赵建波 周志军 刘胜星

摘 要： 以河南双河油田为研究对象，以吸附理论和扩散理论为基础，利用物理模拟实验通过分析碱和表活剂对界面张力的影响，进一步探究了三元复合体系中协同效应对油水界面张力的影响，最后通过数值模拟技术验证了不同碱浓度对三元复合体系降低油水界面张力的影响，提高了实验研究成果在实际矿场应用中的可靠性和准确性。结果表明，三元复合体系的协同效应能有效降低油水界面张力，其中聚合物主要延长起到超低界面张力时间的作用，但不影响平衡界面张力值，表面活性剂和碱主要起到降低平衡界面张力最低值的作用。

关 键 词：碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱油体系； 界面张力； 协同效应； 数值模拟

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2016）08-1719-04

Abstract： Taking Henan Shuanghe oilfield as the research object， based on adsorption theory and diffusion theory， using the method of physical simulation experiment， synergistic effect of ASP-flooding system on oil/water interfacial tension was investigated by analyzing the influence of alkali and surfactants on the interfacial tension. Finally， effect of ASP-flooding system with different alkali concentration on reducing oil-water interfacial tension was verified by the numerical simulation technology， so the reliability and accuracy of experimental results in real field application were improved. The results show that the synergistic effect of ASP-flooding systems can reduce oil-water interfacial tension effectively； the polymer mainly plays a role in prolonging the time of ultra-low interfacial tension and has no effect on the value of the equilibrium interfacial tension， both surfactant and alkali can reduce oil-water interfacial tension effectively.

Key word： alkaline/surfactant/polymer flooding system； interfacial tension； synergistic effect； numerical simulation

双河油田IV5-11层系属于古近系核桃园组三段，是典型的湖盆陡坡型扇三角洲沉积[1-3]，该油田经过近四十的年开采，含水率不断上升，剩余油分布复杂，亟需一种能够接替聚驱之后提高采收率的新技术。截止目前，人们普遍认为碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱（ASP三元复合驱）具有极大发展潜力，虽然国内外许多学者对三元复合驱技术进行了大量的研究[4-14]，但对于三元复合体系协同效应对油水界面张力的影响规律研究仍然存在着一定的不足。为此，针对河南双河油田矿场实际，开展了三元复合体系驱油实验研究，通过物理模拟和数值模拟方法，对驱油体系和油相间界面张力的协同效应影响进行了深入的研究，为双河油田三元复合驱先导试验提供理论依据。

1 实验部分

1.1 实验材料

碱：NaOH；表面活性剂：PSD-2、B-100和SAS；聚合物：3330S；实验用水：模拟配制的双河油田地层水（矿化度4 600 mg/L）；实验用油：双河油田脱水原油和煤油按一定比例配制而成的模拟油；实验设备主要为TX - 500型旋转液滴界面张力仪（65±1）℃。

1.2 实验方案

采用TX - 500型旋转液滴界面张力仪测定油水界面的动态界面张力值，其中油相为由双河油田脱水原油配制的模拟油，水相为加入不同化学剂的模拟驱油体系，并分析不同体系对界面张力的影响规律。

2 实验结果与分析

2.1 不同分子量表活剂对油水界面张力的影响

表面活性剂是能够有效降低油水界面张力的物质，不同分子量的表活剂在体系中的扩散速率不同，亲油性也不同，因此对降低油水界面张力的影响也不尽相同（如图1所示）。

图1给出了河南双河油田条件下，三种不同平均相對分子质量表面活性剂体系的动态界面张力特征。可以看出，平均相对分子质量最小的表面活性剂水溶液与原油间的界面张力在0.1 s的时间内，很快地就由36 mN/m降低到1 mN/m。之后，随着时间延长，界面张力有所上升，但幅度非常小。平均相对分子质量400的表面活性剂水溶液与原油的动态界面张力特征则明显不同。在油水接触1 min后，界面张力才明显降低到10-1 mN/m数量级并基本保持稳定。而对于相对分子质量为513的体系来说，当界面张力达到10-2 mN/m数量级的最低值后，随着时间的增加，又逐渐上升到100 mN/m数量级并保持稳定。比较三种不同分子量的表活剂可以得出在瞬时超低界面张力的形成过程中，分子量相对较高的表面活性剂更占优势。

分析可知，由于表面活性剂分子在体系中的扩散速率与其分子量有很大关系，因此在其它条件相同的情况下，低分子量的表活剂更容易扩散到油水界面上，动态界面张力很快达到平衡，但由于平均相对分子质量过低，因而油水界面张力的降低幅度并不大；对于平均相对分子质量为513的体系来说，其相对分子质量最高，因此该表面活性剂分子的扩散速率最慢，延长了降低界面张力的作用时间，与此同时，由于其具有更强的亲油性，在油水界面的饱和吸附量更大，能够大幅降低油水界面张力，当表活剂分子在油水界面上吸附和脱附的速率达到平衡时，出现最低界面张力，此后，界面上的表活剂因脱附速率相对较高而减少，因此随着时间的推移，界面张力又开始逐渐上升，最后在较高数量级的条件下达到稳定和平衡。

2.2 不同碱浓度对油水界面张力的影响

图2给出了NaOH在体系矿化度4 600 mg/L条件下配制的不同浓度的碱水溶液与双河油田原油动态界面张力的实验结果。从图中可以看出，碱浓度对油水动态界面张力的影响非常复杂，但是都存在一个最低值。一般情况下，各个碱溶液体系都存在一个动态特征最为明显的碱浓度，在这个点上瞬时动态界面张力值最低。对于不同碱浓度体系，平衡界面张力值也不尽相同。

这主要是因为碱浓度过低时，碱剂与原油中的有机酸反应生成的具有表面活性的石油皂酸不足，不能有效降低油水界面张力；随着碱浓度的增大，油水界面的pH值也随之增大，化学平衡向生成石油皂酸的方向移动，使得油水界面的表面活性物质增多，到一定程度时也就出现了动态界面张力最低值；但当碱浓度过大，生成的表面活性物质过多，使得吸附在油水界面处的表面活性物质的脱附速率增大，当两者的速率相等时达到平衡界面张力。

2.3 三元复合体系协同效应对界面张力的影响

2.3.1 碱对表面活性剂体系的油水界面张力的影响

由上述实验可以看出，能满足矿场大幅提高采收率所需的10-2 mN/m或10-3 mN/m数量级的超低界面张力，通过单纯的碱水或是表活剂体系都很难实现。而碱与表面活性剂按一定的比例复配时能达到低界面张力的理想效果（如图3所示）。

图3给出了NaOH浓度对表面活性剂PSD-2、B-100和SAS（有效浓度0.2 %）体系与原油界面张力的影响。

可以看出，由于协同效应的影响，表活剂PSD-2和B-100与碱复配使用时能够达到明显降低油水界面张力的效果，并且在碱-表活剂体系在降低油水界面张力的过程中，碱浓度存在一个最佳范围，并非碱浓度越高越好，这也正是现场应用希望看到的，即形成最低界面张力的最佳碱浓度越低且范围越宽越好。这主要是考虑到驱油过程中碱与地层岩石矿物的化学反应和在地层中的吸附滞留影响所产生的碱耗之余，仍能保证其最佳浓度使之产生降低油水界面的作用。

2.3.2 加入聚合物对碱和表面活性剂复合体系的油水界面张力的影响

图4给出了河南双河油田条件下3330S对平衡界面张力影响的实验结果。可以看出，聚合物的加入，对油水平衡界面张力值影响非常小，但有增宽形成超低界面张力范围的趋势和作用，而对动态界面张力的影响却非常大。

这是由于聚合物的加入，溶液粘度大幅度增加，延长了表面活性剂分子由本体溶液向油水界面运移的时间以及由吸附紧密层向界面的扩散速度。因此，聚合物加入后，动态界面张力的特征主要是延长了达到最低界面张力的时间，但不影响平衡界面张力值。

表面活性剂能够明显降低油水界面张力，当加入一定浓度的碱时，由于石油皂酸的生成等复杂作用，使吸附在油水界面的表面活性物质增多，增强了表面活性剂降低油水界面张力的作用，与此同时，再向体系中加入的聚合物能有效增加体系粘度，使得油水界面的表面活性物质的吸附速率和脱附速率都大大降低，从而也在一定程度上延长了超低界面张力的作用时间。

3 三元复合驱协同效应对界面张力影响的矿场试验

3.1 模型的建立

本文利用petrel软件完成对IV5-11区块进行地质模型的建立，利用CMG软件中的stars模块截取IV5-11区块一个典型的子模型进行数值模拟，子模型中囊括了所有实施复合驱的层系，网格节点数为37 950个，采油井20口，注水井16口，区块地质储量为2.29×106 t。

3.2 段塞组合及结果分析

鉴于上文中提到碱对三元复合体系降低界面张力起到的重要作用，为此，在数值模拟过程中重点研究碱浓度对界面张力的影响。为研究三元体系中不同浓度的碱对界面张力的影响，结合河南双河油田油藏实际情况，采取在协同效应模型中改变主段塞碱浓度（0.5%～2.0%）的方案进行模拟。具体段塞设置如下：

2010.01-2012.12：注水开发，注入量0.1 PV/a；

2013.01-2015.06：聚合物1 800 mg/L，表面活性剂0.1 %，碱浓度0.5%～2.0 %，注入量0.1 PV/a。

图5反映了不同碱浓度对界面张力的影响。

场图单位为mN/m，色标量程为（0.000 1～0.001）。从图中变化可以看出，由于此前主段塞注入的影响，当副段塞中碱浓度在0.5%～2.0%的范围变化时，界面张力均达到了超低界面张力的要求。在碱浓度由0.5%增至1.0%的過程中，油水界面张力逐渐降低，而在此后增加的过程中，油水界面张力却逐渐上升，当碱浓度从1.0%～1.5%含量变化时，在注入井的有效作用半径范围内均能达到满足大幅提高采收率所需的10-2 mN/m或10-3 mN/m数量级超低油水界面张力值，这与室内试验结果相一致。即表明碱浓度存在一个最佳的变化范围（1.0%～1.5%），而不是越大越好。

4 结 论

（1）平均相对分子质量较大的表面活性剂水溶液容易形成瞬时超低界面张力；

（2）对于不同碱浓度体系，平衡界面张力不尽相同，碱浓度对油水动态界面张力的影响明显，且都存在一个最低值；

（3）碱-表面活性剂体系，能够将界面张力有效地降低到10-3 mN/m数量级的超低值，且碱浓度存在一个最佳的范围（1.0%～1.5%），表活剂浓度仅为0.1%，另外在体系中加入聚合物能有效增宽形成超低界面张力范围，而不影响平衡界面张力值。

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