果表明:二元乳化体系具有较高的累计产油量，与三元无乳化体系相当，说明乳化对提高采收率具有正向促进作用。因此在驱油体系设计过程中，通过调节驱油体系界面性能和乳化性能同样可以实现大幅提高采收率的目的。国内类似的研究结果表明［16-17］，乳化作用较高的乳化体系会有更多的表面活性剂分散在油水介质中，形成较为稳定的乳液，相态发生改变，有利于采收率的增加。系统的乳化性能越强，界面张力越低，两者协同作用相叠加，就越有利于更多剩余油被采出。

图4 二元和三元不同乳化强度的驱油体系注入量与产油量的关系

2.2 界面张力和毛管数对提高采收率的影响

KPS 二元复合体系（0.3%KPS+0.15%HJ1000）油水界面张力和黏度对提高采收率的影响如图5所示。砾岩油藏驱油体系界面张力与提高采收率的关系并不是界面张力越低，采收率增幅越大，而是在合适的黏度条件下低界面张力10-2mN/m 和超低界面张力10-3mN/m 具有大幅提高采收率的作用，可见超低界面张力不是砾岩油藏大幅提高采收率的充分必要条件。

图5 KPS二元复合体系黏度与采收率增幅的关系

利用1.2 节中的公式计算了不同毛管数条件下，不同黏度驱油体系对提高采收率的贡献，结果如图6所示。砾岩油藏中存在一个合理的毛管数范围，在毛管数为10-2数10-1范围内具有最大的采收率增幅，而非毛管数越大采收率越高。当二元复合体系达到临界黏度（水油黏度比为2）后，油水界面张力为10-2数10-3mN/m 数量级的驱油体系形成的乳状液对提高采收率贡献较大。但一些驱油实验中，油水界面张力小于10-3mN/m 的KPS 二元乳化体系的驱油效率并不高，这主要是由于注入二元乳化体系后系统压力急剧升高，乳状液在端面聚集，堵塞高渗通道，而在采出端见到明显的W/O 乳状液，使得驱油体系波及作用和洗油效率降低。

图6 KPS二元复合驱毛管数与采收率增幅的关系

2.3 乳化综合指数和含油饱和度对提高采收率的影响

根据企业标准Q/SY 17583—2018，测定二元体系的乳化综合指数，结果如表1所示。相同条件下，超低界面张力体系+低乳化强度体系的采收率增幅小于低界面张力体系+中等乳化体系，说明在渗透率一定的前提下，界面张力对提高采收率的影响小于调节体系乳化作用的影响；相同界面张力的条件下，通过调节乳化综合指数可以继续增加采收率，说明乳化对采收率的极限贡献率约8%。低界面张力体系乳化是砾岩油藏大幅提高采收率的重要机理，要实现砾岩油藏二元复合驱大幅提高采收率，必须将驱油体系的乳化控制在合理的范围内。

表1 KPS二元体系的油水界面张力和乳化性对采收率的影响

为确定适用于砾岩油藏驱油体系的乳化综合指数范围，将驱油体系（（0.1%数0.6%）KPS+0.15%HJ2500）的乳化综合指数细化，结果如图7所示。乳化综合指数在30%数70%范围内，随着乳化综合指数增大，采收率增幅先增大后趋于平稳，乳化综合指数在50%数65%的采收率增幅最大。

图7 二元驱油体系乳化综合指数与采收率增幅的关系

不同含油饱和度条件下，乳化综合指数对提高采收率的影响如图8所示。要实现砾岩油藏二元复合驱大幅提高采收率，必须将驱油体系的乳化控制在合理的范围内。当剩余油饱和度小于50%时，乳化综合指数控制在50%数70%；剩余油饱和度大于50%时，乳化综合指数控制在30%数50%。剩余油饱和度较低时，需要乳化综合指数较高的驱油体系；剩余油饱和度较高时，需要乳化综合指数较低的驱油体系。

图8 不同含油饱和度下乳化综合指数对采收率增幅的影响

2.4 乳化对二元体系黏度的补偿作用

长岩心驱油实验结果如图9所示。随着驱油体系在岩心中运移，聚合物相对浓度（产出液中聚合物的浓度除以注入浓度）逐渐降低，但驱油体系相对黏度（产出液黏度除以注入黏度）并未降低。当驱油体系在注入0.7 PV 后，体系黏度开始缓慢上升，并维持到2.5 PV后开始快速降低。取样过程中发现，在0.7数2.5 PV阶段乳化现象明显，说明驱油体系的乳化前缘对驱油体系起到了黏度补偿作用，能保持驱替黏度的相对稳定性，有利于提高原油采收率。

图9 长岩心驱油过程中聚合物相对浓度和体系相对黏度随注入量的变化

2.5 二元驱油体系与砾岩储层配伍关系

通过多点测压方法，研究了基于不同储层剩余油饱和度（岩心中渗透率越高区域，含油饱和度越低）条件下的二元驱油体系配伍性，结果如表2所示。在乳化作用下，不同含油饱和度、不同分子量、不同浓度下均存在注入困难区域，但该区域会随着含水率变化而变化，即乳状液消失时该浓度下可以顺利注入。含油饱和度较高的区域容易形成高黏体系，说明乳化前缘随着注入时机的变化而变化。实验结果明确了二元驱油体系与储层配伍的适应界限，指导了“可控乳化+低界面张力”驱油体系的注入与调整。

表2 二元体系与储层剩余油饱和度的匹配关系

基于表2实验结果，考察了渗透率极差、流度控制、驱油体系乳化综合指数以及油水界面张力（IFT）等因素对提高采收率的影响，结果如表3 所示。通过注入界限表形成了适用于砾岩油藏二元复合驱多因素耦合提高采收率决策表。即在渗透率极差较大时，通过调节驱油体系黏度比和乳化综合指数能实现提高采收率；渗透率极差≤6时，通过调控界面张力和乳化综合指数实现大幅度提高采收率。这为二元复合驱应用推广技术界限的决策提供了依据。

表3 砾岩油藏二元复合驱多因素耦合提高采收率决策表

2.6 现场实施效果

利用表3 实验结果在新疆某区块设计实施“低界面张力和可控乳化”二元复合驱技术，针对长期水驱后砾岩油藏具有“多级孔喉控制剩余油”的特点，通过对驱油体系“梯次降黏、逐级动用”的个性化设计，初期注入高分高浓强乳化指数体系动用高渗层，封堵通道建立较高的驱替能量，后逐步降低分子量和浓度，调控乳化指数，依次提高大、中、小不同孔喉波及程度，实现各级孔喉控制剩余油充分动用，全生命周期调整如图10 所示。其中，前置段塞0.06 PV，聚合物相对分子质量2.5×107、加量0.15%；二元段塞前期0.09 PV，聚合物相对分子质量2.5×107、加量0.15%，表面活性剂加量0.3%；二元段塞中期0.21 PV，聚合物相对分子质量1.5×107、加量0.15%，表面活性剂加量0.3%；二元段塞后期0.32 PV，聚合物相对分子质量1.0×107、加量0.1%，表面活性剂加量0.2%。

图10 二元复合驱现场应用效果

由二元试验区设计指标与实测值的对比（见图11）可见，实施该技术调控后试验区采收率由38.9%提高到66.9%（各阶段累计值），提高28.0%。截至2019 年12 月，阶段采出程度25.4%，高峰期含水降幅超过40%，预计采收率增幅将达到20%。

图11 二元试验区设计指标与实测值对比

3 结论

利用室内6 m长岩心模拟驱油实验研究了部分水解聚丙烯酰胺/石油磺酸盐表面活性剂（KPS）二元驱油体系乳化作用对提高采收率的影响。当二元复合体系达到临界黏度后，油水界面张力为5×10-2mN/m 数量级、乳化综合指数适宜的乳状液对驱油体系黏度具有补偿作用，能够长距离保持驱油体系黏度的稳定性，有利于进一步提高采收率。

利用可控乳化驱油体系与储层物性、剩余油饱和度、非均质性匹配耦合关系，建立了多因素耦合乳化综合指数提高采收率表，明确了乳化与剩余油匹配的关系。建立了剩余油与乳化综合指数调控技术，当剩余油饱和度小于50%时，乳化综合指数控制在50%数70%；剩余油饱和度大于50%时，乳化综合指数控制在30%数50%；储层级差越大时，驱油体系乳化综合指数越高。该方法指导了新疆砾岩油藏驱油体系“梯次降黏、逐级动用”的个性化设计。