本發(fā)明屬于石油勘探開發(fā)領(lǐng)域，尤其涉及一種模擬表面活性劑驅(qū)油過程中沿程原油乳化能力的測定方法及測定裝置。

背景技術(shù)：

油田現(xiàn)場生產(chǎn)的井距很大，進行表面活性劑驅(qū)開發(fā)時，表面活性劑溶液從注入井到采出井這段距離內(nèi)不斷地與地下原油接觸、混合、攜帶、乳化生成乳狀液。形成的乳狀液可以在孔隙中滯留，從而引起液流轉(zhuǎn)向而擴大波及效率；減小油水之間的界面張力；降低流度比，從而提高采收率。若在地層深部形成高粘度或者粒徑較大的乳狀液，會降低驅(qū)替劑的注入能力；因此如果對油層中不同位置的乳化程度、乳狀液的類型、粒徑大小及粒徑分布能夠充分認識，對于復(fù)合體系提高采收率的研究是非常必要的。

然而，目前的研究主要集中在乳狀液在地層中的滲流特征和乳狀液的穩(wěn)定性。對于油水乳化過程的研究，最初通過攪拌器將油水按比例制備出乳狀液，然后在一定溫度下記錄乳狀液的析水率，來研究影響乳狀液的穩(wěn)定性的因素；后來利用光刻玻璃等微觀模型觀察到了乳狀液的形成過程，以上實驗?zāi)Ｐ椭杏退姆植紶顟B(tài)與多孔介質(zhì)中油水分布狀態(tài)存在較大的差別；采用長填砂細管研究了ASP溶液與殘余油的乳化規(guī)律，在出口端收集產(chǎn)出液，再測定產(chǎn)出液的析水率等參數(shù)，這種方法脫離了多孔介質(zhì)的實際環(huán)境，產(chǎn)出液已經(jīng)發(fā)生了變化，并且只能觀察出口端的流出物的狀態(tài)，而不是就地實時觀測乳化情況，因此不能確定出沿程各位置出的乳化狀態(tài)，現(xiàn)有的評價方法不能證明表面活性劑在多孔介質(zhì)中滲流條件下在巖心各部位是否發(fā)生乳化以及乳化程度。

技術(shù)實現(xiàn)要素：

本發(fā)明是為了克服現(xiàn)有技術(shù)中的上述不足，提供了一種用于評價表面活性劑在多孔介質(zhì)中滲流條件下在巖心各部位是否發(fā)生乳化以及乳化程度的模擬表面活性劑驅(qū)油過程中沿程原油乳化能力的測定方法及測定裝置。

為了實現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用以下技術(shù)方案：

一種模擬表面活性劑驅(qū)油過程中沿程原油乳化能力的測定方法，包括以下步驟：

a. 將巖心模型稱干重m1，對巖心模型進行抽真空4-5小時后，對巖心模型注入地層水進行飽和地層水操作，將飽和地層水后的巖心模型稱濕重m2，計算出巖心模型的孔隙體積；

b. 將巖心模型加熱至目標(biāo)油藏的溫度，并測定巖心模型的滲透率；

c. 向巖心模型注入原油，進行飽和油操作，記錄巖心模型中飽和油的體積；

d. 向巖心模型注入地層水，進行水驅(qū)油操作，對巖心模型的各個測壓點的壓差進行監(jiān)測；

e. 向巖心模型中注入表面活性劑溶液，記錄巖心模型的各個測壓點的壓差，并對流出物進行拍照獲得圖像，計算圖像內(nèi)的乳狀液的數(shù)量以及乳狀液的顆粒直徑分布、中值及標(biāo)準差；

f. 根據(jù)巖心模型不同部分的壓力變化和流出物中乳狀液性能參數(shù)的對比結(jié)果，得到沿程不同位置處原油的乳化程度，對比步驟e中表面活性劑驅(qū)沿程各測壓點的壓力變化，壓差發(fā)生突變的位置即為發(fā)生乳化的位置。

作為優(yōu)選，所述的巖心模型采用石英砂膠結(jié)制成。

作為優(yōu)選，步驟c中，原油的流量為0.05-0.2ml/min。

作為優(yōu)選，步驟c中，原油流出巖心模型的流出量大于孔隙體積的兩倍時，停止原油的注入。

作為優(yōu)選，步驟d中，流出巖心模型的液體中含水率達到98%時，停止地層水的注入。

作為優(yōu)選，步驟e中，表面活性劑溶液每注入0.1PV便對流出物進行拍照。

一種模擬表面活性劑驅(qū)油過程中沿程原油乳化能力的測定裝置，包括泵、恒溫箱、壓差數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)和微觀觀測系統(tǒng)，所述泵的出口端設(shè)有并聯(lián)布置的原油管路和表面活性劑管路，所述原油管路和表面活性劑管路的出口匯合端設(shè)有夾持器管路，夾持器管路位于恒溫箱中，夾持器管路的出口端設(shè)有量筒，所述夾持器管路上設(shè)有串聯(lián)布置的若干巖心夾持器，每個巖心夾持器的出口端均設(shè)有采樣室，每個巖心夾持器的入口端均設(shè)有對應(yīng)的壓力傳感器，所述的壓力傳感器與壓差數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)連接。

作為優(yōu)選，所述原油管路上設(shè)有原油活塞容器，原油活塞容器的入口端設(shè)有原油容器前端閥，原油活塞容器的出口端設(shè)有原油容器后端閥，所述原油活塞容器和原油容器后端閥均位于恒溫箱中。

作為優(yōu)選，所述表面活性劑管路上設(shè)有表面活性劑活塞容器，表面活性劑活塞容器的入口端設(shè)有表面活性劑容器前端閥，表面活性劑活塞容器的出口端設(shè)有表面活性劑容器后端閥，所述表面活性劑活塞容器和表面活性劑容器后端閥均位于恒溫箱中。

作為優(yōu)選，所述的微觀觀測系統(tǒng)包括顯微鏡和光源，所述的顯微鏡和光源設(shè)置在恒溫箱中。

本發(fā)明的有益效果是：能夠真實的模擬油藏中不同位置，表面活性劑驅(qū)過程中原油的乳化能力，直觀的觀測驅(qū)替過程中乳狀液的生成情況，獲取地層條件下乳狀液的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，達到了實時就地檢測多孔介質(zhì)中表面活性劑乳化原油能力的目的。

附圖說明

圖1是本發(fā)明中測試裝置的一種結(jié)構(gòu)示意圖；

圖2是本發(fā)明實施例中測得的乳狀液粒徑分布圖；

圖3是本發(fā)明實施例中測得的巖心模型各部分的壓差變化圖。

圖中：泵1，原油管路2，原油容器前端閥3，原油活塞容器4，原油容器后端閥5，壓力傳感器6，壓差數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)7，電腦8，顯微鏡9，采樣室10，量筒11，光源12，巖心夾持器13，恒溫箱14，夾持器管路15，表面活性劑容器后端閥16，表面活性劑活塞容器17，表面活性劑容器前端閥18，表面活性劑管路19。

具體實施方式

下面結(jié)合附圖和具體實施方式對本發(fā)明做進一步的描述。

如圖1所示的實施例中，一種模擬表面活性劑驅(qū)油過程中沿程原油乳化能力的測定裝置，包括泵1、恒溫箱14、壓差數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)7和微觀觀測系統(tǒng)。其中，泵采用恒速恒壓泵，泵的出口端設(shè)有并聯(lián)布置的原油管路2和表面活性劑管路19，原油管路上設(shè)有原油活塞容器4，原油活塞容器的入口端設(shè)有原油容器前端閥3，原油活塞容器的出口端設(shè)有原油容器后端閥5，原油活塞容器和原油容器后端閥均位于恒溫箱中，原油容器前端閥位于恒溫箱外。表面活性劑管路上設(shè)有表面活性劑活塞容器17，表面活性劑活塞容器的入口端設(shè)有表面活性劑容器前端閥18，表面活性劑活塞容器的出口端設(shè)有表面活性劑容器后端閥16，表面活性劑活塞容器和表面活性劑容器后端閥均位于恒溫箱中，表面活性劑容器后端閥位于恒溫箱外。

原油管路和表面活性劑管路的出口匯合端設(shè)有夾持器管路15，夾持器管路位于恒溫箱中，夾持器管路上設(shè)有串聯(lián)布置的三個巖心夾持器13，每個巖心夾持器的出口端均設(shè)有采樣室10，每個巖心夾持器的入口端均設(shè)有對應(yīng)的壓力傳感器6，壓力傳感器與壓差數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)連接，壓差數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)可與電腦8進行連接。夾持器管路的出口端設(shè)有量筒11，可對經(jīng)過巖心夾持器流出液體進行收集測量。微觀觀測系統(tǒng)包括顯微鏡9和光源12，顯微鏡和光源設(shè)置在恒溫箱中。本實施例中，顯微鏡采用Kruess多功能顯微鏡（MBL2000系列，光學(xué)分辨率達480倍），顯微鏡置于在采樣室的上方來獲得高分辨率圖像，光源設(shè)置在采樣室的下方以提供光照。在顯微鏡上安裝有一個CCD攝像頭，圖像的分辨率可根據(jù)需要人為控制，通過CCD攝像頭與電腦連接，以便于實時觀察。

一種模擬表面活性劑驅(qū)油過程中沿程原油乳化能力的測定方法，包括以下步驟：

a. 多孔介質(zhì)采用石英砂膠結(jié)的人造巖心，每塊巖心尺寸規(guī)格為Φ25×150mm，氣測滲透率分別為180×10-3μm2，孔隙度分別為23.4%。實驗采用的3m長巖心通過短巖心串聯(lián)而成。將巖心模型稱干重m1，對巖心模型進行抽真空4-5小時后，對巖心模型注入地層水進行飽和地層水操作，將飽和地層水后的巖心模型稱濕重m2，計算出巖心模型的孔隙體積；

b. 將巖心模型加熱至目標(biāo)油藏的溫度，并測定巖心模型的滲透率為100×10-3μm2；

c. 每個巖心夾持器中放入1m的串聯(lián)巖心，開啟原油活塞容器的前后兩個閥門，打開泵，以0.1ml/min的流量向巖心模型中注入原油，進行飽和油操作，直到流入量筒中的原油體積為巖心孔隙體積的2倍為止，并記錄流入量筒中的地層水的體積，即為巖心模型中飽和油的體積，此時巖心模型含油飽和度為53%；

d. 向巖心模型注入地層水，進行水驅(qū)油操作，直到流出巖心模型的液體中含水率達到98%為止，對巖心模型的各個測壓點的壓差進行監(jiān)測，此時巖心模型中剩余油飽和度為33%

e. 向巖心模型中注入質(zhì)量分數(shù)為0.3%的表面活性劑溶液（油水界面張力為3.2×10-3mN/m），記錄巖心模型的各個測壓點的壓差，表面活性劑溶液每注入0.1PV（PV為巖心模型孔隙體積）便采用觀測設(shè)備對各個采樣室中的流出物進行拍照，主要觀測流出物中是否存在乳狀液，若存在乳狀液，要進一步觀測乳狀液的形態(tài)，借助圖像處理軟件對圖像進行處理，得到圖像內(nèi)的乳狀液的數(shù)量以及乳狀液的顆粒直徑分布、中值及標(biāo)準差，用來表征乳狀液的性能參數(shù)，乳狀液粒徑分布如圖2所示；

f. 根據(jù)巖心模型不同部分的壓力變化和流出物中乳狀液性能參數(shù)的對比結(jié)果，得到沿程不同位置處原油的乳化程度，對比步驟e中表面活性劑驅(qū)沿程各測壓點的壓力變化，各部分的壓差變化如圖3所示，壓差發(fā)生突變的位置即為發(fā)生乳化的位置。