表面活性剂驱作为一种重要的化学驱技术，在低渗油藏得到越来越多的研究和应用[1-4]。按以往中高渗油藏筛选活性剂的标准，主要注重其降低界面张力的性能[5-7]，而该类型活性剂在低渗油藏活性剂驱过程中，大多沿着注水窜流通道向前推进，难以有效波及窜流通道两侧的剩余油。近年来，有学者研究表明，在中高渗油藏表面活性剂驱过程中，乳化能力较强的表面活性剂会与原油形成乳状液，通过微观模型观察到，乳状液滴会在喉道处产生一定程度的堵塞作用[8-10]。由于中高渗储层孔喉尺度较大，这种乳状液滴造成的堵塞作用相对较小，后续驱油剂会很快突破。而低渗透油藏孔喉尺度较小，如果在低渗透油藏活性剂驱中使用乳化性较强的表面活性剂，其与原油形成的乳状液滴在喉道处会产生相对较大的堵塞作用。因此，有必要针对强乳化性表面活性剂，在低渗透油藏产生堵塞作用的能力和对提高采收率的影响开展进一步研究。
结合长庆低渗透油藏条件，选用超低界面张力强乳化能力和超低界面张力弱乳化能力的2种活性剂，开展岩心驱替实验，研究表面活性剂乳化性能对低渗透油藏提高采收率的影响。
表面活性剂：BA、TS，由实验室复配。
实验用油：长庆油田脱水原油，50 ℃条件下，黏度2.1 mPa·s。
实验用水：长庆油田地层水，总矿化度81 910 mg/L，Ca2+、Mg2+矿化度13 258 mg/L；室内配制长庆模拟注入水，矿化度512.17 mg/L。
实验岩心：实验室人造模拟岩心，其中柱状均质岩心尺寸Φ2.5 cm×30 cm，渗透率10×10-3 μm2；非均质方岩心尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm。其中，高渗层厚度1 cm，渗透率30×10-3 μm2；低渗层厚度3.5 cm，渗透率3×10-3 μm2。
实验设备：TX-500C旋滴界面张力仪、调频电机试管乳化器、油气藏开发模拟系统等。
(1) 乳化能力对比。将原油和不同质量分数活性剂溶液按体积比3:7加入刻度试管并密封，利用调频电机试管乳化器在50 ℃条件下以相同频率震荡10 min后，将试管竖直放置在50 ℃恒温箱内，每隔一段时间读取试管底部析出的清液体积，计算析水率，其计算公式为：
式中：E为析水率，%；V′为析出清液体积，mL；V为加入试管内活性剂溶液总体积，mL。
(2) 油水界面张力评价。应用TX-500C旋滴界面张力仪，在50 ℃时，测定不同质量分数的2种活性剂溶液与长庆脱水原油间的界面张力。
(3) 表面活性剂岩心驱油特征。将均质岩心饱和地层水、原油，老化24 h。水驱至采出液含水率98%后，注入0.6 PV活性剂溶液，后续水驱至采出液含水率100%，记录岩心入口、距岩心入口5 cm、10 cm、15 cm、20 cm、25 cm等位置的压力；非均质岩心实验过程与均质岩心实验过程基本相同。实验温度50 ℃。
乳状液静置一段时间后，其析水率越小，说明乳状液稳定性越好，表明该活性剂乳化能力越强；反之析水率越大，说明活性剂乳化能力越弱。因此，可利用析水率对比不同活性剂的乳化能力。
图 1为不同质量分数的BA、TS活性剂溶液与长庆脱水原油震荡乳化形成的乳状液，在50 ℃时析水率随时间的变化曲线。从图 1可看出，相同的静置时间条件下，BA活性剂溶液与原油形成的乳状液的析水率相对较低，说明BA与原油形成的乳状液更加稳定。实验结果表明，BA的乳化能力较强，而TS的乳化能力相对较弱。
从表 1可看出，在质量分数为0.1%~0.3%时，BA溶液与原油均达到了10-3 mN/m的超低界面张力；质量分数0.2%、0.3%的TS活性剂溶液与原油的界面张力也能达到10-3 mN/m的超低界面张力。
结合乳化能力评价结果可发现：BA活性剂能够实现超低界面张力且原油乳化能力较强；TS活性剂也具备较强的降低界面张力的能力但原油乳化能力较弱。以此乳化性能差异对比结果，使用质量分数0.2%的2种活性剂溶液分别开展驱替实验。
图 2为柱状长岩心驱替过程中，岩心入口及各位置测压点的压力变化情况。对比图 2(a)和图 2(b)可看出，两根岩心的水驱阶段各测压点压力动态变化基本一致。
1号岩心水驱后，以相同速度注入BA活性剂0.6 PV，之后进行后续水驱。在注入BA段塞阶段，除25 cm处测压点外，其余各测压点压力均有所上升。后续水驱阶段，各测压点压力缓慢下降。在此过程中，采出液中原油乳化现象明显，取样在显微镜下观察，如图 3所示。表明乳化性较强的BA活性剂与原油在岩心渗流过程中形成了乳状液，而乳液液滴因在孔喉部位的堆积堵塞作用，导致流动阻力增大，造成各测点压力上升。
2号岩心水驱后，注入TS活性剂0.6 PV。由于TS乳化性能较差，无法充分乳化残余油，没有在采出液中观察到原油乳化现象。因此，水驱后注入TS活性剂溶液，降低了毛管力，渗流阻力下降，造成各测点压力进一步下降，表现出很好的降压增注作用。
图 4(a)为均质岩心水驱后注入BA活性剂过程中，岩心各位置压力梯度随注入量的变化情况。随着0.6 PV的BA段塞注入，岩心0~5 cm、5~10 cm、10~15 cm、15~20 cm段的压力梯度依次升高，后续水驱过程中，20~25 cm、25~30 cm段压力梯度也出现小幅度升高。表明活性剂BA与原油形成的乳状液向前运移过程中，由岩心入口向尾端，依次提高了各段的流动阻力。图 4(b)为长岩心水驱后注入TS活性剂过程中，岩心各位置压力梯度随注入量的变化情况。由于TS活性剂界面张力低，乳化性较差，因此随着TS注入，岩心各段的压力梯度逐渐下降。
图 5为注入BA段塞过程中，岩心内各位置压力梯度的分布变化，直观表现出整个乳化带的影响范围：随着BA注入量的增加，岩心压力梯度最高的位置逐渐向前移动。表明在注入过程中，BA与原油形成的乳化带逐渐向前运移，并不断扩大，在乳化波及区域压力梯度逐渐增大，表现出较好的封堵效果。由于0~5 cm段残余油与BA活性剂形成乳状液向前推移，该段残余油饱和度下降而无法进一步产生乳状液。因此，BA注入量达0.32 PV后，该段压力梯度有所下降。
由于乳状液滴在喉道处的堵塞作用，导致岩心渗透率减低。表 2为注BA后，岩心各位置残余阻力系数和封堵率的分布。从表 2可看出，岩心0~5 cm段残余阻力系数小于1且封堵率为负数，这主要是由于岩心入口段受注入水冲刷，残余油饱和度低，无法形成足够的乳状液。同时，BA在该段降低了毛细管力，使流动阻力下降，导致该段注入水的相对渗透率增大，从而造成封堵率为负数。随着BA段塞向岩心内部运移，形成的乳状液增多，乳状液滴堵塞喉道，降低了渗透率，岩心中部的残余阻力系数为2.08。对比图 5、表 2岩心各段压力梯度和残余阻力系数分布可发现，表面活性剂BA在长岩心内各段表现出性能有所差异，即入口段降压增注，中部乳化封堵。
由于乳化液滴增大了流动阻力，造成岩心内部驱替压力梯度升高，从而有利于残余油滴的驱动。如表 3所示，表面活性剂BA提高驱油效率13.49%，而乳化能力较弱的活性剂TS提高驱油效率6.54%。
图 6为非均质岩心驱替动态曲线，水驱至含水率98%以上，3号、4号岩心分别注入0.6 PV的BA活性剂和0.6 PV的TS活性剂。注入BA后，驱替压力逐渐上升，同时含水率波动下降；而注入TS后，驱替压力呈下降趋势，含水率下降幅度较小。
原因主要是BA与原油形成的乳状液在窜流层中建立了流动阻力，造成后续驱油剂绕流进入低渗区，提高了波及效率。而注入TS后，由于无法形成乳状液建立流动阻力，造成后续驱替剂继续沿着注水窜流通道向前推进，难以波及到剩余油。由表 4可知，表面活性剂BA在水驱基础上提高采收率11.46%，而TS仅提高5.88%，强乳化能力的BA活性剂提高采收率幅度相对较大。
(1) 低渗岩心驱油实验中，同时具备强乳化性和超低界面张力的活性剂BA，在注入过程中会产生入口段降低驱替压力梯度，岩心中部乳化封堵的效果；而仅具备超低界面张力的活性剂TS只能起到降压增注的作用，难以产生封堵效果。
(2) 在界面性能相同的情况下，乳化能力强的活性剂BA可在水驱基础上提高采收率11.46%，乳化能力较弱的活性剂TS提高采收率幅度为5.88%。说明在乳化性能存在差异的情况下，乳化能力更强的BA活性剂在低渗油藏中提高采收率的幅度更大。
2018, Vol. 47 Issue (2): 80-84
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