聚合物-表面活性劑二元驅(qū)提高采收率機(jī)理實(shí)驗(yàn)

劉衛(wèi)東，羅莉濤,，廖廣志，左羅，魏云云，姜偉

（1. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，河北廊坊 065007；2. 中國(guó)科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所，河北廊坊 065007；3. 清華大學(xué)環(huán)境學(xué)院，北京 100084；4. 中國(guó)石油勘探與生產(chǎn)分公司，北京 100011；5. 中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

聚合物-表面活性劑二元驅(qū)提高采收率機(jī)理實(shí)驗(yàn)

劉衛(wèi)東1,2，羅莉濤2,3，廖廣志4，左羅5，魏云云1,2，姜偉1

（1. 中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院，河北廊坊 065007；2. 中國(guó)科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所，河北廊坊 065007；3. 清華大學(xué)環(huán)境學(xué)院，北京 100084；4. 中國(guó)石油勘探與生產(chǎn)分公司，北京 100011；5. 中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

針對(duì)新疆油田七中區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀，設(shè)計(jì)聚合物-表面活性劑二元驅(qū)的填砂管、天然巖心及微觀模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究二元驅(qū)提高采收率機(jī)理，為油田現(xiàn)場(chǎng)提供二元驅(qū)優(yōu)化配方。二元驅(qū)采收率增幅隨著水油黏度比增大而增大，隨著界面張力減小而增大。毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)反映二元體系溶液黏度和界面張力的協(xié)同效應(yīng)，應(yīng)以其為準(zhǔn)優(yōu)化篩選最佳配方。新疆油田七中區(qū)二元驅(qū)溶液臨界黏度比2.5、臨界界面張力數(shù)量級(jí)為1×10-2mN/m、臨界毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)數(shù)量級(jí)為1×10-3；優(yōu)選出配方為0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM，可提高采收率23.96%。二元驅(qū)通過(guò)聚合物增黏，降低驅(qū)替相流度，增加油相流度，使流度比減小，克服了注水指進(jìn)，增加了吸水厚度，從而提高波及系數(shù)，進(jìn)而啟動(dòng)盲端殘余油；通過(guò)表面活性劑降低界面張力，降低黏附功，使殘余油乳化、剝離、拉絲并易于啟動(dòng)，同時(shí)乳狀液進(jìn)一步增加驅(qū)替相黏度，在低界面張力和較高黏度下，毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)大幅度提高，從而提高洗油效率，進(jìn)而啟動(dòng)島狀、柱狀及膜狀殘余油，最終提高了采收率。圖13表3參16

聚合物；表面活性劑；二元驅(qū)；提高采收率；黏度比；界面張力；毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)

0 引言

聚合物-表面活性劑二元驅(qū)是具有巨大發(fā)展?jié)摿Φ娜尾捎图夹g(shù)[1-2]，利用聚合物和表面活性劑的協(xié)同效應(yīng)，能夠顯著改善驅(qū)油效果、提高采收率[3-6]。與單純聚合物驅(qū)相比，聚合物-表面活性劑二元驅(qū)具較強(qiáng)的乳化及低界面張力性能[7]；與三元復(fù)合驅(qū)相比，避免了因堿產(chǎn)生的管道腐蝕嚴(yán)重、采出液破乳難的問(wèn)題[8]。20世紀(jì)60年代起，美國(guó)對(duì)聚合物-表面活性劑二元驅(qū)進(jìn)行了一系列先導(dǎo)性試驗(yàn)，取得了顯著成效[9-12]；20世紀(jì)80年代，中國(guó)勝利、新疆和大慶等油田也相繼開展了相關(guān)研究[13-14]。

新疆油田七中區(qū)自 2008年開始進(jìn)行聚合物-表面活性劑二元驅(qū)重大開發(fā)試驗(yàn)[15-16]，取得了明顯的效果。該區(qū)塊面積 1.21 km2，油層深度 1 146 m，有效厚度11.6 m，原始地質(zhì)儲(chǔ)量120.8×104t；油藏中孔中滲，主要由不等粒砂礫巖及砂巖組成，礫石含量33%～50%，粒徑7～20 mm；有效孔隙度2.4%～27.0%，平均14.7%，滲透率（0.01～3 207.00）×10-3μm2，平均 54.1×10-3μm2；油藏溫度40 ℃，原始地層壓力16.1 MPa，飽和壓力14.12 MPa，壓力系數(shù)1.4；地層原油密度0.778 g/cm3，黏度6.0 mPa·s；地層水礦化度3 324.14 mg/L。

針對(duì)新疆油田七中區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀，設(shè)計(jì)聚合物-表面活性劑二元驅(qū)的填砂管、天然巖心、微觀模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究其黏度及界面張力對(duì)采收率的影響，揭示其驅(qū)油機(jī)理，并建立配方優(yōu)化篩選方法，為油田現(xiàn)場(chǎng)提供聚合物-表面活性劑二元驅(qū)優(yōu)化配方。

1 實(shí)驗(yàn)方法

1.1 實(shí)驗(yàn)材料及儀器

實(shí)驗(yàn)材料：新疆油田七中區(qū)的原油、注入水和地層水（參數(shù)見表 1）；地面脫氣脫水原油（密度 0.858 g/cm3，黏度17.85 mPa·s，用于測(cè)界面張力）；表面活性劑（LAyL平均相對(duì)分子質(zhì)量為476；KPS-1和KPS-2平均相對(duì)分子質(zhì)量均為 486，二者分子結(jié)構(gòu)不同）；聚合物（聚丙烯酰胺HPAM，相對(duì)分子質(zhì)量2 500×104）；填砂管模型（內(nèi)徑1.98 cm，長(zhǎng)度20 cm）；天然巖心（直徑2.5 cm，長(zhǎng)度7 cm，均質(zhì)、無(wú)裂縫，32塊）；微觀刻蝕模型（尺寸62.0 mm×62.0 mm×3.0 mm，平面有效尺寸為45 mm×32 mm，孔隙直徑0.1～100.0 μm）；航空煤油；模擬油（新疆油田七中區(qū)脫氣脫水原油與航空煤油以 3∶2的體積比混合，40 ℃下黏度為 6.0 mPa·s）；石英砂粒徑 3.4～61.0 μm，即 60～4 000目；環(huán)氧樹脂膠。

表1 新疆油田七中區(qū)注入水及地層水參數(shù)

實(shí)驗(yàn)儀器：黏度計(jì)（Brookfield DV-II型+DIN5309）、界面張力儀（SVT20N）、電子天平（YP300001）、攪拌機(jī)、ISCO計(jì)量泵、活塞容器、壓力傳感器（-0.1～200.0 MPa）、微流量注射器（量程0.1 mL，精度0.01 mL）、高速攝像機(jī)Fastcam SA1、立體顯微鏡STEREO Discovery-V8、計(jì)算機(jī)、計(jì)量管、恒溫箱、真空泵。填砂管模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置見圖1。

圖1 實(shí)驗(yàn)裝置示意圖

1.2 填砂管模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

將注入水、聚合物、表面活性劑以一定比例混合，通過(guò)調(diào)整聚合物濃度、表面活性劑種類及濃度獲取不同黏度比、不同界面張力的聚合物-表面活性劑二元體系溶液即注入體系（見表2）。

制備均質(zhì)模型：①將環(huán)氧樹脂膠與石英砂按比例混合后涂在管內(nèi)壁，獲取粗糙弱親水表面。②將粒徑為 250、80、48及 13 μm即 60、180、300及 1 000目的石英砂以質(zhì)量比1∶2∶3∶4混合，放入干燥箱內(nèi)烘干12 h；將其填充到管內(nèi)，制備填砂管模型，稱干重；抽真空12 h，飽和地層水12 h，稱濕重；計(jì)算孔隙體積及孔隙度；利用地層水按照滲透率測(cè)定方法測(cè)定12個(gè)填砂管模型水測(cè)滲透率(見表2)。

表2 填砂管模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)方案

實(shí)驗(yàn)步驟：①在40 ℃下飽和模擬油，當(dāng)計(jì)量管內(nèi)水的體積3 h內(nèi)不再增加，認(rèn)為模型飽和油完成，記錄飽和油體積；計(jì)算原始含油飽和度、束縛水飽和度（見表2）；在40 ℃下放置12 h進(jìn)行老化，然后進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。②根據(jù)油田現(xiàn)場(chǎng)注入速度1.5 m/d，以1.74×10-3cm/s速度水驅(qū)，待有液體流出時(shí)，監(jiān)測(cè)出水體積及出油體積，計(jì)算不同時(shí)刻含水率、采收率。當(dāng)含水率達(dá)到 95%時(shí)，停止水驅(qū)，計(jì)算水驅(qū)最終采收率。③將聚合物-表面活性劑二元體系溶液以 1.74×10-3cm/s速度注入模型，注入孔隙體積倍數(shù)為2.5，繼續(xù)以相同速度水驅(qū)1.5倍孔隙體積至結(jié)束。最后計(jì)算出聚合物及表面活性劑的貢獻(xiàn)率。

1.3 天然巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

取32塊天然巖心，配液方法和實(shí)驗(yàn)步驟同填砂管模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)方案見表3。計(jì)算采收率、毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)和剩余油飽和度等相關(guān)參數(shù)。

表3 天然巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)方案

1.4 微觀模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

在以上實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)的基礎(chǔ)上，針對(duì)新疆油田七中區(qū)油層特征確定了其聚合物-表面活性劑二元驅(qū)優(yōu)化配方，配方為0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM（黏度比為2.5、界面張力為0.073 3 mN/m）。

用光刻法將巖心鑄體薄片上的孔隙網(wǎng)絡(luò)復(fù)制下來(lái)，經(jīng)過(guò)制版、涂膠、光成像、化學(xué)刻蝕、燒結(jié)成型和潤(rùn)濕性處理等步驟，制成微觀刻蝕模型。在模型對(duì)角線處分別打一小孔，作為注入井和采出井。

實(shí)驗(yàn)步驟：①將微觀刻蝕模型抽真空2 h、飽和地層水24 h；②模擬油驅(qū)替地層水并穩(wěn)定24 h；③以1.74×10-3cm/s速度水驅(qū)油至含水率100%為止，形成水驅(qū)殘余油。④以 1.74×10-3cm/s速度注入聚合物-表面活性劑二元體系溶液驅(qū)替殘余油，記錄驅(qū)替過(guò)程；⑤實(shí)驗(yàn)結(jié)束，用石油醚清洗微觀模型。

2 結(jié)果及分析

2.1 聚合物增黏作用

為了研究聚合物-表面活性劑二元驅(qū)中聚合物增黏作用對(duì)提高采收率的影響，開展了界面張力6.52×10-3mN/m條件下，不同黏度比的二元驅(qū)體系填砂管模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，詳細(xì)實(shí)驗(yàn)條件見表2。

由圖 2可見，含水率在前置水驅(qū)階段都隨著注入孔隙體積倍數(shù)增加而急速增大至 95%，然后隨著不同黏度比聚合物-表面活性劑二元體系溶液的注入而降低，二元驅(qū)結(jié)束時(shí)再次升至95%左右。對(duì)于聚合物-表面活性劑二元驅(qū)，含水率降低幅度隨著黏度比增加而增大，同時(shí)維持低含水率的時(shí)間延長(zhǎng)。

圖2 不同黏度比條件下注入孔隙體積倍數(shù)與含水率關(guān)系

由圖 3可見，前置水驅(qū)階段采收率都隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加而增大，然后隨著不同黏度比二元體系溶液的注入而跳躍式地增加，二元驅(qū)結(jié)束后趨于平穩(wěn)。對(duì)于聚合物-表面活性劑二元驅(qū)，采收率增幅隨著黏度比的增加而增大。

圖3 不同黏度比條件下注入孔隙體積倍數(shù)與采收率關(guān)系

由圖4可見，隨著黏度比的增大，采收率增幅和最大含水率降幅都增大。當(dāng)黏度比小于2.5時(shí)，采收率增幅、最大含水率降幅都上升較快；當(dāng)黏度比大于2.5時(shí)，二者上升趨于平緩。說(shuō)明當(dāng)黏度比大于2.5時(shí)，在界面張力（6.52×10-3mN/m）不變的條件下通過(guò)提高黏度比來(lái)提高采收率的效果已經(jīng)不明顯，經(jīng)濟(jì)效益相對(duì)較小。因此，對(duì)于新疆油田七中區(qū)聚合物-表面活性劑二元驅(qū)，二元體系臨界黏度比為2.5，即黏度為15 mPa·s。

圖4 黏度比與采收率增幅及最大含水率降幅的關(guān)系

2.2 表面活性劑降低界面張力作用

為了研究聚合物-表面活性劑二元驅(qū)中表面活性劑降低界面張力作用對(duì)提高采收率的影響，開展了黏度比2.5即黏度15 mPa·s條件下，不同界面張力的二元驅(qū)體系填砂管模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，詳細(xì)實(shí)驗(yàn)條件見表2。

由圖 5可見，前置水驅(qū)階段，含水率都隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加而急速增大至 95%，然后隨著不同界面張力的二元體系溶液的注入而降低，二元驅(qū)結(jié)束時(shí)含水率再次上升至 95%左右。相比聚合物驅(qū)，聚合物-表面活性劑二元驅(qū)含水率降低幅度較大，維持低含水率的時(shí)間也較長(zhǎng)，主要是其低界面張力的作用；對(duì)于二元驅(qū)，含水率降低幅度隨著界面張力的降低逐漸增大，維持低含水率的時(shí)間也變長(zhǎng)。

圖5 不同界面張力二元體系注入孔隙體積倍數(shù)與含水率關(guān)系

由圖 6可見，前置水驅(qū)階段，采收率都隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加而急速增大，然后隨著不同界面張力的二元體系溶液的注入而跳躍式地增加，二元驅(qū)結(jié)束后趨于平穩(wěn)。相比聚合物驅(qū)，聚合物-表面活性劑二元驅(qū)采收率增長(zhǎng)幅度較大，主要是其低界面張力的作用；對(duì)于聚合物-表面活性劑二元驅(qū)，采收率增幅隨著界面張力的降低逐漸增大。

圖6 不同界面張力二元體系注入孔隙體積倍數(shù)與采收率關(guān)系

由圖 7可見，隨著界面張力的增大，采收率增幅和最大含水率降幅都減小。當(dāng)界面張力為 6.52×10-3mN/m（1×10-3mN/m數(shù)量級(jí)）時(shí)，采收率增幅和最大含水率降幅最大；當(dāng)界面張力為 7.33×10-2mN/m（1×10-2mN/m數(shù)量級(jí)）時(shí)，二者較大；當(dāng)界面張力為3.80×10-1mN/m（1×10-1mN/m數(shù)量級(jí)）時(shí)，二者較小；當(dāng)界面張力為15.20 mN/m（1×101mN/m數(shù)量級(jí)）時(shí)，二者最小。為了獲取較大的采收率增幅和最大含水率降幅，界面張力數(shù)量級(jí)初步定為1×10-2mN/m數(shù)量級(jí)和1×10-3mN/m數(shù)量級(jí)。同時(shí)1×10-2mN/m數(shù)量級(jí)與1×10-3mN/m數(shù)量級(jí)相比，采收率增幅和最大含水率降幅相差不大，以6.52×10-3mN/m和7.33×10-2mN/m為例，采收率增幅差值僅為1.56%，最大含水率降幅差值僅為2.57%。而從工程經(jīng)濟(jì)效益方面考慮，與界面張力達(dá)到1×10-3mN/m數(shù)量級(jí)的二元體系溶液相比，界面張力1×10-2mN/m數(shù)量級(jí)的二元體系溶液在表面活性劑選擇方面范圍更廣、價(jià)格方面更有優(yōu)勢(shì)，也更符合經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)油田的需求。說(shuō)明在保證黏度不變的條件下，當(dāng)界面張力降低至1×10-2mN/m數(shù)量級(jí)后，再通過(guò)降低界面張力來(lái)提高采收率的效果已經(jīng)不明顯，經(jīng)濟(jì)效益相對(duì)較小。

圖7 界面張力與采收率增幅及最大含水率降幅關(guān)系

由圖 8可見，隨著界面張力的增大，聚合物貢獻(xiàn)率增大，表面活性劑貢獻(xiàn)率減小。當(dāng)界面張力為6.52×10-3mN/m時(shí)，表面活性劑貢獻(xiàn)率大于聚合物貢獻(xiàn)率，二者差值較小，低界面張力作用主導(dǎo)；當(dāng)界面張力為7.33×10-2mN/m時(shí)，表面活性劑貢獻(xiàn)率近乎等于聚合物貢獻(xiàn)率，二者差值最小，低界面張力和增黏作用共同主導(dǎo)且均衡協(xié)作；當(dāng)界面張力為 3.80×10-1mN/m時(shí)，表面活性劑貢獻(xiàn)率小于聚合物貢獻(xiàn)率，增黏作用主導(dǎo)；當(dāng)界面張力為15.20 mN/m時(shí)，表面活性劑貢獻(xiàn)率遠(yuǎn)小于聚合物貢獻(xiàn)率，二者差值最大，增黏作用主導(dǎo)?？紤]工程經(jīng)濟(jì)效應(yīng)，同時(shí)為了更加均衡聚合物和表面活性劑驅(qū)油功效，應(yīng)保證界面張力為 1×10-2mN/m數(shù)量級(jí)。

圖8 二元體系界面張力與聚合物及表面活性劑貢獻(xiàn)率的關(guān)系

綜合分析圖7和圖8可得，在保證較高采收率增幅的前提下，從經(jīng)濟(jì)效果和聚合物與表面活性劑均衡協(xié)作驅(qū)油兩方面考慮，針對(duì)新疆油田七中區(qū)聚合物-表面活性劑二元驅(qū)，臨界界面張力數(shù)量級(jí)為1×10-2mN/m。

2.3 聚合物增黏與表面活性劑降低界面張力協(xié)同效應(yīng)

為了研究聚合物-表面活性劑二元驅(qū)中聚合物增黏與表面活性劑降低界面張力協(xié)同效應(yīng)對(duì)提高采收率的影響，開展了8種黏度比與4種界面張力正交的32組二元驅(qū)天然巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)條件見表3。

由圖 9可見，隨著毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)的增加，采收率增大，剩余油飽和度降低。由此，在一定滲流速度條件下，為提高采收率，必須增加毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)。毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)增加到一定數(shù)量級(jí)的方式：①界面張力保持不變，大幅度增加黏度，但會(huì)出現(xiàn)堵塞儲(chǔ)集層的聚合物微膠，造成注入困難；②黏度保持不變，大幅度降低界面張力，但毛細(xì)管力會(huì)大大降低，導(dǎo)致竄流；③在小幅度增加黏度的同時(shí)，小幅度降低界面張力，既能保證順利注入，也能避免竄流。

圖9 毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)與采收率及剩余油飽和度的關(guān)系

由圖9可見，當(dāng)毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)小于4.27×10-3時(shí)，隨著毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)的增大，采收率緩慢增加，剩余油飽和度緩慢降低；當(dāng)毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)大于4.27×10-3時(shí)，隨著毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)的增大，采收率急劇增加，剩余油飽和度急劇降低。由此，針對(duì)新疆油田七中區(qū)，在一定滲流速度下二元驅(qū)臨界毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)為4.27×10-3即達(dá)到1×10-3數(shù)量級(jí)時(shí)，聚合物和表面活性劑均衡協(xié)同作用，可顯著提高采收率。

當(dāng)滲流速度一定時(shí)，毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)可反映二元驅(qū)溶液黏度和界面張力的協(xié)同效應(yīng)。應(yīng)以毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)為準(zhǔn)，先確定黏度和界面張力最優(yōu)組合值，均衡聚合物和表面活性劑貢獻(xiàn)率，進(jìn)而確定聚合物和表面活性劑濃度及類型，由此優(yōu)化篩選出最佳聚合物-表面活性劑二元驅(qū)配方。

對(duì)于新疆油田七中區(qū)，在原油黏度 6.0 mPa·s、注入速度1.74×10-3cm/s、注入段塞2.5倍孔隙體積的條件下，優(yōu)選出配方：0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM，黏度15 mPa·s、界面張力為7.33×10-2mN/m；計(jì)算出此配方下毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)為4.27×10-3，采收率68.76%，剩余油飽和度26.27%，采收率增幅23.96%。

2.4 聚合物-表面活性劑二元驅(qū)微觀驅(qū)油機(jī)理

根據(jù)微觀模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，研究聚合物-表面活性劑二元驅(qū)微觀驅(qū)油機(jī)理。

水驅(qū)后，模型中滯留了大量的殘余油。聚合物-表面活性劑二元驅(qū)后，只有少量的殘余油滯留在模型中。說(shuō)明二元驅(qū)明顯提高波及系數(shù)和洗油效率，達(dá)到了提高采收率的目的。圖10—圖13為各種形式殘余油的啟動(dòng)方式。

圖10 島狀殘余油啟動(dòng)方式

圖11 柱狀殘余油啟動(dòng)方式

圖12 膜狀殘余油啟動(dòng)方式

圖13 盲端狀殘余油啟動(dòng)方式

位于孔道中的島狀殘余油，由于處于二元體系溶液包裹中，所以沿驅(qū)替方向，在油滴周側(cè)剪切應(yīng)力和低界面張力作用下，逐漸從球形被拉伸為長(zhǎng)圓柱形；在本身內(nèi)聚力作用下，會(huì)收縮并在中間部位內(nèi)凹（見圖10），隨后發(fā)生斷裂，形成前后兩個(gè)油滴；前緣小油滴成為水包油珠，被驅(qū)替液攜帶走，而后緣油滴重復(fù)上述過(guò)程，直至被驅(qū)體液完全攜帶走。

存在于孔隙內(nèi)的柱狀殘余油，由于此區(qū)域二元體系溶液流速較快，同時(shí)界面張力較低，所以在二元體系溶液的攜帶下，易形成細(xì)長(zhǎng)且易于變形的油絲（見圖11）；油絲從一個(gè)孔隙中沿著驅(qū)替液流線軌跡穿過(guò)狹長(zhǎng)窄小的喉道運(yùn)移到下一個(gè)孔隙中；在喉道內(nèi)，形成了一個(gè)貫通上下游孔隙、不與喉道周壁接觸的“油橋”通道，油絲在大大減小運(yùn)移阻力的通道上能夠連續(xù)且順暢地隨驅(qū)替液穿過(guò)狹長(zhǎng)窄小的喉道。

膜狀殘余油一般附著在壁面上。沿驅(qū)替方向，二元體系溶液首先對(duì)膜狀殘余油后緣產(chǎn)生剪切拉動(dòng)作用，后緣與壁面接觸部分出現(xiàn)細(xì)小間隙（見圖12）；驅(qū)替液逐漸滲入細(xì)小間隙中，使壁面潤(rùn)濕性由親油轉(zhuǎn)變?yōu)橛H水，驅(qū)替液的低界面張力性能使得油膜的黏附能力大大減弱，分離的油膜不能再次在壁面上吸附，使后緣小部分油膜剝離壁面；驅(qū)替液進(jìn)一步剝離吸附在親油壁面的油膜，經(jīng)過(guò)漸進(jìn)的剝離作用，油膜最終被完全剝離壁面，且不易再次黏附在親水壁面上，進(jìn)而被驅(qū)替液攜帶。

盲端殘余油具有膜狀殘余油特征，被二元體系溶液剝離壁面的過(guò)程與膜狀殘余油相同（見圖13）；區(qū)別在于其位于凹形盲端，水驅(qū)無(wú)法有效波及。與水驅(qū)相比，聚合物-表面活性劑二元驅(qū)一方面本身具有增黏作用；另一方面，二元體系的低界面張力性能促進(jìn)原油乳化形成乳狀液，乳狀液具有增黏作用，進(jìn)一步增大了驅(qū)替液黏度；黏度的增加使聚合物-表面活性劑二元體系溶液能夠波及到水驅(qū)無(wú)法波及的盲端，進(jìn)而按照剝離膜狀殘余油的方式使盲端殘余油剝離壁面，最終啟動(dòng)盲端殘余油。

聚合物-表面活性劑二元驅(qū)主要以低界面張力性能達(dá)到高洗油效率，從而啟動(dòng)島狀、柱狀、膜狀殘余油；主要以增黏性能擴(kuò)大波及系數(shù)，從而啟動(dòng)盲端殘余油，最終提高了采收率。

2.5 聚合物-表面活性劑二元驅(qū)提高采收率機(jī)理

原油采收率由波及系數(shù)和驅(qū)油效率決定[16]，所以分析聚合物-表面活性劑二元驅(qū)提高采收率機(jī)理即為分析其提高波及系數(shù)和提高驅(qū)油效率的機(jī)理。

聚合物-表面活性劑二元驅(qū)提高波及系數(shù)的機(jī)理：聚合物-表面活性劑二元驅(qū)通過(guò)聚合物增加驅(qū)替液黏度，由于聚合物黏度的增加會(huì)使其較多地吸附及滯留在孔隙中，降低了驅(qū)替液的相滲透率，造成驅(qū)替液流度減小。而驅(qū)替液對(duì)油的黏度影響很小，油聚集在驅(qū)替液前緣，油相滲透率增加，油相流度變大。這樣流度比減小，克服了注水指進(jìn)，增加了吸水厚度，提高了波及系數(shù)，進(jìn)而提高采收率。

聚合物-表面活性劑二元驅(qū)提高洗油效率的機(jī)理：通過(guò)表面活性劑降低油水界面張力，降低了黏附功，使殘余油乳化、剝離、拉絲并易于啟動(dòng)，同時(shí)乳狀液進(jìn)一步增加驅(qū)替液黏度，從而啟動(dòng)水驅(qū)無(wú)法啟動(dòng)的區(qū)域內(nèi)殘余油。在降低界面張力和增黏作用下，其毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)大幅度提升，提高了洗油效率，進(jìn)而提高采收率。

3 結(jié)論

當(dāng)聚合物-表面活性劑二元體系溶液界面張力一定時(shí)，隨著黏度比的增大，采收率增幅和最大含水率降幅都增大；當(dāng)二元體系溶液黏度比一定時(shí)，隨著界面張力的增大，采收率增幅和最大含水率降幅都減小。對(duì)于新疆油田七中區(qū)二元驅(qū)，臨界黏度比為2.5、臨界界面張力數(shù)量級(jí)為1×10-2mN/m、臨界毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)數(shù)量級(jí)為 1×10-3。

毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)可以反映聚合物-表面活性劑二元體系溶液黏度和界面張力的協(xié)同效應(yīng)，應(yīng)以毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)為準(zhǔn)，先確定黏度和界面張力最優(yōu)組合值，均衡聚合物和表面活性劑貢獻(xiàn)率，進(jìn)而確定聚合物和表面活性劑濃度及類型，優(yōu)選出最佳配方。

水驅(qū)后，殘余油主要以島狀、柱狀、膜狀及盲端的形式存在。聚合物-表面活性劑二元驅(qū)主要以低界面張力性能達(dá)到高洗油效率，從而啟動(dòng)島狀、柱狀及膜狀殘余油；主要以增黏性能擴(kuò)大波及系數(shù)，從而啟動(dòng)盲端殘余油，最終提高了采收率。

聚合物-表面活性劑二元驅(qū)通過(guò)聚合物增黏作用，使驅(qū)替液與油相之間流度比減小，提高了波及體積；通過(guò)表面活性劑降低界面張力作用，降低黏附功，使殘余油易于啟動(dòng)，其乳狀液進(jìn)一步增黏，使毛細(xì)管準(zhǔn)數(shù)大幅度提高，提高了洗油效率，由此提高了采收率。

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（編輯 郭海莉）

Experimental study on the mechanism of enhancing oil recovery by polymer - surfactant binary flooding

LIU Weidong1,2, LUO Litao2,3, LIAO Guangzhi4, ZUO Luo5, WEI Yunyun1,2, JIANG Wei1
(1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Langfang 065007, China; 2. Institute of Porous Flow and Fluid Mechanics, Chinese Academy of Science, Langfang 065007, China; 3. School of Environment, Tsinghua University,Beijing 100084, China; 4. PetroChina Exploration & Production Company, Beijing 100007, China;5. Sinopec Research Institute of Petroleum Engineering, Beijing 100101, China)

Aiming at the development situation of the Xinjiang oil field, the mechanism of enhancing oil recovery by the Polymer-Surfactant Binary Flooding (SP Flooding) was studied through SP Flooding sand pack, natural core and micro model experiments, and Optimum SP Flooding formula is provided. The results show that the enhanced oil recovery by the SP Flooding increases with the increase of the viscosity ratio between water and oil or the decrease of the interfacial tension. Capillary displacement ratio can reflect the synergetic effect of viscosity and interfacial tension and help screen out the optimum formula of the SP Flooding. For Qizhong block in Xinjiang Oilfield, where the critical viscosity ratio of SP flooding solution is 2.5, the order of magnitude of the critical interfacial tension is 1×10-2mN/m, and the order of magnitude of the critical capillary displacement ratio is 1×10-3, the optimum formula of the SP Flooding composed of 0.3% KPS-1+1 115 mg/L HPAM can enhance the oil recovery by 23.96%. The polymer in the SP Flooding system increases the viscosity of the displacement fluid, accordingly the fluidity of the aqueous phase reduces and that of the oil phase increases, and the resulting decrease of the mobility ratio can control waterflood fingering, make water absorption thickness increase, enhance sweep efficiency and thus activate the residual oil trapped in dead ends. The surfactant decreases interfacial tension,and the resulting decrease of adhesion work makes residual oil emulsified, stripped, wiredrawn and easy to move. In addition, the emulsion liquid further increases the viscosity of the aqueous phase, and with interaction of lower interfacial tension and high viscosity of the emulsion liquid, the capillary displacement ratio is greatly enhanced, which in turn improves the oil displacement efficiency by displacing isolated-island, columnar and membranous residual oil, and consequently a higher oil recovery.

polymer; surfactant; binary flooding; enhanced oil recovery; viscosity ratio; interfacial tension; capillary displacement ratio

國(guó)家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05013-006）；中國(guó)石油科技攻關(guān)項(xiàng)目（2014B-1203）

TE357

A

1000-0747(2017)04-0600-08

10.11698/PED.2017.04.13

劉衛(wèi)東, 羅莉濤, 廖廣志, 等. 聚合物-表面活性劑二元驅(qū)提高采收率機(jī)理實(shí)驗(yàn)[J]. 石油勘探與開發(fā), 2017,44(4)： 600-607.

LIU Weidong, LUO Litao, LIAO Guangzhi, et al. Experimental study on the mechanism of enhancing oil recovery by polymer -surfactant binary flooding[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(4)： 600-607.

劉衛(wèi)東（1970-），男，河北唐山人，博士，中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院高級(jí)工程師，主要從事化學(xué)驅(qū)提高采收率等方面的研究工作。地址：河北省廊坊市廣陽(yáng)區(qū)，中國(guó)石油勘探開發(fā)研究院滲流流體力學(xué)研究所，郵政編碼：065007。E-mail： lwd69@petrochina.com.cn

聯(lián)系作者簡(jiǎn)介：羅莉濤（1987-），男，湖北襄陽(yáng)人，博士，現(xiàn)為清華大學(xué)在站博士后，主要從事多孔介質(zhì)物理化學(xué)滲流、油氣田廢水及油泥污染治理等方面的研究工作。地址：北京市海淀區(qū)雙清路30號(hào)，清華大學(xué)環(huán)境學(xué)院，郵政編碼：100084。E-mail： mhlpphlt6184@126.com

2016-11-17

2017-06-02