1.2.5黏彈性測試

在溫度為45℃的條件下將質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.7%的ACS-2高黏表面活性劑體系溶液裝入哈克MARSⅢ流變儀中，測定復(fù)配表面活性劑的彈性模量（G'）和黏性模量（G"）隨剪切頻率（f=0.1~10.0 Hz）的變化情況。

1.2.6黏溫性能測試

設(shè)置溫度分別為25℃、35℃、45℃、55℃和65℃。采用BROOKFIELD DV-Ⅱ以轉(zhuǎn)速200 r/min對質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.7%的ACS-2高黏表面活性劑體系溶液進(jìn)行黏度測試。每組實(shí)驗(yàn)重復(fù)3次，取其平均值，觀察其黏度隨溫度的變化情況。

1.2.7多段塞驅(qū)雙巖心實(shí)驗(yàn)

將洗油烘干后的天然標(biāo)準(zhǔn)巖心裝入巖心夾持器中，依次注入飽和地層水、飽和油，然后進(jìn)行水驅(qū)后，注入大段塞、進(jìn)行水驅(qū)，最后注入小段塞+大段塞，依次計(jì)算水驅(qū)、注大段塞驅(qū)和注入小段塞+大段塞驅(qū)的驅(qū)油效率。

2.結(jié)果與討論

2.1表面活性劑體系含量優(yōu)化

圖1為OBU-3低黏表面活性劑體系含量對界面張力和水相黏度的影響。從圖1可看出：隨著OBU-3含量的增加，油水界面張力降低，水相黏度略增加；在OBU-3質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%~0.4%時(shí)，油水界面張力降低較快；在0.4%~0.8%時(shí)油水界面張力下降較慢?？紤]表面活性劑在巖石吸附的損失，確定OBU-3低黏表面活性劑體系質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%，此時(shí)油/水界面張力值為1.9×10?3 mN/m。

圖1 OBU-3低黏表面活性劑體系含量對界面張力和水相黏度的影響

圖2為ACS-2高黏表面活性劑體系含量對界面張力和水相黏度的影響。從圖2可看出：隨著ACS-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，油水界面張力降低，水相黏度增加；在ACS-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%~2.1%時(shí)，油水界面張力降低較快；水相黏度增加較快，在ACS-2質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.1%~3.3%時(shí)，油水界面張力降低較慢，水相黏度進(jìn)一步增加。綜合考慮水相黏度對注入性的影響（黏度太高，注入困難），確定ACS-2高黏表面活性劑體系質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2.7%，此時(shí)黏度為38.2 mPa·s，沒有超過業(yè)界認(rèn)為低滲油藏的黏度上限（40 mPa·s）。

圖2 ACS-2高黏表面活性劑體系含量對界面張力和水相黏度的影響

2.2 OBU-3低黏表面活性劑體系性能評價(jià)

2.2.1乳化性

圖3為在45℃放置24 h后不同油水體積比條件下OBU-3低黏表面活性劑體系對油水的乳化情況。從圖3可看出，部分乳液分層嚴(yán)重，破乳效果較好。OBU-3對油水的乳化程度隨著油水體積比的增加而減小，油水體積比為4∶1、3∶1、2∶1、1∶1時(shí)分離出的水顏色較淺，油水分離效果較好。

圖3不同油水比的乳化情況

2.2.2靜態(tài)吸附性

圖4為使用巖心粉對質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%的OBU-3溶液重復(fù)進(jìn)行10次吸附實(shí)驗(yàn)后的油水界面張力情況。從圖4可看出：隨著吸附次數(shù)的增加，油水界面張力增加；經(jīng)過10次吸附后，油水界面張力仍在超低界面張力范圍內(nèi)。這說明OBU-3低黏表面活性劑體系在巖心上吸附較少，吸附多次后，在油水界面上仍足以使界面張力處于超低值，滿足驅(qū)油對表面活性劑的要求。

圖4吸附次數(shù)對油水界面張力的影響

2.2.3潤濕性

圖5為OBU-3低黏表面活性劑體系中OBU-3含量對原油處理巖石薄片后接觸角的影響。從圖5可看出，隨著OBU-3含量的增大，接觸角逐漸降低。低黏表面活性劑體系含量增加，吸附達(dá)到飽和，導(dǎo)致油水界面張力變小，在相同條件下的吸附量少，反過來對潤濕性（接觸角）的改變較小。OBU-3與原油處理后的巖心表面接觸角表明，OBU-3能使巖心表面由親油性向親水性轉(zhuǎn)變，符合油藏驅(qū)油的要求。

圖5 OBU-3質(zhì)量分?jǐn)?shù)對原油處理巖石薄片后接觸角的影響