驱油体系

驱油体系（精选七篇）

驱油体系 篇1

1 波驱贡献比计算方法原理简介

传统的化学驱油体系的微观机理分析多采用的是微观模型润湿性精确控制方法, 但是该方法存在着较为明显的稳定性差、耐酸碱性差、有效时间短的缺陷, 很难实现精确控制。而在对三维空间进行二值化处理是图像成型数据分析的经典方法, 也被较早的应用于微观驱油实验之中以便于对模型的驱油效率进行精确计算分析, 在石油开采难度逐渐增大的整体形势之下, 仅仅知道油藏采收率已经很难实现精确的驱油机理分析。而波驱贡献比计算方法就是对区分驱油效率和波及贡献系数的实际贡献值而提出的, 已驱油效率和波及贡献系数的数值之比为分析参数波驱贡献比, 波驱贡献比可以反映出驱油体系的波及能力和驱油能力对采收率提高的贡献程度以及在不同条件下两种能力的对比情况。

2 不同化学驱油体系的机理分析和比较

针对驱油体系中的微观驱油机理的实际需求, 本文着重讲述了三种驱油体系的微观驱油机理:聚合物体系、二元复合体系和非均相复合体系。并就三种驱油体系的微观驱油机理进行对比分析, 聚合物体系、二元复合体系和非均相复合体系均能使得洗油效率得到大幅度的提高, 也能促使波及系数进一步扩大, 而就作用机理而言, 聚合物驱油体系粘弹性作用更加明显, 对流度比的降低效果也较好;但是二元复合驱油体系采用表面活性剂进行驱油作业, 能够使的油藏中的自由能进一步降低;非均相复合驱油体系可以降低原油的表面张力, 起到颗粒推油作用和颗粒封堵作用。总体来说, 聚合物体系和二元复合体系在微观驱油机理上具有一定的相似性。而非均相复合体系采用了PPG是一种典型的角联网络, 具有高分子支化链结构的新型部分支化黏弹性颗粒驱油剂, 因此, 它具有较为明显的可动颗粒特性。

在原油采收率上, 依据不同的湿润性特征, 具备亲水特征和中性特征的驱油体系在采收率上差异甚大, 主要原因是在于亲水玻璃模型的现程度、准确性、稳定性均比中性模型好, 水线在亲水模型中会沿着孔道壁突进, 有利于驱油体系的波及范围增大。一旦非均质特性加强, 三种化学驱油体系的驱油能力都受到不同程度的限制。综合来说, 同一种化学驱油体系在不同的采油条件下的采收率差异较大, 这是因为微观采油机理受到不同因素的综合影响。化学驱油体系的微观驱油机理不能脱离实际的油藏条件而进行单独分析, 应该充分考虑湿润性和非均质性的综合影响, 只有明确不同的化学驱油体系在不同的油藏条件的微观驱油机理, 才能精确的活动波及系数和驱油效率对提高采油率的影响因素, 对各种情况下的采油工作给与相应的指导。三种化学驱油体系对于波驱贡献比的影响中, 聚合物的采收率的提高主要源自于波及能力的大幅度提高;而二元复合驱油体系主要则是来自于驱油效率的整体提高;非均相复合体系在非均质性条件下的波及能力得到极大的提高, 这是凝胶颗粒间歇式封堵和转向式扩大波及的共同作用。

3 总结

通过对油田中的化学驱油体系的功能原理进行阐述分析, 本文探讨了常见的三种化学驱油体系的微观驱油机理;对三种化学驱油体系的功能特点和异同点进行了对比分析, 基于常用的波驱贡献比分析法, 在现场调研中, 以微观模拟驱油实验为依据, 在不同湿润条件、非均质条件和不同的驱替条件下进行了针对性的化学驱油的微观机理研究。验证了三种化学驱油体系的适应性和可调性, 可为后续的化学驱油体系的评价工作提供新的思路。

摘要：本文对油田分析中常见的三种化学驱油体系的微观驱油机理进行了探讨和介绍, 对于化学驱油中的非均质油藏的适应性能进行了相关的评价分析, 基于常用的波驱贡献比分析法在现场调研中, 以微观模拟驱油实验为依据, 在不同湿润条件、非均质条件和不同的驱替条件下进行了针对性的化学驱油的微观机理研究。该方法具有较好的适应性和调整性, 可为后续的化学驱油体系的评价工作提供新的思路。

关键词：化学驱油体系,微观驱油机理,评价方法研究

参考文献

[1]王友启.胜利油田聚合物驱后二元复合驱油体系优化[J].石油钻探技术, 2007, 35 (5) :101-103

驱油体系 篇2

1 材料与仪器

前期筛选出的复配表活剂体系SC、聚合物PC, HN-1注入水、原油, 人造岩心;型Brookfield粘度计;江苏省海安县石油仪器设备厂生产的岩心驱替装置及烘箱, 烧杯、量筒等玻璃仪器。

2 实验结果及讨论

2.1 聚合物阻力系数与残余阻力系数评价

用地层水将已筛选的聚合物PC配成0.25%的聚合物溶液, 其粘度为16.6, 然后分别对同一个岩心进行水驱、聚合物驱、后续水驱。实验表明阻力系数为238.91;残余阻力系数为236.23, 阻力系数保持了98.9%, 起到了很好的保持流度作用。

2.2 动态乳化

将低张力驱油体系与原油一同注入岩心, 油水比分别为7∶3 1∶1 3∶7, 总注入速度分别为0.25 0.5 1 2 4 (m L/min) 。记录驱替压差, 实验结果见表1。

随着油水比的增大, 阻力系数有增大的趋势这主要是因为随着原油比例的增大, 乳状液的黏度有增加的趋势且形成油外相的油包水型乳状液较水外相的水包油型乳状液的流度更小;同一油水比下, 随着流速的增加机械搅拌作用加强, 乳状液的分散性加强、粒径变小, 所以流动阻力变小, 阻力系数有降低的趋势。

2.3 注入体系段塞设计

2.3.1 不同注入方式对驱油效率的影响

针对HN-1油藏高含水率 (70%) 的现状, 动态的模拟了水驱、适应性驱油体系驱及后续水驱。流动实验总注入量为1PV, 设计了三种注入方式 (表2) 。

由实验结果可知, 先注低张力体系段塞优于先注聚合物段塞, 而先注低张力体系段塞的交替注入方式又优于前两者。这是因为先注入的低张力段塞会流入水驱已经波及的较大渗流孔道内并与其内的原油相互作用形成乳状液, 从而使后续部分低张力体系进入水驱无法波及的小孔道内并充分与原油作用, 后续聚合物段塞有较大的波及体积从而将低张力体系乳化、剥离下的原油一起驱替出来, 因此先注低张力体系段塞再注聚合物段塞具有优势。而交替注入低张力段塞/聚合物段塞可充分发挥低张力体系与聚合物各自的优势, 因此采收率较前两者高。

2.3.2 不同注入量对驱油效率的影响

确定最佳的注入方式后需确定段塞大小, 即最佳注入量。设计了表3中的3的段塞进行实验。

从实验结果可知, 总注入量1PV优于0.6PV, 而持续注入效果最佳。从经济的角度考虑, 持续注入显然不可行;而总注入量1PV时体系及后续水驱采收率为32.51%, 总注入量0.6PV时体系及后续水驱采收率为31.47%, 可见注入量1PV较0.6PV采收率提高幅度较小, 经过成本计算, 0.6PV注入量经济效益最佳, 所以总注入量确定为0.6PV。

3 结论

(1) 聚合物PC的阻力系数为238.91, 且残余阻力系数保持在90%以上, 能起到很到的流度控制能力。

(2) 低界面张力体系SC与原油可形成较好的乳状液, 在油水比为7:3时, 形成油包水型乳状液, 且油水比7:3、流速为0.25ml/min时阻力系数最大。

(3) 由段塞设计实验可知:低界面张力体系和聚合物体系交替注入, 且注入量为0.6PV时, 能达到最佳的经济极限。

摘要：高温高盐油藏的地质储量很大, 然而其开采难度也很大。本文针对新疆HN-1高温高盐油藏的地层条件, 对已经筛选好的适应性二元体系进行了室内评价及驱油实验, 确定了最佳注入方式、最佳注入量对现场的三次采油提高采收率具有一定的指导意义。

关键词：高温高盐,二元驱,提高采收率

参考文献

[1]唐佳斌, 吴文祥.SP二元复合驱用新型表面活性剂的耐温耐盐性能研究[J].油田化学, 2011, 28 (3) :284-286

[2]康万利, 孟令伟, 高慧梅.二元复合驱表面活性剂界面张力研究[J].胶体与聚合物, 2005, 23 (4) :23-25

[3]陈中华, 李华斌, 曹宝格.复合驱中界面张力数量级与提高采收率的关系研究[J].2005, 25 (3) :53-57

七中区二元驱油体系乳化性能研究 篇3

目前,国内外的学者关于二元复合驱过程中的乳化作用研究的尚处于摸索阶段。大量的文献证明二元复合驱油过程形成的乳状液有利于提高采收率。王凤琴[2]、李世军[3]等用物理模型岩心驱油实验发现注入ASP段塞后,岩心出口端流出物出现乳化的岩心提高采收率幅度比未乳化的高6% 左右。雷征东等[4]针对三元复合驱实验计算得出的乳化作用能提高驱油效率3. 17个百分点,提高波及效率4. 7个百分点,能提高采收率4. 5个百分点。姜振海[5]针对大庆油田应用的新型表面活性剂 /聚合物二元复合体系,开展了微观仿真模型驱油实验和岩心驱油实验研究得出对于二元驱,乳化性能好的表活剂驱油效果优于乳化性能不好的表活剂。为了较为真实的反映ASP体系在地下与原油的乳化过程,张立娟[6]采用多测点长岩心研究ASP体系大港和大庆原油乳化特性,发现在运移数厘米距离内就发生乳化作用,并且认为乳化对于提高采收率和采油速度有较大贡献。因此,乳化对二元复合驱驱油的作用非常大。

讨论了在新疆油田二元复合驱试验中,采用不同乳化方式、不同类型表面活性剂、不同乳化强度形成的乳状液的特点,为以后室内模拟乳化实验以及乳化驱油理论的完善打下了基础。

1 试验部分

1. 1 试验仪器

乳化机( 德国Fluko FA25高剪切分散乳化机) ;光学相机( 芬兰Nokia 820照相镜头) ; 光学显微镜( 德国蔡司AXIOSKOP 40型显微镜) ; 离心机( 上海安亭科学仪器厂生产的LXJ - 2B型) ; 流变仪( 德国Anton Paar公司,Physica MCR101型流变仪) ; 搅拌机( 德国EURO-STAR) ,岩心驱替装置。

1. 2 试验材料

新疆二元驱脱水原油; KPS( 石油磺酸盐) ,BPS( 烷基苯磺酸盐) ,ZBPS( 重烷基苯磺酸盐) ,LPS( 非离子) ,AF( 甜菜碱) ; 二元驱注入水,总矿化度为11 000 mg / L; 聚合物: 高分子抗盐部分水解聚丙烯酰胺P2 500,相对分子量为2 500万; 油藏温度为34℃。1. 3试验方法

1. 3. 1 瓶试法、搅拌器、可调速乳化机法分析乳化方式对乳化的影响

现阶段乳状液制备方法主要有瓶试法、电动搅拌器、高速乳化分散仪、可调速乳化机。为了不同制备方式对乳状液影响,进行了如下实验:

选用KPS( 石油磺酸盐) ,BPS( 烷基苯磺酸盐) ,ZBPS( 重烷基苯磺酸盐) ,LPS( 非离子) 和AF ( 甜菜碱) 四种不同类型的表活剂,分别用清水配成二元体系( 表活剂浓度为0. 2% ,聚合物浓度为0. 1% ) ,与原油按1∶1比例混合,相同条件下分别采用瓶试法( SY-T 5281—2000原油破乳剂使用性能检测方法标准: 将油水体系放入一具塞试管中,以大约2次/s的速度以手摇的方式上下震荡200次) ,可调速乳化机( 300 r/min,持续1 min) ,磁力搅拌器( 300r / min,持续5 min) 制备乳状液。在34℃水浴下静置观察析水率。

1. 3. 2 高速乳化机法分析不同能量注入对乳化的影响

使用德国Fluke FA25乳化机,调节不同的转速( 300、1 000、3 000、6 000、9 000、11 000 r/min) ,在油水比1∶1的条件下,乳化5 min后,用显微镜、流变仪对产物进行分析。

2 结果与讨论

图1显示的是使用瓶试法产生的乳状液破乳的结果,重烷基苯磺酸盐的乳状液稳定性最差,12 h内分水率就达到了90% 。其次是非离子,石油磺酸盐,甜菜碱型表活剂产生的乳状液稳定性很强,一直没破乳。图2显示的是乳化机制得的乳状液静置96 h的破乳过程,结果与瓶试法很相似,重烷基苯磺酸盐的乳状液6 h内的分水率就达到了10% ,之后是非离子,石油磺酸盐,烷基苯磺酸,甜菜碱型表活剂产生的乳状液稳定性最强。图3是使用磁力搅拌器制得乳状液的破乳过程,重烷基苯磺酸盐在10min内就出现油水分层,完全破乳,之后与瓶释法的结果不同,石油磺酸盐( KPS) 率先破乳,之后是非离子( AF) ,烷基苯磺酸盐,最后破乳的是甜菜碱。

物模实验结果显示,当原油和二元体系乳化后( 特别是初期阶段) ,以残余油分散成可移动的小油滴为主要形式,乳化油滴产生越多,驱油效果越好。对于克拉玛依二元复合驱实验区的原油,二元配方与原油形成的乳状液稳定性中,重烷基苯磺酸盐的乳状液稳定性最差,之后是非离子,石油磺酸盐,烷基苯磺酸盐,最后是甜菜碱,这个排名和瓶试法、乳化机法的结果相同。瓶试法的振动强度稍弱,规律性比乳化机和搅拌器差,乳化强度比乳化机差,但是瓶试法可以实现左右,上下,前后3个维度的振荡,以及水平面内的转动,使得乳化方向更多面,更充分。高速剪切乳化机法是在高速旋转的转子产生的离心力作用下,样品液从工作头的上下进料区域同时从轴向吸入工作腔,强劲的离心力将样品从径向甩入定、转子之间狭窄精密的间隙中,同时受到离心挤压、撞击等作用力,使样品初步分散乳化。在高速旋转的转子外端产生至少15 m/s以上的线速度,最高可至40 m/s,并形成强烈的机械及液力剪切、液层摩擦、撞击撕裂,使样品进一步的分散、乳化、均质、破碎、同时通过定子槽射出,注入能量最高,因此,形成的乳状液稳定性最好。磁力搅拌器使用的是大型搅拌叶,搅拌叶的尺寸有几厘米,体积很大,只能在单一平面内做旋转运动,注入能量最低,形成的乳状液颗粒大,很容易破乳。

图 3 磁力搅拌器乳化性能评价结果Fig. 3 Emulsifying performance evaluation results ofexperiment by Magnetic stirrer

在一些产油井中发现了强度很高的油包水乳状液,如图4所示,黏度达到了1 100 m Pa·s。为了详细研究这种强乳化的产生,使用德国Fluko乳化机,调节不同 的转速 ( 300、1 000、3 000、6 000、9 000、11 000 r / min) ,观察外界输入能量对乳化的影响,结果如图5所示,主要生成油包水的乳状液,随着转速的增大,注入能量越大,乳状液的黏度越大。

当转速为300 r/min时,乳状液黏度只有45m Pa·s,当转速达到1 000 r / min后,黏度达到了102 mP as,转速为3 000 r / min时,黏度为160 m Pa·s,6 000 r / min时,黏度为220 m Pa·s,转速为9 000r / min时,黏度为410 m Pa·s,当转速达到11 000 r /min以后,黏度产生了突变,由410 m Pa·s直接增加到2 500 m Pa·s。图5( c) 是300 r/min形成的乳状液微观照片,可以看到,当转速很低时,形成直径较大的乳状颗粒,颗粒的数量不多,分布不均匀,颗粒中间的空隙很大; 随着转速的提高,剪切速率增大,使得黏度增高; 乳状液颗粒变小,黏度也同时增大,当转速达到11 000 r/min时,外界的输入能量很高,形成了大量直径很小的乳状颗粒,这些乳状颗粒密堆积排列,形成了很强的乳化层[7]。

为了研究乳化作用对提高采收率的影响规律,筛选了几种典型的二元驱体系驱油用表活剂,对表活剂的界面张力、乳化性能等方面性能进行了评价。分别采用了4种驱油体系进行了室内驱油实验。由图6可以看出各个体系的界面张力以及6 h后乳化指数变化特点。KPS体系的界面张力一直很高,乳化指数为95; 甜菜碱体系的初始界面张力较高,但下降很快,最低能达到10- 3,乳化指数只有89; 非离子体系的初始张力较高,但下降较快,平衡张力能达到10- 2级别,乳化指数达到99; 烷基苯体系的初始张力高,缓慢下降型,最后达到10- 2级别,乳化指数也有93。由此可以看到,驱油体系的界面张力和乳化能力并没有对应关系。

图 5 不同转速形成乳状液的光学照片( a) ; 黏度分布( b) ;不同转速的乳状液微观照片: 300 r/min ( c) ; 11 000 r/min ( d)Fig. 5 The photography ( a) and viscosity ( b) of emulsion with different rotation rate;The Microphotography of emulsion with 300 rad / min ( c) and 11 000 rad / min ( d)

驱油结果证明,虽然KPS界面张力很高,但是由于具有较 高的乳化 能力,总采收率 也能达到65. 41% ; 而甜菜碱体系虽然具有最低的界面张力,但是乳化性能稍差,总采收率只有64. 48% ; 非离子体系具有最好的乳化性能和相对低的界面张力,总采收率达到了68. 87% ; 烷基苯体系乳化程度一般,但是界面张力下降速度太慢,驱油过程结束都还没有降低到最低界面张力,总采收率最低。

3 结论

( 1) 乳化方式对乳状液有很大的影响,瓶试法和乳化机法产生乳状液强度大,黏度高,颗粒小,可以较真实的模拟地层乳化。

( 2) 对于纯地层水和原油,主要形成油包水的乳状液。这种乳状液的黏度随着注入能量的增大而增大,随着乳状液颗粒的减小而增大。

( 3) 表面活性剂界面张力的大小,降低的快慢,乳化的强弱都对总采收率有影响。

摘要：乳化在二元复合驱提高原油采收率技术中具有重要的作用。当表面活性剂、聚合物的液滴和油滴混合通过多孔介质时,受外力作用会发生乳化。以新疆油田七中区油藏为目标区块,研制了适合油藏条件的二元驱油配方。通过实验研究油/水乳状液的表观黏度与合成方法、液滴尺寸、注入能量的关系。结果显示瓶试法和乳化机法更适合模拟七中区地层乳化;注入能量越高,乳状液颗粒越小,表观黏度越大。物模实验证明界面张力和乳化都对最终采收率有着重要的影响。

关键词：乳化,黏度,稳定性,表面活性剂,提高采收率

参考文献

[1] 王克亮,皮彦明,吴岩松,等.三元复合体系的乳化性能对驱油效果的影响研究.科学技术与工程,2012;12(10):2428—2431Wang K L,Pi Y M,Wu Y S,et al.Research on the emulsification performance of ASP flooding impact on oil displacement effect.Science Technology and Engineering,2012;12(10):2428—2431

[2] 王凤琴,曲志浩,孔令荣.利用微观模型研究乳状液驱油机理.石油勘探与开发,2006;33(2):221—224Wang F Q,Qu Z H,Kong L R.Experimental study on the mechanism of emulsion flooding with micro models.Petroleum Exploration and Development,2006;33(2):221—224

[3] 李世军,杨振宇,宋考平,等.三元复合驱中乳化作用对提高采收率的影响.石油学报,2003;24(5):71—73Li S J,Yang Z Y,Song K P,et al.Effect of crude oil emulsion on enhanced oil recovery in alkaline surfactant polymer flooding.Acta Petrolei Sinica,2003;24(5):71—73

[4] 雷征东,袁士义,宋杰.三元复合体系乳状液渗流对采收率影响.辽宁工程技术大学学报(自然科学版),2009;(Z1):76—78Lei Z D,Yuan S Y,Song J.Effect of alkali-surfactant-polymer emulsion on oil recovery.Journal of Liaoning Technical University(Natural Science),2009;(Z1):76—78

[5] 姜振海.表面活性剂/聚合物二元复合体系驱油效果研究.石油钻采工艺,2011;33(1):73—75Jiang Z H.Effect study on surfactant/polymer binary compound displacement system.Oil Drilling Production Technology,2011;33(1):73—75

[6] 张立娟,岳湘安,郭振杰.ASP体系与大港和大庆原油的乳化特性研究.油气地质与采收率,2010;17(3):74—76Zhang L J,Yue X A,Guo Z J.Study on emulsification of ASP compound system on the Daqing and Dagang oil,Petroleum Geology and Recovery Efficiency.2010;17(3):74—76

驱油体系对葡北油田的适应性研究 篇4

1 实验部分

1.1 原料及试剂

实验原油为大庆采油七厂井口脱水原油;实验用水:大庆采油七厂注入污水;化学药剂:石油磺酸盐 (简称Ss) , 重烷基苯磺酸盐 (简称Sy) , 磺基甜菜碱 (简称BS) 表面活性剂, 大庆炼化公司生产1000万分子量聚合物, Na HCO3, Na OH;实验温度:52.7℃;

1.2 界面张力

采用美国Texas-500型旋滴界面张力仪测定随时间变化的油水动态界面张力, 每个样品测试时间为2h, 以达到平衡值, 界面张力数据为平衡界面张力。

1.3 人造非均质岩心室内驱油实验

对人造的非均质岩心 (4.5cm×4.5cm×30cm, 平均渗透率为155×10-3μm2, 变异系数为0.45) 抽真空后饱和人工盐水 (矿化度为6778mg/L) , 饱和油 (粘度为5.1m Pa.s) 后静置2d, 水驱 (七厂回注污水) 至模型出口含水98%后注入复合驱体系, 转后续水驱至出口含水98%以上。

1.4 天然岩心验证实验

选用渗透率为150×10-3μm2左右采油七厂天然岩心 (Φ2.5×10cm) 进行复合驱实验, 实验步骤与人造岩心相同。

2 结果与分析

2.1 复合体系的界面张力

在采油七厂油水条件下, 分别测定了弱碱三元体系 (石油磺酸盐Ss+P1000mg/L+1.2%Na2CO3组成) 、强碱三元体系 (重烷基苯磺酸盐Sy+P1000mg/L+1.0%Na OH组成) 和无碱二元体系 (磺基甜菜碱BS+P1000mg/L) 不同表面活性剂浓度下的界面张力, 测定结果绘制成图1-1。可以看出, 石油磺酸盐Ss体系界面张力都达到了超低可以明显地降低体系的界面张力, 而强碱三元体系与无碱二元体系界面张力没有达到超低。

2.2 人造非均质岩心驱油结果

从表2-1和图2-1中可以看出, Ss碳酸钠弱碱三元体系的化学驱采收率为8.4%, Sy氢氧化钠强碱三元体系的化学驱采收率为10.5%, BS无碱二元体系化学驱采收率为12.1%;其中Ss碳酸钠弱碱三元体系的化学驱效果最差, BS无碱二元体系化学驱效果最好。分析原因可知Ss碳酸钠弱碱三元体系能够与葡萄花油水形成超低的界面张力, 但黏度较其他体系偏低, 该体系可以改善中高渗透层内的洗油效率, 对非均质岩心中的低渗透层动用较差, 而BS无碱二元体系中表面活性剂与聚合物溶液的配伍性适宜, 对聚合物溶液的黏度影响较小, 在保证体系具有较好的粘弹性的同时, 体系的界面张力也达到了10-2 m N/m数量级, 所以BS无碱二元体系在非均质岩心驱油实验中具有较好的洗油效率与较高的扩大波及体积能力, 提高采收率的幅度效果明显。

2.3 天然岩心驱油结果

选取人造岩心驱油实验中效果较好的两种体系分别在天然岩心上进行驱油验证实验。从表2-2和图2-2中可以看出, BS无碱二元体系的平均化学驱采收率为15.4%, 强碱三元体系的平均化学驱采收率为14.3%, 由此可以看出, 两种复合体系在天然岩心上具有较高的驱油效率。适合葡北油田的最佳驱油方式为BS无碱二元体系。

结论:1、在本实验条件下, 表活剂浓度为03%、0.2%和0.1%时, Ss弱碱三元体系与葡北油水能够达到10-3 m N/m超低界面张力, 强碱三元体系和BS无碱二元体系体系的界面张力均没有达到超低。2、岩心驱油实验表明BS无碱二元体系驱油效果最好, 在天然岩心上可以提高采收率十五个百分点以上

摘要：针对葡萄花油田北部油层发育特点及油气水性质, 从理论分析入手, 通过室内实验研究, 探索应用三次采油技术的可行性。结果表明:石油磺酸盐表面活性剂 (Ss) 体系能够形成超低的界面张力, 磺基甜菜碱 (BS) 表面活性剂二元体系驱油效率最高。

关键词：驱油体系,界面张力,乳化

参考文献

[1]程杰成, 廖广志.大庆油田三元复合驱矿场试验综述[J].大庆石油地质与开发, 2001, 20 (2) :46-51.

[2]国郅, 武力军, 梅启太, 等.葡萄花油田北部聚合物驱可行性研究[J].大庆石油地质与开发, 2001, 20 (2) :80-83.

[3]李道山, 徐正顺, 郑凤萍.葡北低渗透油田三元复合驱室内实验研究[J].大庆石油地质与开发, 2000, 19 (1) :37-40.

[4]李华斌, 罗平亚, 等.大庆油田缔合聚合物/碱/表面活性剂三元复合驱油提高采收率研究[J].四川大学学报, 2001, 33 (4) :85-89.

驱油体系 篇5

此外,在渗透率存在差异的岩心中乳状液也可以起到较好的封堵作用,让其在之后使用驱替液的过程中,液体无法流入到孔隙中,达到对地层非均质性进行改善的目的,提升其波及的系数,即具有驱油作用,也能起的到调剖作用。

1 驱油应用乳状液体系

1.1 乳状液驱油

乳状液驱油主要提指将乳化剂和原油在被高速搅拌时,组成的一种O/W类乳状液体,并被注入地层中,通过这种方式将水驱残余下的油驱替出来。有研究显示,进行乳状液驱替处理,能够大幅度减少地层内的原油残余量,将原油的采收率提升10%以上。史胜龙等对真实的砂岩微观与光刻玻璃两种不同的模型进行运用后,对Span40、Tween80还有石蜡等3类物质共同组成的乳状液体注入到多孔介质内之后的驱油原理和特性进行了研究,最终得到以下两种原理:(1)使用乳状液之后,会在一定程度将大孔喉堵塞,使其出现分流,可以提高其本身的波及系数,减少绕流之后的原油量;(2)运用乳状液,可以通过其本身的侧向挤油和刮油两种功能,提高洗油的效率,让边缘部分残余油的饱和度持续降低。

另外,使用乳状液体系之后,可以优原油的微观流度、降低其黏度以及界面张力,达到提升原油采收率的目的,并且乳状液组成部分中的乳化剂有很强的乳化功能,乳化速率也非常快,使得采油周期也会随之增加越长,原油的采收率自然会随之升高[1]。

1.2 自发乳化驱油

自发乳化主就是指乳化期间内,不需要工作人员再做任何的外界工作,只需要通过乳化剂自己产生作用,就能够让无法相溶的水与油,以两相自动乳化的方式慢慢组成乳状液,使原油可以于无毛管力状态下采出,以此来提高原油的采收率。

Liu等相关研究显示,碱和表面活性剂两种物质之间具有一定的协同作用,可以让稠油于轻微的扰动下进行乳化,如果把乳化剂或者碱会别加入油相内,并且乳化剂与碱质量两者的占到比例持续增高,那么油也不会得到乳化;但如果把乳化剂和碱以适当的剂量复配后,于29 520 mg/L的矿化度,油与水之间比例达到3∶100的22℃温度时,需要小幅度的扰动,稠油的乳化黏度就可以上升到1 800 m Pa·s,油与水的界面张力值最小时可低至1.9×10-3m N/m,并且构成的乳状液,平均粒径只有15μm。

相关的微观驱替实践显示,在多孔介质中,如果原油和乳化剂于段塞时发生接触,会在接触的过程中被乳化,研究人员认为这可能是因为水包油类的乳状液,会从微观模型内流出[2]。而驱替实验则显示,若配方体系黏度在656~18 200 m Pa·s之间,五种类似的稠油开采效率,均能在水驱之后,再提升20%~30%。

1.3 微乳液驱油

微乳液主要是由表面活性剂、油、水以及助表面活性剂等多种物质组,按照一定的比例将这几类物质进行复配之后,各类物质之间会以自发的形成组成透明或是半透明状,且有顺序的多元体系,不仅拥有较大的界面面积、较低的张力,还拥有比较稳定的热力学特征。这种乳状液内部组成的分散相颗粒非常小,直径只能达到0.01~0.20μm。

在石油企业实际的原油开采中,为了提高采油效率,石油企业经常会应用微乳液进行驱油,以适合的比例把高质量的表面活性剂与高分子化合物溶合在一起制成溶液,再将其注入到油层之中,使其和原油作用组成相微乳。微乳、过量油以及过量水三种物质平衡存在,可以很在程度上使得两相间界面张力持续降低,让其值数下降至最小值,以此来加快油水界面膜流动的速度,使地层内部存在残余油以最快的速度流入油井,达到提升原油采出率的目的。

就理论方面而言,微乳液驱如果拥有充足的条件,能够在一定程度上消除油、水之间的界面张力,使得水驱之后的残余油量全部采出,但是具有一定的难度,大多数情况下是投入成本高,但取得的效益却并不理想,因此,受到经济与技术等多方面因素的影响,该项技术当前还没能单独应用于油田开采,微乳液驱油仍然还处于室内研究期间。郭英等[3]人,把异丁醇、烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐、煤油、无机盐及蒸馏水等多种物质构成了微乳液,并对其进行了深入研究,发现其抗盐与抗钙镁效果均非常好,于温度高于90℃的油田开采环境中非常适用,因此,可以在高温、高盐以及高硬度的油田开采中使用。张志伟等人的研究表明,如果将相微乳液当成驱油体系,能够使得油与水的界面张力持续降低,提高洗油的效率。

2 调剖堵水中应用乳状液

2.1 乳状液的调剖

近几年来,我国的部分学者,运用微观光刻与真实砂岩两种不同的模型,研究了乳状液注入多孔介质之后的渗流特性,结果显示,乳状液中的分散相液会对孔喉造成堵塞的原因主要包括以下三个方面:(1)乳状液会出现单个分散,之后产生相液滴,这些液滴引起的堵塞;(2)乳状液产生的液滴,大部分都是以无序与拥挤状态存在,容易堵塞孔喉;(3)液滴管壁拥有的吸附力较强引起堵塞。

1996年,使用交联剂对内水相中的W1/O/W2多重乳状液体系进行交联延缓和深部调剖的理念提出,通过两种不同类型的乳化剂,使得交联剂可以包裹于乳状液内部的多重结构中,让乳状液可以同时在两个界面内释放,以此放慢交联剂释放的速度,起到延缓交联和深部调剖的功效。运用多重乳液类型的交联剂,可以更好的弥补原有油藏开采工作进行深部调剖时,交联剂容易吸附在近井地带和延缓反应容易受到温度影响等不足,提高注水井深部调剖的效果。

2.2 乳化稠油堵水

乳化稠油堵水是在聚合物冻胶调堵技术的基础上发展而来,是一种高选择,且对油层损害较小的新型堵水技术,在技术与经济方面都具有较好的效益。这项技术将乳化剂和活性稠油一起注入到地层之中,便得油流通道内部的活性稠油和地层原油进行溶合,然后开采原油;这样一来进入通道的活性稠油,就能形成高黏度的W/O型乳状液,并堵塞在高渗透性的地层位置,其原因主要包括以下几个方面:(1)乳状液受到了孔喉切割影响,形成球状,堵塞于水流通道的孔喉部;(2)乳状液吸附于岩石的表面,把表面水湿转变成为油湿,致使孔喉缩小,对水流动的速度造成了影响;(3)乳状液的流动的过程中,会分散出一定量的相液滴,这些相液滴于孔喉部位出现贾敏效应之后,降低了水相本身的渗透率,引起堵塞。

王斌等[4]将某藏温度高、原油黏度低的油田作为研究对象,使用该油田中的原油、乳化剂SCA及稳定剂SCB等物质,组成了一种高黏度堵剂,并进行了物模实验,组果显示,该堵剂的封堵效果较好,而具备较高的耐冲刷能力与选择性,可以应用于满足该油田的堵水需求,应用前景较好。

3 乳状液体系在驱油和调剖堵水中的发展趋势

3.1 自发乳化能力体系

自发乳化体系具有很强的乳化能力,且可以直接现场施工过程中把乳化剂注入地层后就可以把水驱后残留在地层的油乳化,让其以乳状液形式被开采出来,采收率非常高,而且工艺简单,投入成本也比较低,具有较高的研究和应用价值[5]。

3.2 易破乳、廉价、无污染乳状液的发展

大量的乳化剂是配制乳状液必不可少的原材料,因此,乳化剂价格的合理性非常重要,而且随着国家越来越重视环境保护,需要石油企业在未来的发展中加大力度研发环保型乳状液体系,提高其乳化与破乳可调性,以降低对地层的污染。

4 结束语

总之,当前,国内的很多油田都进入了石油开采中后期,开采效果日益降低,一些特殊油藏的高含水与水驱导致采收率下降的问题日益突显,对我国石油产业的发展造成了较大响。因此,石油企业必须进不断深化和研究储层非均质相关的深部调控技术,以期在不断扩大其注水波和程度、提升注入水均衡驱替能力的情况下,提升驱油的效率。

参考文献

[1]雷雨希,张志全,陈晓宇,等.乳状液在岩心中调剖能力及影响因素研究[J].当代化工,2016,03:485~487+490.

[2]史胜龙,王业飞,汪庐山,等.胜坨油田二区自发乳化驱油体系性能[J].东北石油大学学报,2014,06:76~84+9-10.

[3]郭英,廖广志,刘卫东,等.聚-表二元驱乳状液制备方法对比分析[J].科学技术与工程,2015,07:59~64.

[4]王斌,罗晓莉.聚合物调剖堵水室内研究[J].辽宁化工,2015,10:1186~1187.

驱油体系 篇6

1实验部分

1.1实验材料

油样: 大庆油田第三采油厂北II-1联合站外输脱水脱气原油;

水样: 实验中使用人工模拟油藏水,首先测定现场水样的水质数据( 表1) ,然后按照数据配制模拟水样( 表2) ;

碱: 固体碳酸钠( 分析纯) ;聚合物: 取自北二西配制站的部分水解聚丙烯酰胺,为北二西试验区三元复合驱注入聚合物,型号为KYPAM2500,大庆炼化公司产品,相对分子质量大于2 500 × 104;

表面活性剂: 取自北二西注入站的表面活性剂,为北二西试验区三元复合驱注入表面活性剂, 大庆炼化公司产品,主要活性成份为石油磺酸盐 ( 有效物含量为30% ) ;

石油醚: 分析纯,60 ~ 90 ℃ 沸程,用平均孔径为0. 45 μm的核孔膜过滤备用。

1.2实验设备

Polytron PT3100D型均化仪,瑞士Kinematica公司生产; TU-1901型双光束紫外可见分光光度计,北京普析通用仪器公司生产; Zeta PALS 90Plus型纳米粒度分析仪,美国Brookhaven公司生产; MK-6S棒薄层色谱仪,日本三菱公司生产; K-7000型蒸汽压渗透仪,德国Knauer公司生产; X-5000型移动式X射线荧光仪,美国Innov-X公司生产。

1.3实验步骤

1.3.1基础水样配制

首先配制5种基础水样,药剂和配制比例见表2,其中A为模拟油藏水溶液,B为表面活性剂溶液, C为固体碳酸钠,D是蒸馏水,E为聚合物碱水 溶液。

1.3.2工作水样配制

用上述5种基础水样配制13个工作水样,使碱含量分别达到0 mg /L、1 000 mg /L、2 000 mg /L、3 000 mg / L; 表面活性剂含量0 mg / L、100 mg / L、200 mg / L、300 mg / L; 聚合物含量0 mg / L、2 000 mg / L, 以组合成不同浓度的驱油剂,进行微乳液形成试验。 13个工作水样的配制见表3。

表中配制的每一个工作水样均为5 L,配制步骤为: 在配制容器中,依次加入C和A( 或E) ,搅拌, 使C完全溶解,再加入B和D,搅拌使其完全溶解后,用平均孔径为0. 45 μm的核孔膜过滤,冷藏备用。

1.3.3微乳液的形成动力学试验

( 1) 取20 m L膜滤后的工作水样,加入自来水稀释20倍后加入50 m L 120号溶剂油,用Kinematica Polytron PT3100D型均化仪在20 000 r / min下匀化2 min后置于室温下静置24 h,按SY/T 5329石油行业标准[11]中的步骤测试萃取液的吸光度,由此计算水样的含油量。

( 2) 用Brookhaven 90Plus纳米粒度分析仪采用动态光散射法测试工作水样中颗粒物的粒径分布。

( 3) 在容量为3 000 m L的玻璃细口瓶中依次加入3 000 m L工作水样和30 g油样后将玻璃细口瓶置于水温为45 ℃的烘箱中静置。

( 4) 每隔7 d用注射器从水层中部抽取约100 m L水样,用平均孔径为0. 45 μm的核孔膜过滤,用Brookhaven 90Plus纳米粒度分析仪采用动态光散射法测试工作水样中颗粒物的粒径分布,按步骤( 1) 测试过滤水样的含油量。

( 5) 实验前和实验后对所用的原油及水样进行理化检验( 包括原油含蜡、含胶、含硫、族组分、平均分子量、水中离子 等项目) ,对比前后 各参数的 差异。

1.4实验结果及讨论

1.4.1微乳液的形成及粒径分布特征

由于试验采用的是工业用石油磺酸盐产品,其活性成分约占30% ,同时还含有未磺化馏分油、无机盐等非活性组分[12],所以配制的溶液并不是胶束溶液。A1S3是含碱和表面活性剂的工作水样,配制完成后便立即用动态光散射法测试其分散物的粒径分布,图1是用Brookhaven 90Plus纳米粒度分析仪测试的粒径分布图,图中可看出水样中分布两个粒径分散群,其中一个分散群的粒径介于20 ~ 100 nm之间,另一分散群粒径介于120 ~ 350 nm之间。第一个分散群属于纳米级微乳液液珠,第二个分散群属于纳米级细小乳状液液珠[13]。第二分散群有可能是第一分散群的聚集体,因没有聚并成更大的液珠而悬浮于水相中。但从增溶机理上来看,小尺寸粒子属于胶束内核增溶,大尺寸粒子属于胶束表面吸附或穿插排列等形式的增溶[14]。

纳米粒度数据显示,第一分散群颗粒含量占有绝对的优势,而第二分散群颗粒含量一般不超过10% 。当碱浓度低或不加碱的工作水样与原油接触时,形成的微乳液其纳米级微乳液珠会随时间的变化而减少,细小乳状液液珠缓慢增加,从表4可以看出A0S3工作水样与原油形成的微乳液中,第一周微乳液液珠累积分布高达96% ,到30周后降为77% ,说明微乳液也具有不稳定性的一面,在静置期间与常规乳状液一样产生了Ostwald熟化。相同浓度表面活性剂含量的工作水样在增加碱的浓度后,微乳液纳米级分散液珠的累积分布基本不随时间而变化,波幅很小,说明碱对微乳液有稳定作用。

13个工作水样在配制完成后都基本立即形成了微乳液,但A2S3和A3S3没有形成,而是生成了细小乳状液( 图2右侧水样) ,其表现是分散相直径仅分布于( 235 ± 5) nm这个狭窄区间,多分散性指标达到0. 005,属于单分散体系。对于这种现象是因为碱的浓度增大,使磺酸盐中的酯类化合物发生皂化反应,解离出更多的磺酸盐活化离子,同时碱的加入也相当于电解质浓度的增强,电解质压缩双电层导致石油磺酸盐表面活性剂的CMC更低,聚集数大大增加,这些过量的表面活性剂很容易聚集成棒状胶束[15,16]或囊泡[17],这些胶束与囊泡的混合体在粒径尺寸上恰好分布在细小乳状液范围内[18]。 在随后的与原油接触实验中,由于原油中的天然活性组分消耗了碱的浓度,使得电解质浓度降低,CMC恢复正常,原油被增溶到胶束内核,囊泡分离成胶束,所以该工作水样与其他水样具有一样的微乳性能。此外,对形成的微乳液进行4 000 r/min的离心处理30 min,未见有任何油水分离的现象( 图2左侧样品) 。

1.4.2微乳液中分散相浓度的变化规律

检测结果表明,刚刚配制的工作水样水层中含有较高的馏分油,最大浓度可达800 mg /L,随着原油的加入,水层中原油浓度急剧下降,3 ~ 5周左右达到最低,以后缓慢上升。17周后基本趋于平缓。 石油磺酸盐表面活性剂溶解于油田水后,其自身要构筑一个网格状的结构以稳定存在于水中,这种网格状的构筑并不是在短时间内就能够完成的,但已经完成的网格可立即吸收原油的非极性基团,从而使水样溶解的原油量增加。而1. 3. 3节试验步骤 ( 3) 中加入的原油,对溶解在水样中的原油有相溶和萃取的作用,所以在原油与水样接触的初期,先前溶解的未磺化的馏分油便向新接触原油中扩散,导致水样中油的浓度急速下降,5周左右达到平衡。 当石油磺酸盐表面活性剂网格的溶解力占据优势后,原油开始从油相中向水相转移,曲线的后半段表现为升高的趋势,从而证实石油磺酸盐表面活性剂微乳液的形成和增溶作用。从吸收原油的量上看, 大部分微乳液的饱和吸收量都低于200 mg /L,但也有个别超过500 mg /L的,很显然,微乳液中含油量已经超过油田回注水30 mg /L的控制指标[19]。

微乳液对原油的增溶量与石油磺酸盐表面活性剂的浓度成正比,图3中可以看出标有S3的曲线都在各曲线的上方; 相同浓度微乳液对原油的增溶受碱的影响比较大,碱的浓度与增溶的原油量具负相关性,碱的浓度增加,微乳液对原油的增溶反而减少 ( 图4) 。

1.4.3微乳液中分散相粒径的变化规律

石油磺酸盐弱碱体系与原油接触形成的微乳液粒径也随着时间不断变化中,表5是A1S3工作水样23周粒径变化数据表,从中可以看出微乳液与原油刚刚接触时,水样中分散相粒径大幅上升, 这主要是新增的细小乳状液的液珠增加导致,虽然这部分液珠的数量不多,但是因为其粒径比微乳液高出一个数量级,使得平均有效粒径值上升较快。但随后有效粒径,半宽及多分散性指标都呈下降趋势。

图5是无碱工作水样与原油接触后,微乳液的粒径随时间变化曲线,可以看出表面活性剂浓度大的水样其微乳液粒径大,表面活性剂浓度小的水样曲线在最下方,其规律是乳状液分散相粒径随石油磺酸盐表面活性剂的含量增高而增大。加入弱碱后,乳状液分散相粒径随石油磺酸盐表面活性剂的含量增高而减小( 图6 ~ 图8) 。

聚合物对微乳液粒径的影响不大,但聚合物的存在常常干扰检测结果, 这主要是聚合物能够溶于水中,使水的黏度增大,操作中容易吸附空气中的灰尘及实验室挥发物,导致异常值频繁出现( 图9) 。

半峰宽( Half Width) 是衡量乳状液液珠分布的另一指标,多个工作水样与原油接触后,该项指标也随时间的增加而减小, 说明大的分散颗粒向小的分散颗粒转化,颗粒大小向均一化 方向转化 ( 图10) 。

多分散性 ( Polydispersity) 是表征乳状液均匀分散程度的指标,工作水样与原油接触后,该项指标也随时间的增加而减小,说明分散液滴有向均匀化转变的趋势,由图11中也能看出,A2S3和A3S3配置出的初始工作水样是单分散体系并未形成微乳液,而与油接触后立刻形成多分散的微乳体系。

1.4.4形成微乳液的原油和水的物理化学性质及变化

将与工作水样作用4周的原油与水分离,对比物理化学性质变化。微乳液形成实验所用的原油来源于采油三厂,分离出的原油样品用棒状薄层色谱仪进行族组分分析,用蒸汽压渗透仪进行分子量分析及其他常规分析,其物理化学性质见表6; 混合工作水样经X射线荧光仪测试的结果见表7。

图7 碱含量为 2 000 mg/L 微乳液有效粒径与表活剂 Fig.7 Effective particle size change over time of microemulsion with different surfactant content with 2 000 mg / L alkali

分析检测数据表明: 原油与石油磺酸盐弱碱体系微乳液接触后,硫含量明显上升,其来源主要是石油磺酸盐的亲油基团的作用。含蜡、含胶均有减少, 从族组分饱和烃相对增多来看,蜡质的减少程度不如胶质类非烃化合物多,说明能够溶解于水的有机物大部分从有机相脱离了。游离水的理化性质变化不大,这可能是水的总量很大,与油相中的交换量还不能影响其各种组分的比例关系。

图8 碱含量为 3 000 mg/L 微乳液有效粒径与表活剂 Fig.8 Effective particle size change over time of microemulsion with different surfactant content with 3 000 mg / L alkali

2结论

( 1) 有效活性为30% 左右的石油磺酸盐溶于油田水后,能够生成微乳液,加入弱碱和聚合物不影响这种体系的自发生成。

( 2) 模拟的石油磺酸盐弱碱微乳液对原油有增溶作用,表面活性剂浓度与增溶的原油量有正相关性,碱的浓度与增溶的原油量呈负相关性。

( 3) 石油磺酸盐表面活性剂体系形成的微乳状液的分散相粒径随活性剂的含量增加而增大。加入弱碱后,分散相粒径随石油磺酸盐表面活性剂的含量增高而减小。

驱油用表面活性剂性能研究 篇7

1.1 Na+、Ca2+对重烷基苯磺酸盐表活剂界面活性的影响

本文采用模拟地层水配制了不同浓度的重烷基苯磺酸盐溶液, 向溶液中加入一定量的CaCl2、NaCl, 考察Ca2+、Na+浓度的变化对界面性能的影响。

图1表明, 增加钠离子浓度会使界面张力最低值向表活性剂浓度高的方向移动, 说明在Na+浓度高的情况下, 增加表活剂的浓度才能获得较低的界面张力。

由图2可知, Ca2+对重烷基苯磺酸盐表活剂界面活性影响较小。研究结果表明, C a2+加入到表面活性剂溶液中, 可以增强活性剂的疏水性, 屏蔽离子头的电荷, 并破坏亲水基团周围的水化膜, 使界面张力下降。

1.2 重烷基苯磺酸盐表活剂复配体系界面活性的影响

考虑到重烷基苯磺酸盐的现场应用, 本文研究了其与NaOH和聚丙烯酰胺复合体系对于表活剂界面性能的影响, 用模拟地层水配制复配体系, 其中聚丙烯酰胺的浓度为1500ppm。

由图3可知, 在聚合物浓度不变的时, 随着NaOH溶液浓度的增加, 平衡界面张力下降, 其原因是当原油与溶液接触后, 重烷基苯磺酸盐会吸附到原油/水界面, 当有N a O H存在时, 它与原油中的活性组分反应, 生成的皂类表面活性剂吸附于界面并与重烷基苯磺酸盐作用, 会使界面张力下降, 这种平衡界面张力特性类似碱水驱体系。最终重烷基苯磺酸盐复配体系配方为:表面活性剂浓度为2.0g/L, NaOH浓度为1.2%, HPAM浓度为1500ppm。

2 表面活性剂驱油体系的表面张力与采油一厂原油的界面张力研究

研究结果表明 (表2) , 通过实验所筛选的复配体系能够在45℃条件下能与原油形成超低界面张力。

3 表面活性剂的溶解能力研究

对已知浓度的表活剂水溶液预测定其试验温度范围, 冷却时溶液由清变浊, 加热时溶液由浊变清。将浓度相同的两份溶液, 一份溶液较热显清, 另一份溶液较冷显浊, 放入水浴中。控制水浴温度在预测定时确立的温度范围内。记下温度平衡时两份溶液的外观。重复试验, 在预测定的温度范围内改变水浴的温度, 直至浊液仍浊、清液仍清, 或溶液很慢地由清变浊, 或由浊变清 (表3) 。

结果表明, 随着表活剂浓度的增大, 其溶解温度变大, 重烷基苯磺酸盐的浓度增大后所需的溶解温度增加。

4 结论

(1) 钠离子浓度的增加重烷基苯磺酸盐表面活性剂界面张力最低值移向表面活性剂浓度较高的方向;重烷基苯磺酸盐活性剂界面活性受Ca2+影响较小;

(2) 通过实验确定了驱油体系配方为, 表面活性剂浓度为2.0g/L, 碱浓度为1.2%, 聚合物浓度为1500p p m。该驱油体系能够与原油形成超低界面张力从而达到良好的驱油效果, 随着表活剂浓度的增大, 溶解温度逐渐增大。

摘要：为了研究表面活性剂的性能, 本文采用模拟地层水配制了不同浓度的表活剂溶液, 研究了用模拟地层水配制的表活剂溶液与原油的界面性能, 以及表活剂的表面张力、溶解能力、界面张力。