董杰 岳湘安 孔彬 鄒積瑞

1.油氣資源與探測國家重點實驗室 2.石油工程教育部重點實驗室 3.中國石油大學(北京)

結合長慶低滲透油藏條件，選用超低界面張力強乳化能力和超低界面張力弱乳化能力的2種活性劑，開展巖心驅替實驗，研究表面活性劑乳化性能對低滲透油藏提高采收率的影響。

1 實驗設計與方法

1.1 材料及設備

表面活性劑：BA、TS，由實驗室復配。

實驗用油：長慶油田脫水原油，50 ℃條件下，黏度2.1 mPa·s。

實驗用水：長慶油田地層水，總礦化度81 910 mg/L，Ca2+、Mg2+礦化度13 258 mg/L；室內配制長慶模擬注入水，礦化度512.17 mg/L。

實驗巖心：實驗室人造模擬巖心，其中柱狀均質巖心尺寸Φ2.5 cm×30 cm，滲透率10×10-3μm2；非均質方巖心尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm。其中，高滲層厚度1 cm，滲透率30×10-3μm2；低滲層厚度3.5 cm，滲透率3×10-3μm2。

實驗設備：TX-500C旋滴界面張力儀、調頻電機試管乳化器、油氣藏開發(fā)模擬系統(tǒng)等。

1.2 實驗方法

(1) 乳化能力對比。將原油和不同質量分數(shù)活性劑溶液按體積比3∶7加入刻度試管并密封，利用調頻電機試管乳化器在50 ℃條件下以相同頻率震蕩10 min后，將試管豎直放置在50 ℃恒溫箱內，每隔一段時間讀取試管底部析出的清液體積，計算析水率，其計算公式為：

首先，對違法行為嚴肅追究。嚴肅查處超劑量使用獸藥和飼料添加劑的違法行為。進一步加強聯(lián)合執(zhí)法，畜牧行政部門應該與司法部門加強溝通聯(lián)系，強化案件處理力度，通過嚴肅處理違法行為，提高違法成本，震懾違法分子。同時，還應該嚴格按照國家法律法規(guī)，落實好畜產(chǎn)品質量安全監(jiān)管職責，構建完善的績效考核制度和責任追究制度[3]；其次，暢通投訴舉報渠道。設立投訴舉報電話，構建畜產(chǎn)品質量安全投訴舉報信息平臺，及時處理和反饋公眾投訴舉報。全面推行有獎舉報制度，擴大社會監(jiān)督。推進誠信體系建設，建立違法違規(guī)“黑名單”制度，對不法生產(chǎn)經(jīng)營者依法公開其違法信息，營造良好信用環(huán)境。

E=V′/V×100%

(1)

式中：E為析水率，%；V′為析出清液體積，mL；V為加入試管內活性劑溶液總體積，mL。

(2) 油水界面張力評價。應用TX-500C旋滴界面張力儀，在50 ℃時，測定不同質量分數(shù)的2種活性劑溶液與長慶脫水原油間的界面張力。

(3) 表面活性劑巖心驅油特征。將均質巖心飽和地層水、原油，老化24 h。水驅至采出液含水率98%后，注入0.6 PV活性劑溶液，后續(xù)水驅至采出液含水率100%，記錄巖心入口、距巖心入口5 cm、10 cm、15 cm、20 cm、25 cm等位置的壓力；非均質巖心實驗過程與均質巖心實驗過程基本相同。實驗溫度50 ℃。

2 實驗結果與分析

2.1 表面活性劑乳化能力與界面性能

2.1.1乳化能力評價

乳狀液靜置一段時間后，其析水率越小，說明乳狀液穩(wěn)定性越好，表明該活性劑乳化能力越強；反之析水率越大，說明活性劑乳化能力越弱。因此，可利用析水率對比不同活性劑的乳化能力。

圖1為不同質量分數(shù)的BA、TS活性劑溶液與長慶脫水原油震蕩乳化形成的乳狀液，在50 ℃時析水率隨時間的變化曲線。從圖1可看出，相同的靜置時間條件下，BA活性劑溶液與原油形成的乳狀液的析水率相對較低，說明BA與原油形成的乳狀液更加穩(wěn)定。實驗結果表明，BA的乳化能力較強，而TS的乳化能力相對較弱。

2.1.2界面性能評價

從表1可看出，在質量分數(shù)為0.1%～0.3%時，BA溶液與原油均達到了10-3mN/m的超低界面張力；質量分數(shù)0.2%、0.3%的TS活性劑溶液與原油的界面張力也能達到10-3mN/m的超低界面張力。

表1 2種表面活性劑與原油的界面張力Table1 Interfacialtensionbetween2kindsofsurfactantsandcrudeoilw/%γ(BA)/(mN·m-1)γ(TS)/(mN·m-1)0.15.79×10-31.30×10-20.23.90×10-33.80×10-30.38.90×10-33.30×10-3

結合乳化能力評價結果可發(fā)現(xiàn)：BA活性劑能夠實現(xiàn)超低界面張力且原油乳化能力較強；TS活性劑也具備較強的降低界面張力的能力但原油乳化能力較弱。以此乳化性能差異對比結果，使用質量分數(shù)0.2%的2種活性劑溶液分別開展驅替實驗。

2.2 均質巖心表面活性劑驅油特征

圖2為柱狀長巖心驅替過程中，巖心入口及各位置測壓點的壓力變化情況。對比圖2(a)和圖2(b)可看出，兩根巖心的水驅階段各測壓點壓力動態(tài)變化基本一致。

1號巖心水驅后，以相同速度注入BA活性劑0.6 PV，之后進行后續(xù)水驅。在注入BA段塞階段，除25 cm處測壓點外，其余各測壓點壓力均有所上升。后續(xù)水驅階段，各測壓點壓力緩慢下降。在此過程中，采出液中原油乳化現(xiàn)象明顯，取樣在顯微鏡下觀察，如圖3所示。表明乳化性較強的BA活性劑與原油在巖心滲流過程中形成了乳狀液，而乳液液滴因在孔喉部位的堆積堵塞作用，導致流動阻力增大，造成各測點壓力上升。

2號巖心水驅后，注入TS活性劑0.6 PV。由于TS乳化性能較差，無法充分乳化殘余油，沒有在采出液中觀察到原油乳化現(xiàn)象。因此，水驅后注入TS活性劑溶液，降低了毛管力，滲流阻力下降，造成各測點壓力進一步下降，表現(xiàn)出很好的降壓增注作用。

圖4(a)為均質巖心水驅后注入BA活性劑過程中，巖心各位置壓力梯度隨注入量的變化情況。隨著0.6 PV的BA段塞注入，巖心0～5 cm、5～10 cm、10～15 cm、15～20 cm段的壓力梯度依次升高，后續(xù)水驅過程中，20～25 cm、25～30 cm段壓力梯度也出現(xiàn)小幅度升高。表明活性劑BA與原油形成的乳狀液向前運移過程中，由巖心入口向尾端，依次提高了各段的流動阻力。圖4(b)為長巖心水驅后注入TS活性劑過程中，巖心各位置壓力梯度隨注入量的變化情況。由于TS活性劑界面張力低，乳化性較差，因此隨著TS注入，巖心各段的壓力梯度逐漸下降。

圖5為注入BA段塞過程中，巖心內各位置壓力梯度的分布變化，直觀表現(xiàn)出整個乳化帶的影響范圍：隨著BA注入量的增加，巖心壓力梯度最高的位置逐漸向前移動。表明在注入過程中，BA與原油形成的乳化帶逐漸向前運移，并不斷擴大，在乳化波及區(qū)域壓力梯度逐漸增大，表現(xiàn)出較好的封堵效果。由于0～5 cm段殘余油與BA活性劑形成乳狀液向前推移，該段殘余油飽和度下降而無法進一步產(chǎn)生乳狀液。因此，BA注入量達0.32 PV后，該段壓力梯度有所下降。

由于乳狀液滴在喉道處的堵塞作用，導致巖心滲透率減低。表2為注BA后，巖心各位置殘余阻力系數(shù)和封堵率的分布。從表2可看出，巖心0～5 cm段殘余阻力系數(shù)小于1且封堵率為負數(shù)，這主要是由于巖心入口段受注入水沖刷，殘余油飽和度低，無法形成足夠的乳狀液。同時，BA在該段降低了毛細管力，使流動阻力下降，導致該段注入水的相對滲透率增大，從而造成封堵率為負數(shù)。隨著BA段塞向巖心內部運移，形成的乳狀液增多，乳狀液滴堵塞喉道，降低了滲透率，巖心中部的殘余阻力系數(shù)為2.08。對比圖5、表2巖心各段壓力梯度和殘余阻力系數(shù)分布可發(fā)現(xiàn)，表面活性劑BA在長巖心內各段表現(xiàn)出性能有所差異，即入口段降壓增注，中部乳化封堵。

由于乳化液滴增大了流動阻力，造成巖心內部驅替壓力梯度升高，從而有利于殘余油滴的驅動。如表3所示，表面活性劑BA提高驅油效率13.49%，而乳化能力較弱的活性劑TS提高驅油效率6.54%。

表2 1號巖心(注BA)殘余阻力系數(shù)和封堵率Table2 Residualresistancecoefficientandpluggingrateof1#core巖心段整體0～5cm5～10cm10～15cm15～20cm20～25cm25～30cm殘余阻力系數(shù)1.280.551.991.432.081.530.83封堵率/%22.06-83.1449.7430.2752.0234.77-20.91

表3 兩種活性劑驅油結果Table3 Oildisplacementresultsoftwokindsofsurfactants巖心編號w(活性劑)巖心滲透率/10-3μm2水驅效率/%最終驅油效率/%活性劑驅油效率增幅/%10.2%BA10.1241.3054.7913.4920.2%TS9.9839.4545.996.54

2.3 非均質巖心表面活性劑驅油特征

圖6為非均質巖心驅替動態(tài)曲線，水驅至含水率98%以上，3號、4號巖心分別注入0.6 PV的BA活性劑和0.6 PV的TS活性劑。注入BA后，驅替壓力逐漸上升，同時含水率波動下降；而注入TS后，驅替壓力呈下降趨勢，含水率下降幅度較小。

表4 兩種活性劑驅油結果Table4 Oildisplacementresultsoftwokindsofsurfactants巖心編號w(活性劑)巖心滲透率/10-3μm2水驅采收率/%最終采收率/%活性劑采收率增幅/%30.2%BA低滲層3高滲層3035.1246.5811.4640.2%TS低滲層3高滲層3035.5141.395.88

原因主要是BA與原油形成的乳狀液在竄流層中建立了流動阻力，造成后續(xù)驅油劑繞流進入低滲區(qū)，提高了波及效率。而注入TS后，由于無法形成乳狀液建立流動阻力，造成后續(xù)驅替劑繼續(xù)沿著注水竄流通道向前推進，難以波及到剩余油。由表4可知，表面活性劑BA在水驅基礎上提高采收率11.46%，而TS僅提高5.88%，強乳化能力的BA活性劑提高采收率幅度相對較大。

3 結 論

(1) 低滲巖心驅油實驗中，同時具備強乳化性和超低界面張力的活性劑BA，在注入過程中會產(chǎn)生入口段降低驅替壓力梯度，巖心中部乳化封堵的效果；而僅具備超低界面張力的活性劑TS只能起到降壓增注的作用，難以產(chǎn)生封堵效果。

(2) 在界面性能相同的情況下，乳化能力強的活性劑BA可在水驅基礎上提高采收率11.46%，乳化能力較弱的活性劑TS提高采收率幅度為5.88%。說明在乳化性能存在差異的情況下，乳化能力更強的BA活性劑在低滲油藏中提高采收率的幅度更大。

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