復合體系在超低界面張力狀態下對采收率的貢獻程度

尚丹森，侯吉瑞*

0 前言

復合體系是一種將2種及2種以上化學劑組合在一起的化學驅油體系，隸屬三次采油技術范疇。堿/活性劑/聚合物(ASP)三元復合驅和活性劑/聚合物(SP)二元復合驅統稱復合驅。在大慶油田、新疆油田、勝利油田開展的先導性試驗和工業化生產試驗證明，ASP三元復合驅是一種有效的提高采收率的方法，可在水驅基礎上提高采收率20%以上[1-4]。但在生產中發現ASP體系中的強堿NaOH會帶來結垢、腐蝕、采出液乳化嚴重、油水難以分離等問題[2-3,5]。為避免堿的弊端，SP二元復合驅逐步發展起來，并取得重要進展。勝利油田、遼河油田、新疆油田等SP二元驅試驗效果顯著[1,3,6]。總體來說，ASP三元和SP二元復合驅均能大幅提高采收率。

基于毛管數理論，剩余油飽和度隨毛管數的增大而降低，10-3mN/m(超低界面張力)數量級的界面張力能使毛管數增大3～4個數量級，從而大幅降低剩余油飽和度，這是復合驅提高采收率的重要機理之一[7-9]。但復合體系在地層運移的過程中會產生色譜分離，其有效組分也會發生吸附、機械捕集、擴散彌散、沉淀、降解等損失[10-12]，致使超低界面張力難以長距離維持。目前，對超低界面張力在地層中的有效作用距離已有部分研究[13-15]，但對其他數量級界面張力的有效作用距離及其對采收率的貢獻少有研究。為此，本文采用10 m超長物理驅油模型來研究復合驅各數量級界面張力的有效作用距離及其對采收率的貢獻，為復合驅優化設計提供實驗參考依據。

1 實驗材料和儀器

實驗用油為大慶采油二廠脫氣脫水原油與煤油配制而成的模擬油，在45 ℃、剪切速率7.34 s-1的條件下黏度為7.9 mPa·s。

實驗用水為模擬地層水，礦化度為6777.8 mg/L，離子組成(mg/L)：Na+2183、K+10.5、Ca2+23.1、Mg2+66.2、Cl-2363.5、HCO3-2054.4、SO42-77.1。

實驗用表面活性劑為重烷基苯磺酸鹽(HABS)，屬陰離子表面活性劑，由大慶油田采油二廠提供，有效含量為50%。實驗用聚合物為部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，由北京恒聚公司提供，相對分子量2500×104，水解度25%，固含量88%。堿劑NaOH和石油醚均為分析純。實驗用二元(SP)和三元(ASP)復合體系配方及性能見表1。

實驗所用人工填砂管直徑為2.5 cm，長度有30 cm、70 cm、80 cm、100 cm 4種規格，可以拼接出實驗用不同長度的填砂管。實驗用油砂由大慶油田天然巖心經處理制成，目數40～100目不等。

主要實驗設備有：HW-Ⅱ型恒溫箱，HAS-100HSB型恒速恒壓泵，布氏黏度計，天平，Texas-500旋滴界面張力儀，UV2000型紫外分光光度計。

2 實驗方法

2.1 界面張力和黏度

使用界面張力儀，在45 ℃、6000 r/min條件下測定界面張力(IFT)。使用布氏黏度計，在45 ℃、剪切速率7.34 s-1的條件下測定黏度。

2.2 驅油實驗

10 m填砂管驅油實驗。1)抽真空，飽和水，并水測滲透率。2)油驅水至出口不出水為止，計算初始含油飽和度，并老化48小時。3)水驅至出口含水98%以上為止，記錄注水體積。4)注入0.3倍孔隙體積的SP或ASP體系，之后二次水驅至出口含水98%以上為止。

其他長度填砂管驅油實驗。注入水的體積和注入SP或ASP體系的體積均以10 m填砂管的注入量計，不同長度填砂管之間的滲透率誤差控制在5%以內，以最大程度減小驅替過程中的誤差。其余步驟同10 m填砂管驅油實驗。

所有的驅油實驗均在45 ℃恒溫箱中進行，注入速度0.4 mL/min。

2.3 剩余油飽和度

從每段填砂管中取出其油砂，測量總質量M，從中取出10份質量均為m的油砂。用石油醚清洗每份油砂中的剩余油，之后將油砂和含油石油醚分離，用紫外分光光度計測定每份含油石油醚的吸光度。對比標準曲線，計算出每份油砂中剩余油的體積，并算出這10份油砂中剩余油體積的平均值Va，則每段填砂管中剩余油的體積為Va×M/m。

2.4 各數量級界面張力作用距離及增油體積

參照10 m填砂管驅油實驗步驟，自注入SP或ASP體系起，在出口進行連續采樣，每次取樣10 mL，并測量樣品與油的界面張力。若出口測得某一數量級的界面張力，則將該數量級中測得的最低界面張力作為此距離下的界面張力。從1 m填砂管做起，每次增加0.5 m，找出10-3mN/m、10-2mN/m、10-1mN/m、100mN/m數量級界面張力的作用距離。

裝填填砂管，令每段填砂管的長度等于不同數量級界面張力的作用距離，并對每段填砂管分別抽真空、飽和水、飽和油，之后再把各段填砂管拼接成10 m。采用平行實驗，裝填3組滲透率相當的填砂管，一組填砂管用來測量水驅后的剩余油飽和度，另兩組填砂管分別用來測量SP驅或ASP驅后的剩余油飽和度和化學驅總增油體積，根據兩次測量的飽和度差值計算復合體系在各數量級界面張力下的增油體積。

表1 實驗用二元和三元復合體系配方及性能Table 1 Composition of SP and ASP systems and its properties

3 實驗結果和分析

3.1 誤差分析

對不同長度的填砂管進行驅油實驗，水驅至出口含水98%以上為止，用采收率計算剩余油體積(飽和油的體積減去采出油的體積即為剩余油體積)，并與用吸光度計算的體積進行對比，結果見表2。由表2可知，用吸光度計算出的剩余油體積小于用采收率計算出的剩余油體積，二者的相對誤差在3%以內，在允許誤差范圍內，因此可以使用吸光度來計算剩余油體積。

裝填3組10 m填砂管，分別對每組填砂管抽真空、飽和水、飽和油、水驅油至出口含水98%以上為止，之后對第2組和第3組填砂管分別進行SP驅和ASP驅。記錄各組填砂管的水測滲透率、飽和油量和水驅采收率，將第2、3組的結果與第1組進行對比，結果見表3。由表3可知，飽和油體積和水驅采收率的相對誤差在5%以內，最大誤差接近5%，在允許誤差范圍內，可以使用這3組填砂管來開展平行實驗。

表2 使用不同方法計算出的剩余油飽和度Table 2 Remaining oil saturation calculated by different methods

表3 各組填砂管滲透率、飽和油體積和水驅對采收率Table 3 Permeability, saturated oil volume and contribution of water flooding to oil recovery

圖1 NaOH的質量分數對界面張力的影響Fig. 1 Effect of alkali on IFT

3.2 界面張力和剩余油分布

配置不同活性劑濃度的ASP體系，考察NaOH濃度對界面張力的影響，結果見圖1。由圖1可知，在實驗的所有堿濃度條件下，均能使界面張力降至10-2mN/m數量級水平，最高值為0.0938 mN/m，活性劑濃度為0.3%時，在很寬的堿濃度范圍(0.3%～1.2%)內，界面張力均能降至超低界面張力水平，最低值為0.0027 mN/m。

圖2 剩余油分布和界面張力隨距離的變化Fig. 2 Remaining oil distribution and variation of IFT with distance

剩余油分布和界面張力隨距離的變化如圖2所示。由圖2可知，水驅過后，剩余油飽和度隨距離呈階梯形變化，距離入口越遠，剩余油飽和度越高。模型前2.5 m剩余油的飽和度在30%左右，2.5～7 m剩余油的飽和度在40%左右，7～10 m剩余油的飽和度在40%～50%之間，大部分剩余油集中在模型后半段(4 m以后)。這是因為填砂管前端靠近入口，水驅的相對注入量大，受水驅沖刷更徹底，并且水驅過程中水油流度比大，在模型的中后部形成了水流優勢通道，模型中后部大部分油無法被有效驅替，因此模型前端剩余油的飽和度相對中部和后部更低。化學驅對模型前5 m剩余油的驅動程度較高。化學驅后，此范圍內的剩余油飽和度降幅在15%左右。在SP驅和ASP驅中，超低界面張力在作用范圍可使剩余油飽和度分別降低15%和18%左右，化學驅后剩余油飽和度在11%左右，二者差別不大。界面張力處于10-2mN/m數量級時，盡管在SP驅和ASP驅中作用距離相等，但在該距離內剩余油飽和度分別降低了15%和21%左右，差異明顯，這意味著堿可以提高界面張力在10-2mN/m數量級水平的洗油效率。

由圖2還可以看出，界面張力隨著運移距離的增加而升高。這是由于活性劑顯著影響界面張力，活性劑在模型中運移時，會發生不可避免的物理和化學吸附、相分離、彌散等損失，且這些損失隨著運移距離增長而增大，因此隨著距離增大，界面張力不斷升高。從有效作用距離來看，超低界面張力在SP驅中的作用為2.5 m，占模型總長度的25%，而這一距離在ASP驅中為3.5 m，占模型總長度的35%，比SP驅的長約40%。ASP體系中增加了堿組分，堿不僅可與石油酸反應生成新的表面活性物質，與ASP中的其他活性劑產生協同作用，增加界面活性，降低界面張力，而且堿還能起到犧牲劑的作用，提高巖石表面的負電性，增加巖石表面與陰離子表面活性劑間的靜電斥力，減少活性劑的吸附損失[16-17]，因此超低界面張力在ASP驅中的作用距離比SP驅更長。但兩者的超低界面張力作用距離都沒有超過4 m。在其他數量級界面張力下，SP驅與ASP驅的有效作用距離無明顯差別，但ASP驅的界面張力均小于SP驅的界面張力。這是因為ASP體系中的堿一方面能使活性劑更多地進入油水界面，使其在油水界面上的排列更緊密，另一方面堿可與石油酸反應生成新的表面活性物質，與其他活性劑產生協同作用。在10-2mN/m數量級界面張力下，ASP驅能夠降低剩余油飽和度20%以上。

綜上所述，堿能夠降低界面張力，延長超低界面張力的作用距離，并能使體系在10-2mN/m數量級界面張力下的驅油效率大大提高，從這個角度來看，向復合體系中加入堿，有利于提高原油采收率。

3.3 超低界面張力狀態對采收率的貢獻

根據水驅和化學驅后剩余油飽和度差值計算增油體積，增油體積與總增油體積之比即為貢獻程度。復合體系在各級界面張力下對采收率的貢獻如圖3所示。由圖3可知，SP驅在10-3mN/m、10-2mN/m、10-1mN/m、100mN/m數量級界面張力下對采收率的貢獻程度分別為33%、33%、20%和14%左右，其中在10-3mN/m和10-2mN/m數量級界面張力下對采收率的貢獻程度相當。ASP驅在各數量級界面張力下對采收率的貢獻程度分別為39%、35%、18%和8%左右，其中在10-3mN/m和10-2mN/m數量級界面張力下對采收率的貢獻程度基本相當。在超低界面張力下ASP驅對采收率的貢獻程度比SP驅高6%左右，這得益于ASP驅中超低界面張力作用距離更長，作用范圍更廣，且界面張力更低。

圖3 不同數量級水平界面張力狀態對采收率的貢獻Fig. 3 Contribution of IFT state in different order of magnitude to EOR

根據圖2，模型后半段(4 m以后)剩余油飽和度較高，這部分應該是超低界面張力的目標區域。根據圖3，超低界面張力只能作用模型前3 m的距離，但這部分區域剩余油飽和度較低。也就是說超低界面張力實際上并沒有作用在理想的目標區域，從某種程度上說是對超低界面張力的一種浪費。未來若有可能，在經濟技術允許的情況下，可以直接將復合體系輸送至理想的目標區域，以充分發揮超低界面張力的優勢。

可以明確的是，在SP驅和ASP驅中，復合體系在超低界面張力下對采收率的貢獻程度分別為30%和39%，均不超過40%，且超低界面張力作用在剩余油相對較少的區域，未能充分發揮其優勢。復合驅中至少60%的增油量是在非超低界面張力狀態下被采出的。對比圖2和圖3不難發現，對10-2mN/m數量級的界面張力來說，盡管其作用距離僅集中在模型前2.5 m，但對采收率的貢獻程度卻不低于30%，甚至和超低界面張力狀態的貢獻程度相當。因此，復合體系在非超低界面張力下的性質也應該受到重視，而且非超低界面張力比超低界面張力更容易維持，可供選擇的活性劑也更多。

4 結論

(1)水驅過后，剩余油飽和度隨距離呈階梯形變化。距離入口越遠，剩余油飽和度越高，模型前2.5 m剩余油飽和度只有30%左右，大部分剩余油集中在模型后半段(4 m以后)。

(2)在SP二元和ASP三元復合驅中，復合體系在10-3mN/m、10-2mN/m、10-1mN/m、100mN/m數量級界面張力狀態下對采收率的貢獻程度分別為33%、33%、20%、14%左右和39%、35%、18%、8%左右。

(3)超低界面張力狀態在ASP三元復合驅中的作用距離和對采收率的貢獻程度分別比SP二元復合驅多40%和20%左右。堿能延長超低界面張力的作用距離，增加其對采收率的貢獻程度，提高復合體系在10-2mN/m數量級界面張力狀態下的驅油效率。

(4)復合驅中超低界面張力狀態僅能維持模型前2.5～3.5 m，且作用在剩余油較少的區域，對采收率的貢獻程度在30%～40%左右。復合體系在10-2mN/m數量級的界面張力狀態下對采收率的貢獻與超低界面張力狀態下基本相當，復合體系在非超低界面張力下的性質也應受到重視。

[1] 廖廣志, 王強, 王紅莊, 等. 化學驅開發現狀與前景展望[J]. 石油學報, 2017, 38(2): 196-207. [LIAO G Z, WANG Q, WANG H Z, et al. Chemical flooding development status and prospect[J]. Acta Petrolei Sinica, 2017, 38(2): 196-207.]

[2] 程杰成, 吳軍政, 胡俊卿. 三元復合驅提高原油采收率關鍵理論與技術[J]. 石油學報, 2014, 35(2): 310-318. [CHENG J C, WU J Z,HU J Q. Key theories and technologies for enhanced oil recovery of alkaline/surfactant/polymer flooding[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014,35(2): 310-318.]

[3] 朱友益, 侯慶鋒, 簡國慶, 等. 化學復合驅技術研究與應用現狀及發展趨勢[J]. 石油勘探與開發, 2013, 40(1): 90-96. [ZHU Y Y,HOU Q F, JIAN G Q, et al. Current development and application of chemical combination flooding technique[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(1): 90-96.]

[4] GU H, YANG R, GUO S, et al. Study on reservoir engineering: ASP flooding pilot test in Karama Oil field[C]//SPE International Oil and Gas Conference and Exhibition in China, 1998.

[5] ZHU Y, HOU Q, LIU W, et al. Recent progress and effects analysis of ASP flooding field tests [C]//SPE Improved Oil Recovery Symposium. Society of Petroleum Engineers, 2012.

[6] 朱友益, 張翼, 牛佳玲, 等. 無堿表面活性劑-聚合物復合驅技術研究進展[J]. 石油勘探與開發, 2012, 39(3): 346-351. [ZHU Y Y,ZHANG Y, NIU J L, et al. The progress in the alkali-free surfactant-polymer combination flooding technique[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(3): 346-351.]

[7] LAKE L W. Enhanced oil recovery[M]. New Jersey: Prentice Hall Inc. Press, 1989.

[8] GUO H, DOU M, WANG H, et al. Review of capillary number in chemical enhanced oil recovery[C]//SPE Kuwait Oil and Gas Show and Conference. 2015.

[9] SHENG J J. A comprehensive review of alkaline–surfactant–polymer (ASP) flooding[J]. Asia-Paci fic Journal of Chemical Engineering,2014, 9(4): 471-489.

[10] SONG W L, PAN J, GAO Y H. Effect of clay content on the adsorption loss of surfactant in ASP floods systems[C]//Advanced Materials Research. Trans Tech Publications, 2011, 225: 158-161.

[11] LI D, LU S, LIU Y, et al. The effect of biosurfactant on the interfacial tension and adsorption loss of surfactant in ASP flooding[J].Colloids and Surfaces, A: Physicochemical and Engineering Aspects, 2004, 244(1): 53-60.

[12] 郝宏達, 侯吉瑞, 趙鳳蘭, 等. ASP 體系在大慶二類油層中的色譜分離現象及其對采收率的影響[J]. 油田化學, 2015 32(1):119-122. [HAO H D, HOU J R, ZHAO F L, et al. Chromatographic separation of ASP system and its effect on recovery in Daqing second-class oil layer[J]. Oil field Chemistry, 2015, 32(1): 119-122.]

[13] 侯吉瑞, 劉中春, 岳湘安. 復合體系超低界面張力和堿在驅油過程中的實際作用[J]. 大慶石油地質與開發, 2006, 45(6): 82-86.[HOU J R, LIU Z C, YUE X A. Effect of multi-system ultra-low interfacial tension and alkali in oil displacement process[J]. Petroleum Geology & Oil field Development in Daqing, 2006, 45(6): 82-86.]

[14] 劉剛, 侯吉瑞, 李秋言, 等. 二類油層中三元復合驅體系的損耗及有效作用距離[J]. 中國石油大學學報: 自然科學版, 2015, 39(6):171-177. [LIU G, HOU J R, LI Q Y, et al. Chemicals loss and effective distance of ASP flooding in second-class oil layers[J]. Journal of China University of Petroleum, 2015, 39(6): 171-177.]

[15] 侯吉瑞, 張淑芬, 楊錦宗, 等. 復合驅過程中化學劑損失與超低界面張力有效作用距離[J]. 大連理工大學學報, 2005, 45(4): 496-500. [HOU J R, ZHANG S F, YANG J Z, et al. Chemical agent loss and effective distance of ultra low IFT in ASP flooding[J]. Journal of Dalian University of Technology, 2005, 45(4): 496-500.]

[16] 魏云云, 羅莉濤, 劉先貴, 等. 三元復合驅中堿提高采收率作用機理[J]. 科學技術與工程, 2017, 17(5): 47-54. [WEI Y Y, LUO L T, LIU X G, et al. Enhanced oil recovery mechanism of alkali in alkali-surfactant-polymer flooding[J]. Science Technology and Engineering, 2017, 17(5): 47-54.]

[17] 劉必心, 侯吉瑞, 張寧. 氫氧化鈉對重烷基苯磺酸鈉水溶液/油體系界面張力的影響[J]. 日用化學工業, 2014, 44(4): 200-203.[LIU B X, HOU J R, ZHANG N. Effect of NaOH on interfacial tension between heavy alkylbenzene sulfonates aqueous solution and oil[J]. China Surfactant Detergent & Cosmetics, 2014, 44(4): 200-203.]