聚合物/表面活性劑二元驅(qū)擴大波及體積性能

魏云云，劉建軍，羅莉濤*，劉先貴，楊正明

1.中國科學院大學，北京 石景山 100190；2.中國科學院滲流流體力學研究所，河北 廊坊 065007 3.中國石油勘探開發(fā)研究院，河北 廊坊 065007；4.西南石油大學地球科學與技術(shù)學院，四川 成都 610500 5.清華大學環(huán)境學院，北京 海淀 100084

引 言

聚合物/表面活性劑二元驅(qū)利用聚合物和表面活性劑的協(xié)同效應，能夠顯著改善驅(qū)油效果，提高采收率[1-3]。研究聚表二元驅(qū)擴大波及體積性能對其油田現(xiàn)場應用有著重要的指導作用。

20世紀60年代起，國外對聚表二元驅(qū)進行了一系列的油田先導性試驗，取得了顯著成效，如德克薩斯州Ranger、伊利諾伊州塞利姆地區(qū)Benoist、加利福尼亞Wilmington[4-7]；20世紀 80年代，中國勝利、新疆和大慶油田也相繼開展了相關(guān)研究[8-10]，自2008年，中國石油先后部署了遼河油田錦16塊、新疆油田七中區(qū)、吉林油田紅崗紅113區(qū)、長慶油田馬玲北三區(qū)、大港油田港西三區(qū)5個區(qū)塊的聚表二元驅(qū)重大開發(fā)試驗[11-12]，取得了顯著成效，說明聚表二元驅(qū)是具有巨大發(fā)展?jié)摿Φ娜尾捎图夹g(shù)[13-15]。聚表二元驅(qū)的驅(qū)油機理主要為擴大波及體積和提高驅(qū)油效率[16-17]，聚合物稠化驅(qū)油介質(zhì)，減小表面活性劑擴散速度，降低其損耗[18-19]；表面活性劑乳化原油，提高驅(qū)油介質(zhì)黏度，降低界面張力，提高了洗油能力[20-21]，二者協(xié)同發(fā)揮了顯著提高采收率的效果。

本文針對大港油田港西三區(qū)設(shè)計了聚表二元驅(qū)微觀刻蝕、層間及層內(nèi)非均質(zhì)平板模型驅(qū)油實驗，研究了其擴大波及體積性能及對提高采收率影響，為油田現(xiàn)場提供了一定的技術(shù)指導。

1 實驗部分

1.1 微觀刻蝕模型驅(qū)油實驗

（1）配液：①將航空煤油與港西三區(qū)脫氣脫水原油按比例混合配制在室溫下達到21.5 mPa·s（地下原油黏度）的模擬油。②港西三區(qū)現(xiàn)場注入水（礦化度6 726 mg/L）和地層水（礦化度13 454 mg/L）。③將表面活性劑DWS-3、現(xiàn)場注入水、聚合物HPAM按比例混合，配制質(zhì)量分數(shù)0.2%DWS-3+1 500 mg/L HPAM聚表二元體系溶液。

（2）微觀刻蝕模型：通過光學刻鍍方法將天然巖芯鑄體薄片上的孔隙網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)拷貝下來，然后依次經(jīng)制版、涂膠、成像、刻蝕、燒結(jié)及潤濕性處理等工藝流程，完成微觀刻蝕模型制作。模型尺寸為62 mm×62 mm×3 mm，平面有效尺寸為45 mm×32 mm，孔隙直徑0.1～100.0μm。模型為五點井網(wǎng)的四分之一，在對角線處分別打一小孔，作為注入井和采出井。

（3）實驗步驟：①利用真空泵對微觀刻蝕模型抽真空2 h、然后對微觀刻蝕模型飽和地層水24 h。②通過微量注入泵將模擬油注入微觀刻蝕模型內(nèi)，驅(qū)出地層水，進行飽和模擬油并穩(wěn)定24 h。③以0.3 mL/min水驅(qū)油至含水率100%，形成水驅(qū)殘余油。④室溫下用二元體系溶液驅(qū)替殘余油，在高速攝像機、顯微鏡、計算機下記錄驅(qū)替過程。⑤記錄模型整體、水驅(qū)殘余油形態(tài)、模型邊角局部；⑥結(jié)束時用石油醚清洗模型。

1.2 平板模型驅(qū)油實驗

（1）實驗液體同實驗1.1；實驗設(shè)備如圖1。

圖1 平面模型驅(qū)油實驗Fig.1 Flat model oil-displacing experiment

（2）平面夾砂模型：①類型：層間非均質(zhì)模型，層內(nèi)非均質(zhì)模型；②材料：由兩塊透明玻璃板膠結(jié)而成；③尺寸（邊角部分除外）：厚度約2 mm，長寬18 cm×18 cm；④模擬油層：充填不同粒徑石英砂來模擬港西三區(qū)不同滲透率的油層，高滲透層1 500 mD，低滲透層1 000 mD。⑤模擬油井和水井：在模型上鉆孔作為注入井和采出井。⑥層間非均質(zhì)模型：左側(cè)每層一個注入口，模擬水驅(qū)和聚表二元驅(qū)的注入井，右側(cè)每層有一個采出口，模擬水驅(qū)和聚表二元驅(qū)的油井；層內(nèi)非均質(zhì)模型：采用五點法井網(wǎng)的四分之一作為模擬對象，在四角打孔，充分飽和模擬油后將其中對角的兩個鉆孔關(guān)閉，另外兩個鉆孔模擬注入井、采油井，見圖2。⑦為了避免外加示蹤劑對聚表二元體系溶液性能以及油水界面的影響，利用色差來考察水驅(qū)和聚表二元驅(qū)提高波及體積的程度。模型驅(qū)油實驗過程中不透光的黑色代表油，而透光的白色代表驅(qū)替液所流經(jīng)的路徑以及波及的區(qū)域。

圖2 層間與層內(nèi)非均質(zhì)模型Fig.2 Interlayer and in-layer heterogeneity model

（3）層間非均質(zhì)模型為垂直放置，模擬不同油層非均質(zhì)驅(qū)替過程，而層內(nèi)非均質(zhì)模型水平放置，模擬同一油層非均質(zhì)驅(qū)替過程。

（4）實驗步驟：①模型干重W1。②飽和水：抽真空后飽和地層水，濕重W2，根據(jù)地層水密度，計算孔隙體積V。③飽和油：多次用模擬油驅(qū)替地層水，建立原始含油飽和度Soi。④注水：以0.3mL/min（現(xiàn)場油藏儲層內(nèi)流體運移速度2m/d）進行水驅(qū)油，記錄不同時刻出口產(chǎn)油、產(chǎn)水量，計算含水率。⑤注聚表二元體系溶液：當流出液含水率為98%左右，停止注水，注入0.3 PV聚表二元體系溶液。⑥后續(xù)水驅(qū)：注完聚表二元體系溶液后，繼續(xù)注水，直到流出液中含水率為98%為止，計算聚表二元驅(qū)調(diào)整后采出程度變化及殘余油分布。

2 實驗結(jié)果及分析

2.1 聚表二元驅(qū)擴大波及體積現(xiàn)象

為了能夠直觀定性地證實聚合物/聚表面活性劑二元驅(qū)比水驅(qū)具備更好的擴大波及體積性能，開展了聚表二元驅(qū)微觀刻蝕模型驅(qū)油實驗，實驗現(xiàn)象如圖3和圖4。

圖3 微觀刻蝕模型整體Fig.3 The overall of microcosmic porous and throats model

圖3為微觀刻蝕模型整體圖。由圖3b看出，水驅(qū)后，模型整體上大部分油已經(jīng)被驅(qū)出，但模型內(nèi)部仍然滯留著一部分殘余油。由圖4看出，殘余油多以6種形式存在：孔隙及喉道內(nèi)壁的膜狀殘余油，見圖4a；孔道中分散油珠態(tài)的島狀殘余油，見圖4b；喉道狹窄處的喉道殘余油，見圖4c；孔隙盲端處的盲端殘余油，見圖4d；孔道內(nèi)長條狀的柱狀殘余油，見圖4e；孔隙各喉道連接處的簇狀殘余油，見圖4f。由圖3c看出，與水驅(qū)相比，聚表二元驅(qū)驅(qū)替出了模型內(nèi)部水驅(qū)無法啟動的殘余油。由圖3d看出，從模型整體上看，后續(xù)水驅(qū)采油效果甚微。

圖4 殘余油Fig.4 Residual oil

圖5為微觀刻蝕模型邊角局部圖。由圖5b看出，水驅(qū)后，模型邊角局部仍然滯留著較多的殘余油。由圖5c看出，相對于水驅(qū)而言，聚表二元驅(qū)驅(qū)替出了模型邊角局部水驅(qū)無法啟動的殘余油。由圖5d看出，與聚表二元驅(qū)相比，從模型邊角看，后續(xù)水驅(qū)采油效果甚微。由此可得，與水驅(qū)相比，聚表二元驅(qū)能夠進入水驅(qū)無法波及的含油孔隙區(qū)域內(nèi)，并以一定的方式啟動了含油孔隙區(qū)域內(nèi)的殘余油，進而攜帶出被啟動的殘余油，達到擴大波及體積的效果。

圖5 微觀刻蝕模型局部Fig.5 The local of microcosmic porous and throats mode

2.2 聚表二元驅(qū)擴大波及體積性能提高采收率

為了定量體現(xiàn)聚表二元驅(qū)擴大波及體積性能對提高采收率的作用效果，開展了層間非均質(zhì)、層內(nèi)非均質(zhì)平板模型驅(qū)油實驗。

2.2.1 層間非均質(zhì)

實驗模型上半部是高滲透層，下半部是低滲透層；模型初始含油飽和度為72%，如圖6a所示。

開始水驅(qū)階段，見圖6b～圖6g。開始注水時，由于高滲透層的滲流阻力較小，注入水優(yōu)先進入滲流阻力較小的高滲透層，見圖6b；繼續(xù)水驅(qū)，由于油水黏度比增大，使得高滲透層的滲流阻力變大，有部分注入水進入低滲透層，見圖6c；繼續(xù)水驅(qū)，注入水在高低滲透層之間交替進入，使得整個模型的水驅(qū)效率都提高了，見圖6d～圖6f；水驅(qū)結(jié)束時，由于油水黏度比增大，導致出現(xiàn)注入水突進、后續(xù)注入水繞流現(xiàn)象，造成高滲透層中殘留下成片殘余油，見圖6g。

聚合物/表面活性劑二元驅(qū)注入階段，實驗現(xiàn)象見圖7a～圖7d。開始時，聚表二元體系溶液進入高滲透層較多、低滲透層很少，見圖7a；繼續(xù)二元驅(qū)，由于二元體系溶液黏度較大，對高滲透層產(chǎn)生一定程度的封堵，使得高滲透層的滲流阻力變大，迫使后續(xù)二元體系溶液開始進入滲流阻力較小的低滲透層，見圖7b；繼續(xù)二元驅(qū)，在二元體系溶液的前緣形成原油富集帶即油墻，在整體油墻向前推進的過程中，被攜帶的殘余油向油井方向運移，見圖7d。

圖7 層間非均質(zhì)模型聚表二元驅(qū)階段Fig.7 SP binary flooding stage for interlayer heterogeneity model

后續(xù)水驅(qū)階段，見圖8a～圖8g。在模型中吸附和滯留的二元體系溶液隨著后續(xù)水驅(qū)向前運移，高滲透部分內(nèi)油墻被迅速推進，低滲透部分內(nèi)油墻被緩慢推進；待高滲透部分內(nèi)油墻采出后，仍滯留在高滲透部分內(nèi)的二元體系溶液對高滲透部分產(chǎn)生一定的封堵作用，改善了層間非均質(zhì)性，迫使后續(xù)注入水進入低滲透部分推進油墻，見圖8a～圖8e；待低滲透部分內(nèi)油墻采出后，模型中二元體系溶液也所剩無幾，采收率由快速上升逐漸趨于平穩(wěn)，繼續(xù)水驅(qū)采油效果甚微，見圖8f～圖8g。

圖8 層間非均質(zhì)模型后續(xù)水驅(qū)階段Fig.8 Water flooding stage in the last for interlayer heterogeneity model

2.2.2 層內(nèi)非均質(zhì)

實驗模型左下部為高滲透部分，右上部為低滲透部分；模型初始含油飽和度74.3%，見圖9a。

開始水驅(qū)階段，見圖9a～圖9e。開始注水時，注入水優(yōu)先進入高滲透部分，同時由于模型在高低滲透部分之間存在一個高滲透條帶，由此部分注入水也沿著這條帶向前竄流，見圖9b；繼續(xù)水驅(qū)，注入水主要驅(qū)使高滲透部分及沿條帶區(qū)域的油向前運移，而對低滲透部分的油波及較少，見圖9c；繼續(xù)水驅(qū)，在高滲透部分的波及體積進一步擴大，而在低滲透部分的波及體積仍很小，見圖9d～圖9e。

圖9 層內(nèi)非均質(zhì)模型開始水驅(qū)階段Fig.9 Water flooding stage in the beginning for in-layer heterogeneity model

聚表二元驅(qū)注入階段，見圖10a～圖10d。開始時，由于二元體系溶液的黏度比注入水大，導致高滲透部分的滲流阻力突增，部分二元體系溶液開始進入滲流阻力較小的低滲透部分，見圖10a；繼續(xù)二元驅(qū)，在高滲透部分形成了明顯的油墻，在低滲透部分形成了微弱的油墻，在整體油墻向前推進的過程中，被攜帶的殘余油向油井方向運移，見圖10b～圖10c。由于滲透率級差較大，造成二元體系溶液進入高滲透部分較多，見圖10d。

圖10 層內(nèi)非均質(zhì)模型聚表二元驅(qū)階段Fig.10 SP binary flooding stage for in-layer heterogeneity model

后續(xù)水驅(qū)階段，見圖11a～圖11g。在模型中吸附和滯留的二元體系溶液隨著后續(xù)水驅(qū)向前運移，高滲透部分內(nèi)油墻被緩慢推進到油井，見圖11a～圖11e，同時二元體系溶液對高滲透部分產(chǎn)生一定的封堵，改善了層內(nèi)非均質(zhì)性，迫使后續(xù)注入水進入滲流阻力更小的低滲透部分內(nèi)驅(qū)替殘余油，并在低滲透部分產(chǎn)生較弱的局部突進現(xiàn)象，待低滲透部分出現(xiàn)見水現(xiàn)象后，采收率由快速上升逐漸趨于平穩(wěn)，繼續(xù)水驅(qū)采油效果甚微，見圖11e～圖11g。

圖11 層內(nèi)非均質(zhì)模型后續(xù)水驅(qū)階段Fig.11 Water flooding stage in the last for in-layer heterogeneity mode

對于層間非均質(zhì)平板模型，水驅(qū)采出程度61.5%，總采出程度75.8%，二元驅(qū)提高采收率14.3%。對于層內(nèi)非均質(zhì)平板模型，水驅(qū)采出程度55.4%，總采出程度68.8%，二元驅(qū)提高采收率13.4%。二元體系溶液對高滲透部分產(chǎn)生一定的封堵，改善了層內(nèi)、層間非均質(zhì)性，迫使后續(xù)注入水進入滲流阻力更小的低滲透部分內(nèi)驅(qū)替殘余油，達到擴大波及體積的效果，進而聚表二元驅(qū)通過擴大波及體積性能顯著提高了采收率。

2.3 聚表二元驅(qū)擴大波及體積性能提高采收率原理

原油采收率公式如式（1），化學驅(qū)后，經(jīng)式（2）～式（4）轉(zhuǎn)換變?yōu)槭剑?）。

式中：

ER-原油采收率，無因次；

NR-采出儲量，m3；

N-地質(zhì)儲量，m3；

AV-驅(qū)替液啟動油層面積，m2；

hV-驅(qū)替液啟動油層厚度，m；

Soi-原始含油飽和度；%；

Sor-剩余油飽和度，%；

Ao-油層原始面積，m2；

ho-油層原始厚度，m；

ED-驅(qū)油效率，無因次；

EV-波及系數(shù)，無因次。

由式（5）可見，采收率主要受到波及系數(shù)和驅(qū)油效率的影響。與水驅(qū)相比，聚表二元驅(qū)擴大波及體積機理：聚表二元驅(qū)通過聚合物增加驅(qū)替液黏度，因其黏度的增加，造成其較多地吸附及滯留在孔隙內(nèi)，降低驅(qū)替液的相滲透率，驅(qū)替液流度減??；而聚表二元驅(qū)對油的黏度影響很小，油聚集在驅(qū)替液前緣，油相滲透率增加，油相流度增大；由此流度比（見式（6））減小。從而調(diào)整了吸液剖面，改善了層間、層內(nèi)非均質(zhì)性，減弱或防止了驅(qū)替液沿某一層或?qū)觾?nèi)的某一段向前突進，克服了注水指進，增加了吸水厚度，擴大了波及體積，提高了波及系數(shù)，進而提高采收率。

式中：

MWO-水油流度比，無因次；

λw-水相流度，mD·mPa-1·s-1；

λo-油相流度，mD·mPa-1·s-1；

Kw、Ko-水相、油相有效滲透率，mD；

Krw、Kro-水相、油相的相對滲透率，無因次；

μw、μo-水相、油相黏度，mPa·s。

3 結(jié) 論

（1）殘余油多以6種形式存在：孔隙及喉道內(nèi)壁的膜狀殘余油；孔道中分散油珠態(tài)的島狀殘余油；喉道狹窄處的喉道殘余油；孔隙盲端處的盲端殘余油；孔道內(nèi)長條狀的柱狀殘余油；孔隙各喉道連接處的簇狀殘余油。

（2）與水驅(qū)相比，微觀上，聚表二元驅(qū)能夠進入水驅(qū)無法波及的含油孔隙區(qū)域內(nèi)，并以一定的方式啟動了含油孔隙區(qū)域內(nèi)的殘余油，進而攜帶出被啟動的殘余油；宏觀上，其對高滲透層產(chǎn)生一定程度的封堵，使得高滲透層滲流阻力變大，迫使其進入滲流阻力較小的低滲透層內(nèi)驅(qū)替殘余油；具備顯著的擴大波及體積性能。

（3）相比于水驅(qū)，聚表二元驅(qū)依靠聚合物增加了驅(qū)替液的黏度，造成其較多地吸附并滯留在儲層孔隙內(nèi)，進而降低了驅(qū)替液的相滲透率，最終導致驅(qū)替液的流度減??；而聚表二元驅(qū)對油的黏度影響程度很小，油聚集在驅(qū)替液的前緣，油相的滲透率增加，油相的流度增大；由此驅(qū)替液與油相之間的流度比減小。從而聚表二元驅(qū)調(diào)整吸液剖面，改善層間、層內(nèi)非均質(zhì)性，減弱或防止驅(qū)替液沿單層或?qū)觾?nèi)某段向前突進，克服注水指進，增加吸水厚度，擴大波及體體積，提高波及系數(shù)，提高采收率。

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