1.2.5黏弹性测试

在温度为45℃的条件下将质量分数为2.7%的ACS-2高黏表面活性剂体系溶液装入哈克MARSⅢ流变仪中，测定复配表面活性剂的弹性模量（G'）和黏性模量（G"）随剪切频率（f=0.1~10.0 Hz）的变化情况。

1.2.6黏温性能测试

设置温度分别为25℃、35℃、45℃、55℃和65℃。采用BROOKFIELD DV-Ⅱ以转速200 r/min对质量分数为2.7%的ACS-2高黏表面活性剂体系溶液进行黏度测试。每组实验重复3次，取其平均值，观察其黏度随温度的变化情况。

1.2.7多段塞驱双岩心实验

将洗油烘干后的天然标准岩心装入岩心夹持器中，依次注入饱和地层水、饱和油，然后进行水驱后，注入大段塞、进行水驱，最后注入小段塞+大段塞，依次计算水驱、注大段塞驱和注入小段塞+大段塞驱的驱油效率。

2.结果与讨论

2.1表面活性剂体系含量优化

图1为OBU-3低黏表面活性剂体系含量对界面张力和水相黏度的影响。从图1可看出：随着OBU-3含量的增加，油水界面张力降低，水相黏度略增加；在OBU-3质量分数为0.2%~0.4%时，油水界面张力降低较快；在0.4%~0.8%时油水界面张力下降较慢。考虑表面活性剂在岩石吸附的损失，确定OBU-3低黏表面活性剂体系质量分数为0.5%，此时油/水界面张力值为1.9×10−3 mN/m。

图1 OBU-3低黏表面活性剂体系含量对界面张力和水相黏度的影响

图2为ACS-2高黏表面活性剂体系含量对界面张力和水相黏度的影响。从图2可看出：随着ACS-2质量分数的增加，油水界面张力降低，水相黏度增加；在ACS-2质量分数为1.2%~2.1%时，油水界面张力降低较快；水相黏度增加较快，在ACS-2质量分数为2.1%~3.3%时，油水界面张力降低较慢，水相黏度进一步增加。综合考虑水相黏度对注入性的影响（黏度太高，注入困难），确定ACS-2高黏表面活性剂体系质量分数为2.7%，此时黏度为38.2 mPa·s，没有超过业界认为低渗油藏的黏度上限（40 mPa·s）。

图2 ACS-2高黏表面活性剂体系含量对界面张力和水相黏度的影响

2.2 OBU-3低黏表面活性剂体系性能评价

2.2.1乳化性

图3为在45℃放置24 h后不同油水体积比条件下OBU-3低黏表面活性剂体系对油水的乳化情况。从图3可看出，部分乳液分层严重，破乳效果较好。OBU-3对油水的乳化程度随着油水体积比的增加而减小，油水体积比为4∶1、3∶1、2∶1、1∶1时分离出的水颜色较浅，油水分离效果较好。

图3不同油水比的乳化情况

2.2.2静态吸附性

图4为使用岩心粉对质量分数为0.5%的OBU-3溶液重复进行10次吸附实验后的油水界面张力情况。从图4可看出：随着吸附次数的增加，油水界面张力增加；经过10次吸附后，油水界面张力仍在超低界面张力范围内。这说明OBU-3低黏表面活性剂体系在岩心上吸附较少，吸附多次后，在油水界面上仍足以使界面张力处于超低值，满足驱油对表面活性剂的要求。

图4吸附次数对油水界面张力的影响

2.2.3润湿性

图5为OBU-3低黏表面活性剂体系中OBU-3含量对原油处理岩石薄片后接触角的影响。从图5可看出，随着OBU-3含量的增大，接触角逐渐降低。低黏表面活性剂体系含量增加，吸附达到饱和，导致油水界面张力变小，在相同条件下的吸附量少，反过来对润湿性（接触角）的改变较小。OBU-3与原油处理后的岩心表面接触角表明，OBU-3能使岩心表面由亲油性向亲水性转变，符合油藏驱油的要求。

图5 OBU-3质量分数对原油处理岩石薄片后接触角的影响