三元復(fù)合驅(qū)吸附滯留規(guī)律

付青春

(中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江 大慶 163000)

0 引 言

近年來，三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)在大慶油田主力油層得到廣泛應(yīng)用，但是在非主力油層應(yīng)用效果不明顯[1-3]。三元復(fù)合驅(qū)綜合發(fā)揮了堿、聚合物和表面活性劑等化學(xué)劑的作用，通過降低油水界面張力、改善潤濕性、增大毛管數(shù)，增加微觀驅(qū)油效率從而提高原油采收率[4-12]。王德民等[13-15]對三元復(fù)合驅(qū)進(jìn)行了廣泛深入的研究，取得了許多重要成果和認(rèn)識；熊春明等[16-19]關(guān)于調(diào)剖技術(shù)也做了大量研究，為現(xiàn)場應(yīng)用奠定了基礎(chǔ)。在非均質(zhì)性嚴(yán)重的大慶油田，三元復(fù)合驅(qū)不僅可以通過降低界面張力驅(qū)替剩余油來提高驅(qū)油效率，還可以通過增加縱向和橫向波及范圍來提高波及效率，從而提高采收率。盡管目前大慶油田三元復(fù)合驅(qū)取得了良好效果，但現(xiàn)場施工中聚合物和表面活性劑的損耗規(guī)律尚不明確。因此，以大慶油田北二區(qū)為例，通過開展填砂模型三元復(fù)合驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，獲取聚合物、堿和表面活性劑的運(yùn)移吸附數(shù)據(jù)。在此基礎(chǔ)上，通過三元復(fù)合驅(qū)數(shù)值模擬，歸納三元復(fù)合驅(qū)各組分的性質(zhì)隨運(yùn)移距離的變化規(guī)律。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用聚合物為部分水解聚丙烯酰胺(大慶化工總廠)，分子質(zhì)量為1 600×104～1 900×104；表面活性劑為烷基苯磺酸鹽(大慶化工總廠)，有效含量為40%；實(shí)驗(yàn)用堿為碳酸鈉(大慶油田第三采油廠提供)，分析純。實(shí)驗(yàn)試劑包括：0.004 mol/L海明1622、0.004 mol/L十二烷基苯磺酸鈉溶液、0.020 mol/L鹽酸溶液、0.020 mol/L甲基橙溶液、去離子水，硫酸、氯仿、淀粉、碘化鎘、三水合醋酸鈉、硫酸鋁、醋酸，分析純。實(shí)驗(yàn)用水為模擬地層水，礦化度為6 778 mg/L，NaHCO3型。實(shí)驗(yàn)用油為大慶油田北二區(qū)東部油層采出的脫氣脫水原油，45℃下原油黏度為8.8 mPa·s。石英砂，粒度分別為40～70、80～120、120～200目。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器和設(shè)備

分析儀器包括RS6000流變儀(德國HAAKE)、UV2000型紫外-可見分光光度計(jì)(美國瑞寧)、722型分光光度計(jì)、PHS-2A型精密酸度計(jì)、SVT20N型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀(DataPhysics)及各類玻璃器皿若干。

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)主要由注入、模擬、測量、自動控制四大系統(tǒng)組成。注入系統(tǒng)包括高溫高壓噴射泵、中間容器、管道和閥門部件；模擬系統(tǒng)包括自主設(shè)計(jì)2.5 m填砂模型(含有5個(gè)取樣點(diǎn)，參數(shù)見表1)、中間容器(最大工作壓力為100 MPa)、恒溫箱、環(huán)壓泵；測量系統(tǒng)包括壓力測量、溫度測量裝置；自動控制系統(tǒng)根據(jù)環(huán)壓泵自動跟蹤內(nèi)壓變化，使溫控器自動保持恒溫；此外，還包括真空泵，手動泵等。

表1 取樣點(diǎn)對應(yīng)填砂管孔隙體積Table 1 The pore volume of the sand-packed pipe corresponding to the sampling point

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

1.3.1 填砂模型驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

利用填砂模型進(jìn)行室內(nèi)物理模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，共設(shè)計(jì)9組三元復(fù)合驅(qū)的實(shí)驗(yàn)方案，研究不同滲透率和聚合物質(zhì)量濃度條件下三元復(fù)合驅(qū)各組分質(zhì)量濃度、剪切降黏、界面張力變化規(guī)律，注入速度為5 mL/min，其余實(shí)驗(yàn)參數(shù)見表2。為降低原油對溶液各項(xiàng)性質(zhì)測量的干擾，僅在飽和地層水填砂模型中進(jìn)行三元溶液注入實(shí)驗(yàn)，不進(jìn)行驅(qū)油。實(shí)驗(yàn)步驟為：①連接設(shè)備，檢查密閉性，將恒速恒壓泵壓力清零，檢測流速是否準(zhǔn)確，校正壓力傳感器；②將配制好的三元復(fù)合溶液、地層水、模擬油裝入中間容器，恒溫箱加熱穩(wěn)定至45 ℃；③填砂管抽真空，飽和模擬地層水，測量含水飽和度，計(jì)算填砂管有效孔隙度；④以5 mL/min的速度注入地層水，測量填砂管滲透率，保證滲透率滿足實(shí)驗(yàn)方案要求；⑤以1 mL/min的速度注入聚合物質(zhì)量濃度分別為1 000、1 500、2 000 mg/L的三元復(fù)合驅(qū)溶液(表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%)，至采出端聚合物質(zhì)量濃度與注入端相同時(shí)停止。

表2 三元復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)參數(shù)Table 2 The experimental parameters of ASP flooding

1.3.2 樣品檢測和分析

在驅(qū)替過程中對模型沿程各采樣點(diǎn)進(jìn)行樣品采集。從注入三元復(fù)合溶液開始，模型出口端每產(chǎn)出液體0.2倍孔隙體積，在各采樣點(diǎn)收集1次15 mL的樣品，計(jì)算注入量時(shí)需要考慮采集樣品量的影響。

樣品測試方法：①參考國家標(biāo)準(zhǔn)GB/T 20199—2006，采用兩相滴定法測定表面活性劑質(zhì)量濃度；②根據(jù)朗伯比爾定律，采用分光光度法測量聚合物質(zhì)量濃度；③利用酸堿滴定法測定堿的質(zhì)量濃度；④黏度測量條件為定剪切速率7.34 s-1；⑤界面張力測量溫度與實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)的溫度相同，測量轉(zhuǎn)速為5 000 r/min，取測量2h的穩(wěn)定值作為該樣品的油水界面張力。

1.4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

1.4.1 聚合物質(zhì)量濃度變化規(guī)律

不同滲透率級別下各實(shí)驗(yàn)結(jié)果趨勢基本一致，因此，以滲透率為300 mD級別的實(shí)驗(yàn)組為例，分析復(fù)合驅(qū)各項(xiàng)性質(zhì)與運(yùn)移距離之間的關(guān)系。聚合物質(zhì)量濃度隨運(yùn)移距離的變化關(guān)系如圖1所示。由圖1可知，聚合物質(zhì)量濃度隨運(yùn)移距離的增加而降低；聚合物在近井地帶吸附量較大，注入0.4～0.6倍孔隙體積時(shí)前緣損失率高于80%；隨著注入量的增加，聚合物質(zhì)量濃度逐漸上升，吸附逐漸趨于飽和。在注入初期，聚合物質(zhì)量濃度降低較快，吸附量增長較多，隨著注入的進(jìn)行，吸附量增長逐漸變緩；注入的聚合物質(zhì)量濃度越高，吸附量越大；不同方案下采出端聚合物質(zhì)量濃度的保留率相近，注入的聚合物質(zhì)量濃度越高，采出端保留的質(zhì)量濃度越高。綜上所述，為保障聚合物在油層深部的作用，應(yīng)采用質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚合物為宜。

圖1 不同方案下聚合物質(zhì)量濃度變化Fig.1 The changes of polymer mass and concentration in different schemes

1.4.2 表面活性劑質(zhì)量濃度變化規(guī)律

圖2為表面活性劑質(zhì)量濃度與運(yùn)移距離的關(guān)系。由圖2可知，表面活性劑濃度隨運(yùn)移距離的增加而降低；在近井地帶表面活性劑吸附損失顯著，前50 cm損失可達(dá)50%；注入初期吸附量增長較快，后期增長逐漸變緩；隨著注入量的增加，表面活性劑質(zhì)量濃度逐漸上升，吸附逐漸趨于飽和；聚合物質(zhì)量濃度越大，表面活性劑吸附量越小。為保障表面活性劑在油層深部的作用，聚合物質(zhì)量濃度應(yīng)采用2 000 mg/L為宜。

圖2 不同方案下表面活性劑質(zhì)量濃度變化Fig.2 The changes of surfactant mass and concentration in different schemes

1.4.3 堿質(zhì)量濃度變化規(guī)律

堿質(zhì)量濃度隨運(yùn)移距離的變化趨勢與表面活性劑一致(圖3)。由圖3可知：在近井地帶堿吸附損失嚴(yán)重，前50 cm損失可達(dá)50%；聚合物質(zhì)量濃度越大，堿的吸附量越小。為保障堿在油層深部的作用，聚合物質(zhì)量濃度應(yīng)采用2 000 mg/L為宜。

圖3 不同方案下堿質(zhì)量濃度變化Fig.3 The changes of alkali mass and concentration in different schemes

1.4.4 樣品黏度變化規(guī)律

圖4為樣品黏度與運(yùn)移距離的關(guān)系。由圖4可知：黏度損失幅度與運(yùn)移距離呈負(fù)相關(guān)，隨距離增大，黏度損失降低，黏度損失主要集中在前50 cm段，損失率約為60%；黏度損失幅度與注入量成負(fù)相關(guān)，注入量越大，黏度損失幅度變緩。黏度損失主要集中在注入0.2倍孔隙體積之前，在三元復(fù)合溶液注入0.6倍孔隙體積之前，黏度損失隨注入孔隙體積倍數(shù)的變化較大；當(dāng)三元復(fù)合溶液注入0.6倍孔隙體積以上時(shí)，填砂管沿程的黏度損失隨著注入體積基本呈線性變化。因此，為了保障深部流度調(diào)整能力，應(yīng)盡量提高注入介質(zhì)黏度，聚合物質(zhì)量濃度以2 000 mg/L為宜(初始黏度為35 mPa·s)，且注入量應(yīng)不低于0.6倍孔隙體積倍數(shù)。

圖4 不同方案下流體黏度變化Fig.4 The changes of fluid viscosity in different schemes

1.4.5 界面張力變化規(guī)律

圖5為不同方案下油水界面張力和運(yùn)移距離的關(guān)系。由圖5可知，油水界面張力隨運(yùn)移距離的增大而升高，隨注入量的增加而降低。驅(qū)替前緣油水界面張力值大于10-2mN/m，注入量達(dá)0.8倍孔隙體積以上時(shí)，三元復(fù)合溶液界面張力達(dá)到10-3mN/m量級。隨著聚合物質(zhì)量濃度的增加，油水界面張力逐漸降低，為保障溶液降低油水界面張力、提高洗油效率的作用在深部充分發(fā)揮，應(yīng)盡量提高注入量及聚合物的質(zhì)量濃度。

圖5 不同方案下油水界面張力與運(yùn)移距離的變化Fig.5 The changes of oil-water interfacial tension and migration distance in different schemes

2 數(shù)值模擬

2.1 數(shù)值模型設(shè)計(jì)

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)證實(shí)了均質(zhì)條件下，聚合物、表面活性劑和堿在注入早期會在近井地帶發(fā)生集中吸附滯留，同時(shí)，也明確了實(shí)驗(yàn)條件下的最優(yōu)聚合物質(zhì)量濃度(2 000 mg/L)、段塞注入量(不低于0.6倍孔隙體積)、三元段塞初始黏度(35 mPa·s)、近井地帶黏度損失率(60%)等參數(shù)。上述結(jié)論可為數(shù)值模擬提供基礎(chǔ)參數(shù)，而多層非均質(zhì)條件下的三元復(fù)合溶液各組分吸附滯留隨運(yùn)移距離的變化規(guī)律則需要通過數(shù)值模擬進(jìn)一步明確。

利用相似原理，將驅(qū)替實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ娃D(zhuǎn)化為數(shù)值模型。將2.5 m長填砂管模型等價(jià)為一柱體油藏，油藏長度及截面積與長填砂管模型相等，則網(wǎng)格數(shù)量設(shè)計(jì)為29×4×3，步長分別為8.5、4.0、4.0 cm。設(shè)定模型中3層滲透率分別為50、500、1 000 mD，地層壓力為10.88 MPa，原油黏度為8.8 mPa·s，地層水黏度為0.5 mPa·s，溫度為45 ℃。

結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，同時(shí)參考礦場應(yīng)用實(shí)際，確定數(shù)值模擬三元復(fù)合驅(qū)注入方案。主段塞三元溶液配方為2 000 mg/L聚合物+0.3%表面活性劑+1.2%堿，注入量為0.50倍孔隙體積，前置段塞為0.06倍孔隙體積的質(zhì)量濃度為1 600 mg/L聚合物溶液，后置段塞為0.20倍孔隙體積的質(zhì)量濃度為1 600 mg/L聚合物溶液，初始黏度35 mPa·s。

2.2 模擬結(jié)果

2.2.1 聚合物吸附滯留規(guī)律

不同滲透率條件下驅(qū)替前緣聚合物質(zhì)量濃度變化見圖6。由圖6可知：當(dāng)主段塞完全注入后，滲透率為50 mD的低滲層中聚合物質(zhì)量濃度在運(yùn)移距離(運(yùn)移至注入井與生產(chǎn)井間距離)為80%時(shí)達(dá)到0，無法驅(qū)替至生產(chǎn)井，而滲透率為1 000 mD的高滲層中溶液到達(dá)生產(chǎn)井時(shí)聚合物質(zhì)量濃度為750 mg/L，表明聚合物的滯留損耗量與地層滲透率呈負(fù)相關(guān)。

圖6 不同滲透率下聚合物質(zhì)量濃度變化Fig.6 The changes of polymer mass and concentration at different permeabilities

2.2.2 表面活性劑吸附滯留規(guī)律

不同滲透率條件下驅(qū)替前緣表面活性劑質(zhì)量濃度見圖7。由圖7可知：在運(yùn)移20%距離后，低、中、高滲層的表面活性劑分別損失了92%、80%、75%，表明復(fù)合體系超低界面張力主要損失在前20%的運(yùn)移距離內(nèi)，且滲透率越大，表面活性劑滯留程度越低。

圖7 不同滲透率下表面活性劑質(zhì)量濃度變化程度與運(yùn)移距離關(guān)系Fig.7 The relationship between the change of surfactant mass and concentration and the migration distance at different permeabilities

2.2.3 堿吸附滯留規(guī)律

不同滲透率條件下驅(qū)替前緣堿質(zhì)量濃度變化見圖8。由圖8可知：主段塞完全注入后，生產(chǎn)井中堿質(zhì)量濃度在中、高滲層損失了約40%左右，在低滲層損失了70%，且堿的吸附滯留程度明顯小于表面活性劑。

圖8 驅(qū)替前緣堿質(zhì)量濃度分布圖版Fig.8 The front distribution chart of alkali concentration

對比圖6～8可知：三元復(fù)合驅(qū)替過程中，各組分的吸附滯留程度由大到小依次為表面活性劑、堿、聚合物，運(yùn)移20%距離后表面活性劑、堿和聚合物的平均損失率分別為80%、25%和14%，雖然有堿的保護(hù)作用，但表面活性劑的損失尤為突出，三元復(fù)合驅(qū)協(xié)同效應(yīng)主要發(fā)生在前20%的距離以內(nèi)；運(yùn)移全程后生產(chǎn)井中表面活性劑、堿和聚合物的平均損失率分別達(dá)到了93%、40%、35%，各組分損失量都較為顯著。

因此，在實(shí)際應(yīng)用中應(yīng)注意對三元復(fù)合體系各組分的保護(hù)，尤其是對表面活性劑的保護(hù)，確保三元組分在近井地帶盡量減少損失；同時(shí)，在非均質(zhì)條件下進(jìn)行三元復(fù)合驅(qū)時(shí)，由于低滲層分流率低、損失量大，注意調(diào)整流度在先，提高洗油效率在后，應(yīng)通過調(diào)整注入量、設(shè)置保護(hù)段塞等方式優(yōu)化注入方案，盡量保證復(fù)合體系在殘余油較多的低滲層高效發(fā)揮作用，避免在殘余油含量較低的中高滲層滯留損失。

3 結(jié) 論

(1)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)表明，三元復(fù)合驅(qū)的各類組分質(zhì)量濃度均隨運(yùn)移距離的增加而降低，隨注入量的增加而升高；注入初期吸附滯留量增長較快，后期增長逐漸變緩。溶液黏度下降幅度與距離成負(fù)相關(guān)，黏度損失主要集中在近井地帶，運(yùn)移20%距離下黏度損失率約為60%。油水界面張力隨距離的增加而升高，注入量的增加而降低，驅(qū)替前緣油水界面張力值高于10-2mN/m。

(2)數(shù)值模擬表明，三元復(fù)合驅(qū)溶液各組分質(zhì)量濃度吸附滯留主要集中在近井地帶，在運(yùn)移20%距離時(shí)表面活性劑、堿和聚合物的損失量分別為80%、25%和14%；儲層滲透率越低，吸附滯留損失越嚴(yán)重。

(3)三元復(fù)合溶液組分一方面在近井地帶的吸附滯留較高，另一方面在低滲層大量滯留。為了盡量降低這種影響，既要通過優(yōu)選三元復(fù)合驅(qū)化學(xué)劑，盡量在運(yùn)移過程中降低各類組分損失，另一方面要優(yōu)化注入方案，提高流度控制能力，保障三元復(fù)合段塞在油層深部、低滲層等殘余油富集的區(qū)域發(fā)揮作用。