稠油是指地下黏度在50~50 000 mPa·s的原油
[1]，非常规油气资源的重要组成。中国稠油资源丰富，开采资源量在世界排名第五
[2]，是世界第四大稠油生产国
[3]。中国稠油年产量约占全国石油总产量的10%，是石油增产稳产的主要助力之一
[4-5]。稠油因其黏度高，流动性差，因此常以热力采油为主要开发方式
[6-8]。辽河油田是中国第一大稠油油藏，蒸汽吞吐是其热力采油的主要方式
[9-11]。然而，经过多轮次的稠油蒸汽开发，辽河油田多数区块含水率不断上升，稠油乳化现象严重。锦采、曙采、特油、冷家、金海等稠油生产单位均出现过稠油破乳脱水困难局面，扰乱系统正常运行，原油外输指标超标时有发生。稠油破乳温度升高，能耗加剧，处理成本急剧上升。稠油的外输及后续炼化等，都需要对稠油乳状液进行破乳处理。然而，如何高效且经济的对采出稠油进行破乳是一项极具挑战性的工作
[12-13]。对热采稠油乳状液形成机理的研究，探索稠油乳化机制，有利于厘清稠油乳状液的稳定性原理，寻找是稠油破乳技术突破方向，是热采稠油破乳与脱水研究的基础和前提。
乳状液是一种液体（分散相）以小液滴的形式分散于另一种不相容的液体（连续相）中所形成的分散体系
[14-15]。中外大量研究证明，稠油乳状液难以破乳，与稠油中存在天然稳定剂（乳化剂）密切相关
[16-19]。稠油中大量存在的胶质和沥青质、蜡晶、固体微粒以及天然表面活性剂等活性物质，能够油水界面富集形成稳定的稠油包水乳状液
[20-21]。Ma等
[22]通过实验与模拟结合的方法，稠油中具有活性性质的沥青组分能够以氢键的方式相互结合，形成具备一定的结构强度的界面膜，能够有效阻止乳状液液滴之间的碰撞聚并，降低乳状液破乳可能性。Yu等
[23-24]研究表明，黏土等固体微粒的存在能够以在油水界面形成机械膜、颗粒之间形成三维网架结构的形式，提高乳状液稳定能力。温度的升高有利于稠油乳状液的生成与稳定。Wang等
[25]通过流变性测试手段，发现与稀油乳状液相反，热采稠油包水乳状液的稳定性会随着温度的升高而增强，原因是稠油中的沥青质组分在高温下能够在油水界面形成具有一定黏弹性稳定界面膜。Moeini等
[26]从界面张力变化角度，指出温度升高时稠油中的界面活性物质在油水界面的运动能力增强，油水界面张力降低，从而提高乳状液稳定性。吴祖庚等
[27]对辽河油田稠油乳状液稳定性进行实验研究，探讨了表面活性剂复配、有机碱等对稠油乳化剂稳定能力的影响。
尽管目前的研究对稠油乳化的乳化剂作用和乳化条件形成了一定的认识，但目前针对稠油乳化研究方法，多采用机械搅拌
[16]或多孔介质渗流成乳
[18]的方式，热采过程中高温条件实验实现过程复杂苛刻，且缺乏机理实验与现场生产状况相结合的分析。鉴于此，以辽河油田热采稠油乳状液为研究对象，以机械剪切与超声乳化相结合的成乳方式，既能模拟油水渗流过程中地层孔隙介质剪切，又采用简便可行的方式模拟热采高温对油水乳化的高能量输入；通过综合室内实验与油田现场实际，在实验测试的基础上对热采稠油实际生成过程中的地下渗流、井筒流动以及地面管道流动对稠油形成油包水乳状液的机理和原因进行系统性研究，以期为后续稠油破乳脱水工作提供机理与工程方面的启示。
1 实验材料与方法
1.1 实验材料与设备
实验所用的热采稠油乳状液是辽河油田洼一联合站提供的井口来油。经测试井口来油包水乳状液密度为0.94 g/mL。实验用水为根据辽河油田地层水离子含量所配置的模拟地层水，辽河油田地层水矿化度分析如
表1所示。热采稠油乳状液的流变特征用流变仪（MCR302，Anton Paar）测试稠油再乳化实验所用固体颗粒为纳米Na-蒙脱土颗粒，MW 360.31（源叶生物），经纳米粒度及Zeta电位仪（BeNano90Zeta，丹东百特）测试其粒度中值约为300 nm，如
图1所示，颗粒Zeta点位值为-38.8 mV，如
图2所示。所用表面活性剂为十二烷基硫酸钠（SDS），MW288.38，分析纯AR大于92.5%（MACKLIN）。稠油再乳化实验所用的乳化机为机械搅拌乳化机和超声乳化机（JY98-IIIN，宁波新艺）两种。因辽河油田热采稠油乳状液为油包水（W/O）乳状液，原油为外相水为内相，因此稠油乳状液的粒度分布无法用激光粒度分布仪进行测试，本实验的乳状液粒度分析采用显微镜（ML41，Mshot）观察的方式进行统计分析。
1.2 实验方法
1.2.1 热采稠油包水乳状液含水率测试
采用蒸馏实验，对辽河油田洼一联合站热采稠油包水乳状液进行含水率测定。蒸馏之前热采稠油首先在50 ℃下进行静置24 h，除去稠油中的游离水。蒸馏瓶容量300 mL，蒸馏温度由低到高设置为90、110、140、180 ℃，每个温度下蒸馏4 h，得到最终蒸馏出的水量，计算热采稠油乳状液含水率。重复稠油蒸馏实验三次，计算平均含水率。
1.2.2 热采稠油包水乳状液固相含量与酸值测试
采用抽提实验，对除去游离水后的热采稠油包水乳状液进行固相物质含量的测定。所得的固相物质称重，计算其在热采稠油乳状液中的质量分数。在显微镜下观察固相物质形态特征，并对无机固体颗粒进行X射线衍射（X-ray diffraction，XRD）测试，分析矿物组成；对热采稠油进行色谱分析，确定稠油中的胶质和沥青质固相物质含量。采用滴定法，对热采稠油酸值进行测定。
1.2.3 热采稠油包水乳状液黏温曲线测试
采用流变仪，对热采稠油乳状液进行黏温曲线测试。选用双平板测试模式，测量温度设置为25、50、90 ℃，剪切速率为0.01~100 s-1，测试分析稠油包水乳状液黏度随剪切速率和温度的变化特征。
1.2.4 热采稠油再乳化实验
在前述原油性质分析的基础上，对蒸馏后的完全脱水稠油进行离心，出去底层固体颗粒，进行稠油再乳化实验。首先将稠油油与水按1∶1的比例在烧杯中进行混合，分别置于不同温度（50、70、95 ℃）下进行加热，加热时间40 min，然后用机械搅拌仪对油水混合物搅拌20 min，对油水混合物进行拍照记录，并利用显微镜观察乳状液液滴形态和分布情况，分析机械剪切和温度对稠油乳化能力的影响。
对蒸馏并离心后的稠油，加入乳化剂（固体微粒和表面活性剂）进行乳化实验，将纳米黏土（质量分数为0.15%）和石油磺酸盐（质量分数为0.15%）作为乳化剂，分别加入1∶1比例的油水混合物中。将油水混合物在恒温箱中95 ℃下加热40 min，用机械搅拌仪搅拌20 min，观察记录稠油形成乳状液后的液滴形态，分析固体微粒和表面活性物质的存在对稠油乳化的影响，分别设置为黏土质量分数0.15%，石油磺酸盐质量分数0.15%。
为进一步验证辽河油田稠油热采（蒸汽吞吐）过程中的高温对稠油乳状液形成的影响，设计超声乳化的方式对稠油进行乳化实验。蒸汽吞吐开采稠油，蒸汽温度超过350 ℃，高温乳化条件难以在实验室复现。对稠油热采高温乳化能量，用超声乳化方式代替。相较于机械剪切，超声乳化能够为油水混合物输入更高的乳化能量。以此来研究蒸汽吞吐热采稠油过程高温对稠油乳化的影响。超声乳化输入能量设置为60 W，乳化时间10 min，实验结果与机械剪切乳化实验结果进行对比，探讨高能条件下的稠油乳化能力。
2 实验结果与讨论
2.1 热采稠油乳状液含水率
利用显微镜对辽河油田洼一联热采稠油乳状液粒度形态和分布特征进行观察和统计分析，结果如
图3所示。从微观图像[
图3（a）]可以看出，热采稠油是以油包水乳状液的形态存在，水为分散相（内相），油为连续相（外相），水滴密布分散在稠油当中，原油含水率极高。粒度分析结果显示采出油乳状液水滴粒度多小于40 μm，集中分布于5~20 μm，其中5~10 μm粒径范围的乳状液液滴最多（33%）。经蒸馏实验测试，热采稠油包水乳状液三次蒸馏含水率在51.99% ~53.09%，平均含水率52.52%，误差小于2%，如
表2所示。
2.2 热采稠油乳状液固相含量
稠油在地层流动过程中携带的泥沙、黏土、以及自身含量较高的胶质、沥青质等固体微粒，是稠油形成乳状液的重要乳化剂。黏土、胶质沥青质等固体微粒能够吸附在油水界面上，形成稳固的固体微粒吸附膜，从而稳定乳状液。抽提实验结果显示，洼一联热采稠油中含有较多的胶质、沥青质和沙粒、黏土颗粒等固相物质，显微镜下直观观察到固相物质形态，如
图4所示。
表3和
表4给出了XRD测试的热采稠油固相物质组成和黏土成分分析，结果显示，热采稠油乳状液中的无机固相颗粒组成以石英为主，含量占比超过50%，长石和黄铁矿含量各占约10%。稠油中的无机固体颗粒中含较多的黏土矿物，占比达19.8%。黏土矿物中蒙脱石含量最高（61%），其次为伊利石、高岭石和绿泥石。蒙脱石矿物颗粒在水中分散性好，在油水界面的吸附性强，高黏土矿物、高蒙脱石颗粒含量有利于促进热采过程中稠油在地层中的乳化。
热采稠油经色谱分析得出的烃类组成结果如
表5所示，滴定法测得的热采稠油酸值数据如
表6所示。结果表明，辽河油田洼一联热采稠油中，胶质和沥青质组分含量高达24.63%。胶质、沥青质等有机微小固体微粒，与黏土等无机固体微粒类似，具有在界面进行吸附的性质，利于稠油乳状液的形成。滴定结果显示，辽河热采稠油酸值为5.47 mgKOH/g，属于高酸值稠油。较高的酸值数据显示热采稠油含有较高的石油酸（环烷酸、芳香酸、脂肪酸等）。石油酸在一定条件下形成的石油酸盐，如SDS，是良好的表面活性物质。稠油高酸值形成的天然表面活性剂，吸附在油水界面，能够有效降低油水界面张力，促进稠油乳化，形成油包水或水包油乳状液。
2.3 热采稠油乳状液黏温特征
图5给出了热采稠油包水乳状液不同温度常温25、50、90 ℃下的黏度随剪切速率的变化曲线。可以看出，不同温度下，热采稠油黏度都随剪切速率升高而降低，具有剪切稀释性；同一剪切速率下，热采稠油乳状液黏度随温度的升高而降低。固定剪切速率10 s
-1，热采稠油乳状液黏度在25、50、90 ℃下黏度由4 300 mPa·s降低至1 118 mPa·s和119 mPa·s，温度对稠油黏度有较大影响。高温条件下，稠油黏度降低，在地层流动过程中更易于地层水发生充分混合，剪切分散形成乳状液。稠油黏温曲线特征的测试有助于分析稠油热采过程中的乳化能力和机理。
2.4 热采稠油再乳化
2.4.1 热采稠油乳化微观机理
乳状液的形成使体系比表面积增大，界面能升高，形成稳定的乳状液需要乳化剂的存在以及外界能量的输入
[28]。稠油中天然乳化剂有三类：高分子有机物，如沥青质、胶质、蜡；固体颗粒，如砂粒、黏土；有机酸，如脂肪酸、环烷酸等
[29-30]。
图6给出了不同乳状液的乳化机理示意图。根据乳化剂类型的不同，稠油乳状液的乳化机理主要为3种：胶质、沥青质和黏土等固体颗粒吸附在油水界面，形成高机械强度界面膜[
图6（a）]；石油酸等表面活性剂降低油水界面张力，减少表面能，提高热力学稳定性[
图6（b）]；乳状液液滴带负电，形成扩散双电层，相互之间的静电斥力阻碍液滴聚并[
图6（c）]。
实际热采稠油乳状液的形成，受到高强度固体微粒机械膜、低界面张力和静电斥力的共同作用，液滴稳定性高，如
图7所示。同时连续相（稠油相）中大量沉降的游离状态固体微粒，游离的固体微粒进一步阻隔了液滴之间的相互接触，加大热采稠油乳状液的后续破乳难度，游离固体颗粒还会极大的消耗（吸附）后期水处理过程中破乳剂的用量。
2.4.2 热采稠油再乳化实验
图8给出了机械搅拌下不同温度和乳化剂类型（黏土颗粒、表面活性剂）下稠油乳化能力照片，
图9给出了不同乳化条件下的油包水乳状液液滴形态微观图像，
图10显示了乳状液液滴的粒度中值数据。可以看出，在机械剪切作用下，低温50 ℃，分散在油中的水滴形状不规则，粒径大；升高温度至70 ℃后，水滴逐渐成型，液滴数量增多，粒径变小；高温95 ℃下水滴成正圆形，粒径进一步变小，油水发生明显乳化现象。高温下，原油黏度显著降低，在机械搅拌作用下水滴更容易分散到原油中发生乳化，促进稠油包水乳状液的生成，50、70、95 ℃下，生成的稠油包水乳状液液滴粒度中值为35、20、12 μm。加入乳化剂进行对比试验，将纳米黏土颗粒和石油磺酸盐分别作为乳化剂对原油进行乳化，可以看出，在相同温度95 ℃下，加入纳米黏土（0.15%）和表面活性剂（0.15%）都能促进原油乳化，纳米蒙脱土促使液滴粒度进一步减小，与纳米颗粒相比，表面活性剂对油水乳化的促进作用更强，尺寸更小的表面活性剂分子比纳米颗粒更容易在油水界面发生吸附，降低油水界面张力，形成的乳状液液滴较纳米黏土乳状液尺寸更小，粒度分布更加均一。95 ℃下，加入纳米黏土颗粒和加入表面活性剂后，形成的乳状液液滴粒度中值在8 μm和5 μm，形成的乳状液粒径比未加乳化剂的更小。
这是因为温度升高时，稠油的黏度降低，在机械剪切作用下，油水更容易发生混合，剪切作用形成的小水滴分散进入稠油的阻力更小；在较高的温度下，油水的界面张力同样会减小，进一步促进了油水乳状液的形成。因此高温条件下产生的稠油包水乳状液粒度更小，分散性更好，乳化作用更强。同一温度条件下，加入纳米黏土颗粒，微小的固体颗粒可吸附在油水界面，在机械剪切的作用下形成的小液滴表面形成一层致密的机械膜，阻隔了小液滴的相互接触与聚并，因此能够更好的稳定生产的油包水乳状液；稠油中加入十二烷基硫酸钠，表面活性剂分子吸附在稠油与水的界面上，极大的降低了稠油与水之间的界面张力，使油水在外部剪切的作用下更容易形成稳定的小液滴，因此，加入纳米黏土颗粒和表面活性剂两种乳化剂后，稠油的乳化效果变得更好。
实验证明高温条件有助于形成稠油乳状液，辽河油田热采方式为蒸汽吞吐，温度远高于95 ℃。为进一步研究稠油在热采过程中的乳化程度，在机械剪切输入能量生成乳状液的对照实验基础上，设计了超声乳化实验。超声乳化输入能量更高，更接近热采稠油地层高温条件。
图11显示了稠油95 ℃加热后进行超声乳化形成的乳状液微观图像，可以看出，稠油经超声能量输入后，形成的乳状液液滴尺寸较机械剪切的方式[
图9（c）]更小，液滴粒度中值2.6 μm，平均尺寸减小到机械剪切乳化方式的1/5，且粒径分布更加均匀。说明更高的输入能量能够进一步促进稠油乳化。在辽河油田蒸汽吞吐开采稠油过程中，高温蒸汽造成的地层高温条件是热采稠油乳状液生成的重要因素。
原油中的沥青质是形成稠油乳状液的天然乳化剂，具有高度的界面活性而增加乳状液的稳定性。为了研究沥青质对乳状液的乳化程度影响，开展不同沥青含量下再乳化实验。
图12显示了在煤油和水的体积比为1∶1的条件下加入不同沥青质后的乳化结果和显微图像。可以看出，沥青质可以有效提高乳化效果，随着沥青质含量增加，乳状液的液滴尺寸越来越小。这表明，沥青质是促进稠油乳状液形成的重要因素。稠油中的沥青质组分分子量较大，在油水界面产生吸附时会产生与纳米颗粒稳定乳状液相似的效果，即形成具有一定强度的机械膜阻止液滴进一步聚并，同时部分沥青至组分具有一定的表面活性，其在油水界面的吸附能够协助降低油水界面张力，理由油水乳状液分散体系的形成。
2.5 热采稠油乳状液成因分析
稠油乳化实验证明了高温、机械剪切、黏土颗粒、表面活性剂的加入可促进稠油乳状液的生成。注入蒸汽开采稠油过程中，稠油被高温加热降低黏度，经地层孔道渗流进入井底，在井筒与各级阀门流动后进入储液罐。稠油热采生产过程包括了稠油乳状液形成的两个必要条件：高温降黏与能量输入（剪切）。热采稠油地层的固体微粒中高吸附性黏土含量高，以及地层原油胶质、沥青质含量高，原油酸值高等流体性质，都会导致蒸汽开采稠油容易形成乳状液。
生产工艺上，辽河油田热采逐步衍生出四代蒸汽注入技术，近5年累计应用3 000井次，热力采油成为辽河油田主要的原油开发方式，蒸汽吞吐过程的高温蒸汽为稠油包水乳状液的形成提高了高温条件。辽河油田区块地层平均孔隙度大于20%，渗透率多为1 Dc以上，如
表7所示。属于高孔高渗地层，易于稠油在孔隙中进行渗流。原油在孔隙渗流过程中收到孔隙介质的剪切作用，为稠油乳化提供渗流剪切能量。地层埋深多在1 000 m以上，地层稠油从地下到地面的过程中，需要经过千米的管流，稠油和水在生产件管道流动过程中充分混合，产生流动和剪切作用。稠油到达地面后，需要在复杂的管线、阀门进行分流，稠油和水流过阀门同样会受到机械剪切作用。在地面集输过程中，地面管线和阀门更加复杂，比如锦45区块21座计量接转站，23座计量站，站间距离< 1 km，稠油在其中发生充分的混合剪切，为热采稠油乳状液的形成提供有利条件。
地层条件上，辽河油田地层固体微粒中高吸附性黏土含量高（19%，
表3），且多为分散性好、吸附性强的蒙脱石颗粒（61%，
表4）；不稳定的蒙脱石、高岭石在高温、强碱性条件下，易发生溶解和转化，造成地层出砂、黏土颗粒脱落；注入高温蒸汽对岩石骨架及岩石胶结物（包括胶质、沥青质）的破坏造成的固体颗粒的脱落。而黏土颗粒又是乳状液的良好乳化剂，因此辽河油田地层中高黏土含量及热采过程中高黏土的产量，为热采稠油乳状液的形成提供了物质条件。
流体性质上，地层原油胶质、沥青质含量高（24.63%，
表5），原油酸值高（5.47 mgKOH/g，
表6）；胶质分子具有一定的表面活性，稳定油包水乳状液。沥青质的化学组分接近于胶质，分子量更高，分子间的缔合作用极易促进油包水乳状液的形成；吸附在W/O界面上的沥青质分子不仅形成单分子膜层，还会形成次层，使界面膜更加稳定
[31-32]。原油高酸值产生的高天然表面活性剂含量，则以降低油水界面张力的方式，进一步促进稠油的乳化。因此，辽河油田稠油热采过程中的高温蒸汽生产方式、高孔高渗地层条件、复杂的油水管线流动，以及高黏土颗粒含量、原油高胶质沥青质含量和高酸值特征，共同促成了稠油包水乳状液的形成。
中国稠油资源储量超过200亿t
[33-34]，是世界第四大稠油生产国。稠油开发方式中，以蒸汽吞吐、蒸汽驱、蒸汽辅助重力泄油为主要方式的蒸汽热力采油占比超过60%
[35-36]。蒸汽热采过程往往伴随着稠油复杂乳状液的生成
[37]。稠油生成乳状液后黏度增大，不仅影响地层采收率，还会使采出油从地下到地面井筒举升难度升高、原油在地面输油管道中泵送阻力增大、外输原油含水率不达标、脱水处理成本增加等问题。
金海采油厂小洼油田属深层特稠油油藏，采用蒸汽吞吐和蒸汽驱方式开发，洼一联合站担负其6 700 m3/d油气水处理，自2021年后原油脱水逐渐恶化，69口井取样化验，油井产出液普遍含有杂质，沉降罐出现80~100 m3/d中间过渡层，油水界面处于混层状态。中间过渡层中油水以复杂乳状液的形式存在，乳状液形态极其稳定，导致极难对此部分稠油进行有效的油水分离。前期采用双沉降罐、底水泵连续运行、提高脱水温度和加药比、加装浮动收油装置等脱水措施，都未能使此部分复杂乳状液的脱水效果明显好转，生产经营受到影响。在石油化工行业中，大多数原油是以乳剂的形式提取的。乳化是液滴破裂和聚结之间的中间态。过渡带复杂稠油乳状液在石化行业中也极为常见。目前的离心处理工艺对稠油脱水形成的复杂乳状液进行处理情况：浮渣油在保温加药程序后流入离心机进行离心处理，最终得到破乳完成后的渣油样品。此时处理温度达到90 ℃，加药量高达6 000×10-6，吨液处理成本142元，成本压力巨大。
为了应对此现象，对热采稠油乳状液形成机理进行了研究，探索稠油乳化机制，厘清稠油乳状液的稳定性原理，以便寻找是稠油破乳技术突破方向，为热采稠油破乳与脱水研究的基础和前提。基于本文稠油复杂乳状液稳定机制与影响因素的实验-现场相结合的相关研究成果，辽河油田金海采油厂通过筛选针对稠油乳状液稳定机理的化学破乳剂配方、优化离心机运行参数等现场脱水工艺参数设计，使洼一联稠油复杂乳状液脱水温度降低20 ℃以上，脱水成本较现有方案降低超过30%，极大地提高了稠油破乳脱水效率与节能降耗。
3 结论
通过对辽河油田热采稠油性质分析、稠油再乳化实验，研究热采稠油乳化机理，并与现场生产条件结合，总结了辽河油田热采稠油包水乳状液的形成原因，得出如下结论。
（1） 辽河油田热采稠油以油包水乳状液的形式存在，原油含水率高；稠油中固相物质组成以石英为主，占比超过50%，且含有较高的黏土组分，占比接近20%，黏土中以蒙脱土含量最高；稠油属于高酸值原油，稠油烃组分中胶质和沥青质含量高达24.63%。
（2） 热采稠油黏度随着温度的升高而降低，在机械剪切作用下，稠油的乳化能力随着温度的升高而升高。高温下稠油黏度降低，易于乳状液液滴在稠油中的分散，有利于促进油包水乳状液的形成。纳米蒙脱土颗粒可在油水界面形成一层致密机械膜，有效阻隔乳状液液滴之间的碰撞和聚并；表面活性剂SDS吸附在油水界面，降低油水界面张力，更容易形成乳状液滴，提高稠油乳化效果。
（3）辽河油田生产工艺上采用蒸汽吞吐方式，蒸汽吞吐过程的高温蒸汽为稠油包水乳状液的形成供了高温条件；辽河油田高孔高渗地层条件，易于稠油在孔隙中进行渗流，受到孔隙介质的剪切作用，且稠油在复杂地面集输系统的流动过程受到管线、阀门的剪切作用，都为稠油乳化提供了剪切能量；稠油热采过程中地层脱落的高分散性黏土颗粒，以及稠油中含量极高的胶质和沥青质组分，以微小颗粒乳化剂的形式促进稠油乳状液的生成，高酸值稠油中石油酸易于形成天然表面活性剂，是热采稠油乳化的良好乳化剂。
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