1.2.5黏彈性測試

在溫度為45℃的條件下將質量分數為2.7%的ACS-2高黏表麵活性劑體係溶液裝入哈克MARSⅢ流變儀中，測定複配表麵活性劑的彈性模量（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

設置溫度分別為25℃、35℃、45℃、55℃和65℃。采用BROOKFIELD DV-Ⅱ以轉速200 r/min對質量分數為2.7%的ACS-2高黏表麵活性劑體係溶液進行黏度測試。每組實驗重複3次，取其平均值，觀察其黏度隨溫度的變化情況。

1.2.7多段塞驅雙岩心實驗

將洗油烘幹後的天然標準岩心裝入岩心夾持器中，依次注入飽和地層水、飽和油，然後進行水驅後，注入大段塞、進行水驅，最後注入小段塞+大段塞，依次計算水驅、注大段塞驅和注入小段塞+大段塞驅的驅油效率。

2.結果與討論

2.1表麵活性劑體係含量優化

圖1為OBU-3低黏表麵活性劑體係含量對界麵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，油水界麵張力降低，水相黏度略增加；在OBU-3質量分數為0.2%~0.4%時，油水界麵張力降低較快；在0.4%~0.8%時油水界麵張力下降較慢。考慮表麵活性劑在岩石吸附的損失，確定OBU-3低黏表麵活性劑體係質量分數為0.5%，此時油/水界麵張力值為1.9×10−3 mN/m。

圖1 OBU-3低黏表麵活性劑體係含量對界麵張力和水相黏度的影響

圖2為ACS-2高黏表麵活性劑體係含量對界麵張力和水相黏度的影響。從圖2可看出：隨著ACS-2質量分數的增加，油水界麵張力降低，水相黏度增加；在ACS-2質量分數為1.2%~2.1%時，油水界麵張力降低較快；水相黏度增加較快，在ACS-2質量分數為2.1%~3.3%時，油水界麵張力降低較慢，水相黏度進一步增加。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高黏表麵活性劑體係質量分數為2.7%，此時黏度為38.2 mPa·s，沒有超過業界認為低滲油藏的黏度上限（40 mPa·s）。

圖2 ACS-2高黏表麵活性劑體係含量對界麵張力和水相黏度的影響

2.2 OBU-3低黏表麵活性劑體係性能評價

2.2.1乳化性

圖3為在45℃放置24 h後不同油水體積比條件下OBU-3低黏表麵活性劑體係對油水的乳化情況。從圖3可看出，部分乳液分層嚴重，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靜態吸附性

圖4為使用岩心粉對質量分數為0.5%的OBU-3溶液重複進行10次吸附實驗後的油水界麵張力情況。從圖4可看出：隨著吸附次數的增加，油水界麵張力增加；經過10次吸附後，油水界麵張力仍在超低界麵張力範圍內。這說明OBU-3低黏表麵活性劑體係在岩心上吸附較少，吸附多次後，在油水界麵上仍足以使界麵張力處於超低值，滿足驅油對表麵活性劑的要求。

圖4吸附次數對油水界麵張力的影響

2.2.3潤濕性

圖5為OBU-3低黏表麵活性劑體係中OBU-3含量對原油處理岩石薄片後接觸角的影響。從圖5可看出，隨著OBU-3含量的增大，接觸角逐漸降低。低黏表麵活性劑體係含量增加，吸附達到飽和，導致油水界麵張力變小，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與原油處理後的岩心表麵接觸角表明，OBU-3能使岩心表麵由親油性向親水性轉變，符合油藏驅油的要求。

圖5 OBU-3質量分數對原油處理岩石薄片後接觸角的影響