田茂章，趙新，宋新民，馬德勝，張群，羅文利，桑國(guó)強(qiáng)，陳昭

(1.中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院 提高石油采收率國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100083;2.大慶油田勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712;3.中國(guó)地質(zhì)大學(xué) 能源學(xué)院，北京 100083)

水驅(qū)后如何進(jìn)一步提高采收率是低滲透開發(fā)過(guò)程中面臨的問(wèn)題之一。研究人員針對(duì)不同類型的油藏的特點(diǎn)，發(fā)展了一系列具有不同功能的化學(xué)劑，如滲吸劑、疏水改性納米顆粒、MD 膜、超低界面張力表面活性劑體系等［1-4］。這些方法主要是從毛管力的角度出發(fā)，進(jìn)行驅(qū)油劑的設(shè)計(jì)與研制，提高驅(qū)油效率。但是這些方法不具有有效的擴(kuò)大波及體積的功能，因此沒(méi)有從根本上解決水竄的問(wèn)題。而傳統(tǒng)的改善油水流度比的方法［5-10］，如凝膠、體膨顆粒以及高分子量高粘度聚合物等體系，由于多孔介質(zhì)的吸附、滯留、剪切以及地層水的稀釋作用，而無(wú)法有效的擴(kuò)大波及體積。尤其是對(duì)于低滲透油藏，注入性的問(wèn)題制約著這些傳統(tǒng)的方法。因此，低滲透油藏亟需新的方法擴(kuò)大波及體積，提高原油采收率。

乳化近年來(lái)受到國(guó)內(nèi)外廣大油氣開發(fā)研究人員的重視［11-25］。大量報(bào)道表明，水包油乳化能夠提高洗油效率，同時(shí)能夠擴(kuò)大波及體積，因此有利于提高采收率。油水兩相在多孔介質(zhì)中運(yùn)移時(shí)，在表面活性劑等兩親分子的作用下，自發(fā)形成水包油乳液。水包油乳液能夠封堵孔喉，擴(kuò)大微觀波及體積。但是低滲透油藏中，孔喉半徑和水包油乳液粒徑存在匹配性的問(wèn)題，因此水包油乳液變得不穩(wěn)定，容易發(fā)生反相。而油包水乳液則是一種穩(wěn)定性較高的分散體系。盡管世界上2/3 的原油是以油包水乳液的形式被開采出來(lái)的，但是由于油包水乳液粘度高，給原油的開發(fā)/集輸及處理帶來(lái)巨大的困難［25］。因此，關(guān)于油包水乳液的報(bào)道大部分集中在如何有效地破乳以便于進(jìn)一步處理。另外，有少量報(bào)道了油包水乳液的流變性能［26-30］。Arhuoma［29］研究了油包水乳液在多孔介質(zhì)中的流變性能，并建立了多孔介質(zhì)中油包水乳液粘度的方法。Shafiei［30］認(rèn)為，油包水乳液粘度和析蠟量，含水率以及油包水乳液形成的時(shí)間有關(guān)系。非常少的報(bào)道提到了油包水乳液擴(kuò)大波及體積的作用。在加拿大西部油田開發(fā)中，高粘度油包水乳液的形成對(duì)于堿水驅(qū)擴(kuò)大波及體積，提高原油采收率具有至關(guān)重要的作用。Zohoorparvaz［31］提出，通過(guò)乳化劑作為一種流度控制劑，可以有效地解決稠油注水開發(fā)過(guò)程中由于流度比太低，而發(fā)生過(guò)早突破導(dǎo)致波及效率的問(wèn)題

我們研制了一種水溶性乳化劑，形成的分散體系在巖心條件下，能夠發(fā)生水包油乳液向高粘度油包水乳液的轉(zhuǎn)變。較高粘度的油包水乳液能夠有效地封堵大孔道，擴(kuò)大波及體積，從而提高原油采收率。這部分工作使我們對(duì)油包水乳液在低滲透油藏中的擴(kuò)大波及體積作用有了更深入的了解，并且為我們發(fā)展低滲透油藏驅(qū)油劑提供了指導(dǎo)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

乳化劑TC-6，自制;實(shí)驗(yàn)用水為大慶地層水，并加入0. 5%KCl 防止粘土膨脹;大慶模擬油，粘度10.9 mPa·s(45 ℃);低滲透露頭巖心。

RW20 型懸臂攪拌器;ultra turrax 乳化分散機(jī);C.MAG 型磁力轉(zhuǎn)子攪拌器;HAAKE 流變儀;Quizix泵巖心驅(qū)替設(shè)備。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 分散體系的配制 將不同濃度下，水溶性乳化劑TC-6 溶液和大慶模擬油形成的混合體系40 mL，按一定體積比置于燒杯中，用ultra turrax 乳化分散機(jī)進(jìn)行分散。將制備好的分散體系放在45 ℃恒溫箱中，觀察三相體積隨時(shí)間變化。

1.2.2 乳液粘度測(cè)定 分散體系放在45 ℃恒溫箱中放置30 min 以后，用HAAKE 流變儀測(cè)乳液在7.34 s－1剪切速率下粘度，測(cè)試溫度為45 ℃。

1.2.3 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn) ①室溫下將巖心抽真空，然后飽和大慶模擬水，計(jì)算巖心的孔隙度和水相滲透率;②在45 ℃條件下，用大慶模擬油飽和巖心測(cè)巖心的原始含油飽和度，并在45 ℃烘箱內(nèi)老化2 周;③以0.1 mL/min 的速度注入模擬水進(jìn)行驅(qū)替，直至出口端綜合含水率達(dá)98%，計(jì)算水驅(qū)采收率;④注入化學(xué)劑段塞，然后轉(zhuǎn)水驅(qū)至綜合含水率達(dá)98%，計(jì)算采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 不同濃度下乳液狀態(tài)

將不同濃度下20 mL 水溶性乳化劑TC-6 溶液和20 mL 大慶模擬油，按體積比1∶1 置于燒杯中，用乳化分散機(jī)進(jìn)行分散。然后將得到分散體系置于50 mL 量筒中，觀察分散體系宏觀狀態(tài)隨時(shí)間變化。不同濃度下形成的乳液放置2 h 后三相體積隨濃度變化曲線見(jiàn)圖1。

圖1 油水比1∶1 時(shí)，乳化劑TC-6 和原油形成的乳液三相隨濃度變化曲線(45 ℃)Fig.1 Volume of three phases of emulsions formed by crude oil and emulsifier plotted against mass concentrations (45 ℃)

由圖1 可知，在較高濃度下(0.5%和0.3%)，原油乳化后形成的分散體系明顯的分為三相。其中，中相為淺棕色，是乳液的主要組成部分。從顯微鏡照片中看出(圖2a，2b)，該相形成的乳液液滴內(nèi)部襯度較高，外部襯度較低，由此可以推測(cè)該相為水包油乳液。水包油乳液粒徑主要分布在1 ～10 μm，極少量乳液粒徑大于10 μm。上相為深棕色，一般認(rèn)為該相為乳液分出的油。在高濃度下(0.5%和0.3%)，分散體系上相體積較小(～2 mL)，而中間相則占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，因此高濃度下，分散體系形成的乳液以水包油乳液為主。

圖2 0.3%和0.05%乳化劑TC-6 和原油形成的分散體系中，中相(a、b)和上相(c、d)顯微鏡照片F(xiàn)ig.2 Microscopic images of the middle phase (a，b)and up phase (c，d)in emulsions formed by crude oil and emulsifier at 0.3% and 0.05%，individually

隨著濃度的降低，水包油乳液(中間相)體積減小，油包水(上相)體積逐漸增大。在低濃度條件下(0.05%，0.01%和0.005%)，水包油完全消失，形成了深棕色乳液。顯微鏡照片(圖2c，2d)表明該相乳液液滴內(nèi)相襯度高于外相襯度，因此，上相為油包水乳液。說(shuō)明隨著濃度的降低，水包油乳液向油包水乳液的轉(zhuǎn)變。

分散體系形成的乳液30 min 后粘度見(jiàn)表1。

表1 不同濃度條件下乳液粘度Table 1 Viscosity of the emulsions under different concentrations

由表1 可知，在高濃度條件下，水包油乳液粘度跟原油粘度非常接近。而油包水乳液粘度則明顯高于 原 油 粘 度。在 0. 07% 時(shí)，粘 度 可 以 達(dá)到23.2 mPa·s。

濃度降低引起水包油乳液向油包水乳液轉(zhuǎn)變是由于兩親分子在油水界面上排布發(fā)生改變引起的。乳化劑TC-6 是親水性的兩親分子，而原油中的膠質(zhì)瀝青質(zhì)等活性組分是親油性兩親分子。油水比1∶1條件下，高濃度乳化劑形成的分散體系中，親水性表活劑占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，兩親分子在界面上形成頭基在外相的曲面，因此分散體系形成水包油乳狀液。濃度降低時(shí)，親油性兩親分子逐漸占優(yōu)勢(shì)，在油水界面上形成親油基在外相的曲面在巖心中，因此分散體系形成油包水乳狀液。乳化劑在地層水的稀釋作用下，濃度會(huì)逐漸降低，因此容易發(fā)生水包油乳液向油包水乳液的轉(zhuǎn)變，從而引起原油粘度升高。

2.2 不同油水比條件下形成乳液狀態(tài)

將0.3%水溶性乳化劑TC-6 溶液和大慶模擬油，按不同體積比用乳化分散機(jī)進(jìn)行分散，其宏觀狀態(tài)見(jiàn)圖3。

圖3 不同油水比條件下形成的乳液宏觀狀態(tài)(45 ℃)Fig.3 Appearance of the emulsions formed by crude oil and emulsifier at different volume ratio

由圖3 可知，油水比小于6∶4 時(shí)，乳化劑TC-1和原油形成的分散體系，以淺棕色水包油乳液為主，油包水乳液體積相對(duì)較小，基本可以忽略。隨著油水比逐漸升高，水包油乳液比例逐漸升高，油包水乳液比例逐漸升高。當(dāng)油水比大于7∶3 時(shí)，水包油乳液完全消失，形成油包水乳液。圖4 是體積比8∶2(圖4a)和9∶1(圖4b)時(shí)形成的乳液微觀狀態(tài)，該結(jié)果進(jìn)一步證明油水比升高時(shí)形成油包水乳液。

圖4 油水比8∶2(a)和9∶1(b)時(shí)，乳化劑TC-6 和原油形成的分散體系微觀照片F(xiàn)ig.4 Microscopic images of emulsions formed by crude oil and emulsifier at volume ratio of 8∶2 (a)and 9∶1(b)

原油乳化后形成的分散體系上相和中相體積相對(duì)于乳化前原油體積的變化情況見(jiàn)圖5。

圖5 0.3%乳化劑TC-6 和原油形成的乳液上相和中相體相與原油體積之比隨油水比變化曲線(45 ℃)Fig.5 Volume ratio of up or middle phase to crude oil formed plotted against volume ration at 0.3%

由圖5 可知，油水比≤6∶4 時(shí)，原油分散后形成的水包油乳液占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，而油水比≥7∶3 時(shí)，分散體系以油包水乳液為主。

不同濃度下形成的水包油乳液和油包水乳液粘度見(jiàn)表2。

表2 不同油水比條件下乳液粘度Table 2 Viscosity of the emulsions under different oil-water conditions

由表2 可知，形成的水包油乳液粘度較低，接近于原油粘度，而油包水乳液粘度則有了明顯的升高，粘度接近20 mPa·s。

油水比升高引起水包油乳液向油包水乳液的轉(zhuǎn)變也是由于兩親分子在油水界面上排布發(fā)生改變引起的。乳化劑濃度一定時(shí)，油水體積比直接決定了油水界面上親水兩親分子和親油兩親分子的比例。當(dāng)油水比升高時(shí)，親水兩親分子比例降低，膠質(zhì)瀝青質(zhì)等親油性兩親分子占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，分散體系會(huì)發(fā)生水包油乳液向油包水乳液的轉(zhuǎn)變。由此可知，油水比的升高，會(huì)引起水包油乳液向油包水乳液的轉(zhuǎn)變，從而引起乳液粘度升高。

2.3 滲透率對(duì)乳液穩(wěn)定性的影響

McAuliffe 研究表明，水包油乳液擴(kuò)大波及體積的作用，與乳液的粘度關(guān)系不大，而是與乳液粒徑與孔喉半徑最相關(guān)［11-13］。當(dāng)水包油乳液液滴半徑略大于孔喉半徑時(shí)，賈敏效應(yīng)變得明顯，從而起到擴(kuò)大波及體積的作用。但是低滲透油藏中，孔喉半徑和水包油乳液粒徑存在匹配性的問(wèn)題，水包油乳液變得不穩(wěn)定，容易發(fā)生反相。因此，我們研究了水包油乳液向油包水乳液轉(zhuǎn)變的滲透率條件。

該實(shí)驗(yàn)是通過(guò)油水同注的方法，按油水比1∶1注入到巖心中，觀察巖心注入壓力以及出口端乳液的狀態(tài)。表3 是不同滲透率條件下，巖心出口端的采出液乳化狀態(tài)。“+”表示巖心中能夠形成淺棕色水包油乳液，“－”表示巖心中形成油包水乳液而發(fā)生堵塞。

表3 不同滲透率巖心中乳化狀態(tài)Table 3 Formation of emulsions at different permeability

由表3 可知，滲透率＞50.1 mD 時(shí)，巖心出口端觀察到明顯的乳化現(xiàn)象。而≤50.1 mD，巖心中不能觀察到明顯的水包油乳化，并且注入壓力明顯的升高。由此可以推測(cè)，巖心中形成了油包水乳液。因此，由于乳液粒徑和孔喉半徑的匹配性等原因，水包油乳液在低滲透多孔介質(zhì)中不穩(wěn)定，易發(fā)生水包油向油包水乳液的轉(zhuǎn)變。

2.4 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

圖6 巖心中注入超低界面張力表面活性劑體系采收率、含水及壓力變化曲線Fig.6 Production performance of ulta-low IFT surfactant flooding

由圖6 可知，水驅(qū)后注入超低界面張力體系，注入壓力明顯的下降，從5.6 MPa 下降到4.6 MPa 左右。后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中，注入壓力有所上升但是注入壓力依然低于前期注水壓力。整個(gè)過(guò)程中注入壓力下降18.6%，采收率提高3.8%。超低界面張力體系雖然具有一定的降低注入壓力的效果，但是由于無(wú)法解決水竄的問(wèn)題，因此提高采收率幅度有限。

圖7 是巖心中(滲透率2.3 mD)注入具有乳化劑時(shí)，注入壓力，原油含水以及采收率隨時(shí)間變化曲線。

由圖7 可知，水驅(qū)后注入乳化劑體系，注入壓力上下波動(dòng)，但是注入壓力同前期水驅(qū)壓力在一個(gè)水平上。后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中注入壓力相比，前期注入以及注乳化劑階段有所下降。在這過(guò)程中水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率8.9%，相對(duì)于超低界面張力體系有了明顯的提高。說(shuō)明這種巖心中生成的乳液具有擴(kuò)大波及體積的作用。

巖心條件下，水包油乳液向油包水乳液轉(zhuǎn)變是多種因素共同作用的結(jié)果。首先，由于水包油乳液在低滲透巖心中不穩(wěn)定，易發(fā)生反相，形成高粘度油包水乳液。其次，水驅(qū)后油相相對(duì)滲透率明顯低于水相滲透率，導(dǎo)致原油被驅(qū)替以后在巖心中流動(dòng)時(shí)，運(yùn)移速度明顯低于地層水流動(dòng)速度，從而導(dǎo)致大量原油被滯留，造成局部油水比升高，促進(jìn)水包油乳液向油包水乳液轉(zhuǎn)變。另外，乳液在多孔介質(zhì)中不可避免的受到巖心的吸附，地層水的稀釋，從而導(dǎo)致乳化劑濃度降低，促進(jìn)水包油乳液向油包水乳液的轉(zhuǎn)變。高粘度油包水乳液能夠有效封堵水驅(qū)沖刷通道，減少水竄，起到擴(kuò)大波及體積的作用。

圖7 巖心中注入乳化劑體系采收率、含水及壓力變化曲線Fig.7 Production performance of emulsifier flooding

表4 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表Table 4 Results of the displacing experiments

3 結(jié)論

(1)研究了低滲透條件下，水包油乳液向油包水乳液轉(zhuǎn)變的關(guān)鍵因素。乳化劑濃度降低，油水比升高以及滲透率降低都會(huì)引起水包油乳液向油包水乳液的轉(zhuǎn)變并引起乳液粘度升高。

(2)乳化劑濃度降低，油水比升高都會(huì)引起油水界面上親水性兩親分子比例降低，親油性兩親分子占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，從而導(dǎo)致水包油乳液向油包水乳液轉(zhuǎn)變。因此，表活劑分子在油水界面上的排布是引起乳液狀態(tài)轉(zhuǎn)變的關(guān)鍵因素。

(3)多孔介質(zhì)中生成的油包水乳液，可以起到擴(kuò)大波及體積的作用，在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高收率8.9%。同時(shí)，乳化劑分子量小，不存在注入性的問(wèn)題，因此在低滲透油藏開發(fā)中有巨大的潛力。

［1］ 王家祿，劉玉章，陳茂謙，等. 低滲透油藏裂縫動(dòng)態(tài)滲吸機(jī)理實(shí)驗(yàn)研究［J］. 石油勘探與開發(fā)，2009，36(1):86-90.

［2］ 呂廣忠，張建喬. 納米聚硅材料室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及應(yīng)用研究［J］.功能材料，2006，37(7):1110-1113.

［3］ 唐敬珍，方曉紅. 表面活性劑降壓增注技術(shù)在低滲透油田應(yīng)用研究［J］.化工時(shí)刊，2004，18(1):51-54.

［4］ 高芒來(lái)，孔祥興，張希，等. 功能性超薄有序分子沉積膜的制備及其結(jié)構(gòu)研究［J］. 高等學(xué)?；瘜W(xué)學(xué)報(bào)，1993，14(8):1182-1183.

［5］ Zhu Y Y，Jian G Q，Liu W D，et al.Recent progress and effects analysis of surfactant-polymer flooding field tests in China［C］// SPE Enhanced Oil Recovery Conference 165213，2013.

［6］ Zhu Y Y，Zhang Y，Niu J L，et al.The research progress of alkali-free surfactant-polymer combination flooding technique［J］.Petroleum Exploration and Development，2012，39(3):346-351.

［7］ Zhu Y Y，H Q F，Liu W D，et al. Recent progress and effects analysis of ASP flooding field tests［C］//SPE Enhanced Oil Recovery Conference.Society of Petroleum Engineers，2012，151285.

［8］ Zeng B Q，Chen L S，Li C L，et al.Low velocity non-linear flow in ultra-low permeability reservoir［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2011，80(1):1-6.

［9］ Wu W X，Zhang X Y.Seepage characteristics of the polymer solutions of different molecular masses in porous media［J］. Journal of Xi’an Shiyou University:Natural Science Edition，2007，22(2):103-106.

［10］Chen T P，Liu J S，Liu J J.Study on the capillary number of the ultra-low interfacial tension displacement system in low-permeability homogeneous reservoirs［J］. Journal of Xi’an Shiyou University:Natural Science Edition，2007，22(5):33-36.

［11］ McAuliffe C D. Crude-oil-in-water emulsions to improve fluid-flow in an oil reservoir［J］. Journal of Petroleum Technology，1973，25(6):721-726.

［12］ McAuliffe C D. Oil-in-water emulsions and their flow properties in porous media［J］. Journal of Petroleum Technology，1973，25(6):727-733.

［13］Jennings H Y，Johnson C E，McAuliffe C D.A caustic water flooding process for heavy oils［J］.Journal of Petroleum Technology，1974，26(12):1344-1352.

［14］Rudin J，Bernard C，Wasan D T.Effect of added surfactant on interfacial tension and spontaneous emulsification in alkali/acidic oil systems［J］. Industrial Engineering Chemistry Research，1994，33(5):1150-1158.

［15］ Bryan J，Kantzas A.Potential for alkali-surfactant flooding in heavy oil reservoirs through oil-in-water emulsification［J］.Journal of Petroleum Technology，2009，48(2):37-46.

［16］Romero M I，Carvalho M S，Alvarado V.Experiments and network model of flow of oil-water emulsion in porous media［J］.Physical Review E，2011，84:046305.

［17］Wang X，Alvarado V.Effects of aqueous-phase salinity on water-in-crude oil emulsion stability［J］. Journal of Dispersion Science and Technology，2012，33(2):165-170.

［18］Pei H H，Zhang G C，Ge J，et al. Comparative effectiveness of alkaline flooding and alkaline-surfactant flooding for improved heavy-oil recovery［J］.Energy Fuels，2015，26(5):2911-2919.

［19］Ranena V F，Marcio S C，Vladimir A.Oil recovery modeling of macro-emulsion flooding at low capillary number［J］.Journal of Petroleum Science and Engineering，2014，119:112-122.

［20］Guillen V，Carvalho M S，Alvarado V.Pore scale and macroscopic displacement mechanisms in emulsion flooding［J］. Transp Porous Med，2012，94(1):197-206.

［21］Mai A，Bryan J，Goodarzi N，et al.Insights into non-thermal recovery of heavy oil［J］.Journal of Petroleum Technology，2009，48(3):27-35.

［22］Shi S，Wang Y，Wang L，et al.Potential of spontaneous emulsification flooding for enhancing oil recovery in hightemperature and high-salinity oil reservoir［J］. Journal of Dispersion Science and Technology，2015，36 (5):660-669.

［23］Cobos S，Carvalho M S，Alvarado V. Flow of oil-water emulsions through a constricted capillary［J］.International Journal of Multiphase Flow，2009，35(6):507-515.

［24］Dong M，Ma S，Liu Q.Enhanced heavy oil recovery through interfacial instability:a study of chemical flooding for Brintnell heavy oil［J］.Fuel，2009，88(6):1049-1056.

［25］Abou-Kassem J H，Ali S M.Modeling of emulsion flow in porous media［J］.Journal of Petroleum Technology，1995，34(6):30-39.

［26］Kelesoglu S，Pettersen B H，Sjoblom J.Flow properties of water-in-north sea heavy crude oil emulsions［J］. Journal of Petroleum Science and Engineering，2012，100:14-23.

［27］Webb E B，Koh C A，Liberatore M W.High pressure rheology of hydrate slurries formed from water-in-mineral oil emulsions［J］. Industrial Engineering Chemistry Research，2012，53(17):6998-7007.

［28］Johnson Jr C E. Status of caustic and emulsion methods［J］. Journal of Petroleum Technology，1976，28(1):85-92.

［29］Arhuoma M，Dong M，Yang D，et al.Determination of water-in-oil emulsion viscosity in porous media［J］.Industrial Engineering Chemistry Research，2009，48 (15):7092-7102.

［30］Haj-shafiei S，Ghosh S，Rousseau D. Kinetic stability and rheology of wax-stabilized water-in-oil emulsions at different water cuts［J］. Journal of Colloid and Interface Science，2012，410:11-20.

［31］ Zohoorparvaz A，Arastoo A，Sahraei E. The evaluation of water-in-oil emulsions to use as a water control agent in waterflooding［J］. Petroleum Science and Technology，2013，31(17):1727-1737.