三元復(fù)合驅(qū)合理驅(qū)替速度實(shí)驗(yàn)研究

朱慧峰，倪洪濤，李安軍，王昊宇

（中國(guó)石油大慶油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

三元復(fù)合驅(qū)是一項(xiàng)可大幅度提高原油采收率的三次采油技術(shù)。三元復(fù)合驅(qū)體系由聚合物、堿、表面活性劑三相組成，驅(qū)油機(jī)理相對(duì)復(fù)雜，影響因素也相對(duì)較多。大慶油田于1987 年開(kāi)始研究三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)，先后經(jīng)歷了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)、先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)、擴(kuò)大試驗(yàn)，并且于2014 年實(shí)現(xiàn)了大規(guī)模工業(yè)化應(yīng)用，但在推廣應(yīng)用中發(fā)現(xiàn)，不同區(qū)塊間的開(kāi)發(fā)效果差異較大，部分區(qū)塊提高采收率的效果未達(dá)到方案預(yù)測(cè)水平，因此，要加強(qiáng)對(duì)三元復(fù)合驅(qū)效果影響因素分析。前期對(duì)界面張力、黏度、乳化、注入方式等方面研究較多[1-7]，也取得了一定的認(rèn)識(shí)，但對(duì)驅(qū)替速度方面研究很少。為此，通過(guò)開(kāi)展物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，對(duì)三元復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)過(guò)程中的驅(qū)替速度這一參數(shù)進(jìn)行了深入研究。

1 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

實(shí)驗(yàn)儀器：旋轉(zhuǎn)界面張力儀（TX500D），布氏黏度計(jì)（DV2T），巖心驅(qū)替裝置（非標(biāo)研制），Quizix 高壓驅(qū)替泵（Q6000），滲透率測(cè)定儀（STY-2）。

實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ停簝删S縱向人造巖心，由環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)的石英砂在壓力機(jī)上壓制而成，長(zhǎng)、寬、高為30.0 cm×4.5 cm×4.5 cm；大慶油田現(xiàn)場(chǎng)取天然巖心，長(zhǎng)10.0 cm、直徑2.5 cm。

實(shí)驗(yàn)用水：飽和模型的地層水為礦化度6 778.0 mg/L 的人工合成鹽水，配制三元復(fù)合體系用水為礦化度3 700.0 mg/L 的鹽水，配制聚合物溶液用水為礦化度918.3 mg/L 的清水，驅(qū)替水為礦化度3 700.0 mg/L 的鹽水。

實(shí)驗(yàn)用油：實(shí)驗(yàn)用油為實(shí)驗(yàn)室配制的模擬油，由取自現(xiàn)場(chǎng)的脫水原油與航空煤油按一定比例配制而成，黏度為9～10 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)用主要化學(xué)試劑：聚合物為大慶油田化工總廠生產(chǎn)的中分子量聚合物（分子量1 600×104），NaOH 為固體分析試劑純，表面活性劑為烷基苯磺酸鹽表面活性劑。

1.2 實(shí)驗(yàn)步驟

物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)步驟：①將模型抽空6 h 以上，飽和人工合成鹽水，測(cè)量孔隙體積；②測(cè)定模型滲透率；③將模型放入恒溫箱內(nèi)，在45 ℃條件下恒溫12 h（以下實(shí)驗(yàn)操作均在45 ℃進(jìn)行）；④飽和油，油驅(qū)水2.0 PV 以上至模型出口不出水，計(jì)算原始含油飽和度；⑤水驅(qū)油，水驅(qū)2.0 PV 以上至模型出口含水98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；⑥根據(jù)實(shí)驗(yàn)方案注入復(fù)合驅(qū)油體系；⑦水驅(qū)2.0 PV 以上至模型出口含水98%；⑧計(jì)算復(fù)合驅(qū)采收率和總采收率。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 不同驅(qū)替速度驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

按照大慶油田一類(lèi)油層（滲透率1 200×10-3μ m2）、二類(lèi)A 油層（滲透率800×10-3μm2）、二類(lèi)B油層（滲透率500×10-3μm2）的條件，選取具有代表性的天然巖心和人造巖心，開(kāi)展不同驅(qū)替速度的物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，其中天然巖心速度0.02～0.30 mL/min、人造巖心速度0.10～1.00 mL/min。

根據(jù)賈忠偉等研究結(jié)果[8-9]，水驅(qū)后剩余油可劃分為受黏附力控制和受毛細(xì)管力及黏滯力控制兩種類(lèi)型，其中受毛細(xì)管力及黏滯力控制的剩余油占90%以上。靜態(tài)剩余油的啟動(dòng)要克服毛細(xì)管力及黏滯力，還要克服原油從靜態(tài)到動(dòng)態(tài)的附加阻力，而且?guī)r心滲透率越低，孔道半徑越小，所需的啟動(dòng)壓力也就越大。

以滲透率為1 200×10-3μm2的天然巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果為例（表1），從表中可以看出，當(dāng)驅(qū)替速度從0.20 mL/min 降至0.05 mL/min 時(shí)，化學(xué)驅(qū)最大壓力從0.85 MPa 降至0.51 MPa，水驅(qū)壓力倍數(shù)從3.4降至2.0，化學(xué)驅(qū)采收率從18.27%降至16.00%；當(dāng)注入速度從0.05 mL/min 降至0.02 mL/min 時(shí)，化學(xué)驅(qū)最大壓力從0.51 MPa 降至0.36 MPa，水驅(qū)壓力倍數(shù)從2.0 PV 降至1.4 PV，化學(xué)驅(qū)采收率急劇降至9.86%。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)若要提高采收率效果好，則化學(xué)驅(qū)階段必須建立有效的壓力梯度，形成合理的壓力升幅。當(dāng)壓力升幅過(guò)低時(shí)（序號(hào)1 化學(xué)驅(qū)最大壓力與水驅(qū)平穩(wěn)壓力基本相當(dāng)），驅(qū)替過(guò)程中所建立的壓力梯度會(huì)過(guò)低，就無(wú)法形成有效的壓力驅(qū)動(dòng)，化學(xué)劑會(huì)在模型內(nèi)產(chǎn)生嚴(yán)重的繞流、迂回現(xiàn)象，難以波及到細(xì)小的孔隙喉道中，滯留在其中的油珠、油柱無(wú)法被驅(qū)替。同時(shí)，復(fù)合體系中表面活性劑分子被包裹在聚合物溶液中，當(dāng)壓力過(guò)低時(shí)，分子間作用力太小，化學(xué)劑分子與油水間作用不充分，難以發(fā)揮三元體系的乳化洗油能力，無(wú)法將粘附在孔隙壁上油滴、油膜重新剝離驅(qū)替出來(lái)。當(dāng)驅(qū)替速度從0.20 mL/min 上升至0.30 mL/min 時(shí)，驅(qū)油效果開(kāi)始變差（序號(hào)5～7），這是因?yàn)樽⑷胨俣忍螅瑝毫ι^(guò)快，驅(qū)替過(guò)程中產(chǎn)生嚴(yán)重的指進(jìn)現(xiàn)象，化學(xué)劑突破速度加快，在巖心內(nèi)部作用時(shí)間變短[10-11]；當(dāng)驅(qū)替速度達(dá)到最大臨界速度時(shí)，化學(xué)劑在巖心內(nèi)部堵塞，造成注入困難，巖心憋壓。

巖心滲透率越低，相對(duì)孔道半徑越小，對(duì)應(yīng)的最佳驅(qū)替速度也越低。以天然巖心為例，滲透率為500×10-3，800×10-3，1 200×10-3μm2時(shí)達(dá)化學(xué)驅(qū)最大采收率對(duì)應(yīng)的最佳驅(qū)替速度分別為0.10，0.15，0.20 mL/min（圖1）。人造巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果也呈現(xiàn)出相同特征，滲透率為500×10-3，800×10-3，1 200×10-3μm2時(shí)達(dá)化學(xué)驅(qū)最大采收率值時(shí)對(duì)應(yīng)的最佳驅(qū)替速度分別為0.30，0.40，0.60 mL/min（圖2）。因此，天然巖心和人造巖心三元復(fù)合驅(qū)都存在最佳驅(qū)替速度，太高或太低都不利于最大限度地提高采收率，天然巖心最佳驅(qū)替速度為0.10～0.20 mL/min， 人造巖心最佳驅(qū)替速度為0.30～0.60 mL/min。

表1 物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果（以滲透率為1 200×10-3 μm2巖心為例）

圖1 天然巖心不同驅(qū)替速度化學(xué)驅(qū)采收率效果

圖2 人造巖心不同驅(qū)替速度化學(xué)驅(qū)采收率效果

2.2 驅(qū)替速度結(jié)合界面張力變化時(shí)間驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

三元復(fù)合體系不僅能夠控制流度擴(kuò)大波及體積提高驅(qū)油效果，還能降低油水界面張力提高驅(qū)油效率，兩者的協(xié)同作用更能大幅度提高原油采收率。但不同的復(fù)合體系與油水作用后，達(dá)到最低界面張力下降時(shí)間不同，其驅(qū)油效果也不同。分別選取界面張力下降時(shí)間為10，20，30 min 三種復(fù)合體系開(kāi)展物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2 所示。從表2 可以看出，在三種復(fù)合體系的黏度、驅(qū)替速度、注入方式均相同，界面張力下降時(shí)間不同的情況下，復(fù)合體系1（達(dá)到最低界面張力時(shí)間最短）的驅(qū)油效果最佳，其化學(xué)驅(qū)采收率為25.27%。分析原因是由于復(fù)合體系1 在更靠近巖心入口端位置，發(fā)揮乳化洗油能力，能與剩余油更早、更充分地接觸，再通過(guò)乳化攜帶能力，將剩余油以“滾雪球”的方式包裹運(yùn)移出來(lái)。

表2 不同復(fù)合體系物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

為了更深入地分析注入速度結(jié)合界面張力變化時(shí)間對(duì)驅(qū)油效果的影響，將巖心模型及驅(qū)油實(shí)驗(yàn)過(guò)程進(jìn)行理想化設(shè)定。天然巖心、人造巖心孔隙體積分別設(shè)為15.00，l00.00 mL，孔隙度20%～25%，含油飽和度70%，氣測(cè)滲透率1 000×10-3μm2，水驅(qū)采收率40.00%，各階段巖心情況如表3 所示。

表3 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)不同階段巖心流體情況

表4 為不同復(fù)合體系界面張力變化時(shí)間內(nèi)驅(qū)油狀態(tài)。從表中可以看出，天然巖心體系1 以驅(qū)替速度0.20 mL/min 注入模型，前10 min 注入三元體積2.00 mL，占用模型內(nèi)流體體積油0.84 mL、水1.16 mL，此時(shí)界面張力仍在下降期，僅能發(fā)揮調(diào)剖驅(qū)油作用。若按流度控制和乳化洗油能力各占50%計(jì)算，則有0.42 mL 剩余油不能得到有效驅(qū)替，使采收率降低4.00%，后期乳化攜帶作用也會(huì)延遲減弱，影響化學(xué)驅(qū)采收率會(huì)更大。當(dāng)天然巖心驅(qū)替速度從0.10 mL/min 上升到0.20 mL/min 時(shí)，體系1 化學(xué)驅(qū)采收率影響值從2.00%上升到4.00%，即采收率降低了2.00%；體系2 化學(xué)驅(qū)采收率影響值從4.00%上升到8.00%，即采收率降低了4.00%；體系3 化學(xué)驅(qū)采收率影響值從6.00%上升到12.00%，即采收率降低了6.00%。當(dāng)人造巖心驅(qū)替速度從0.30 mL/min上升0.60 mL/min 時(shí)，體系1 化學(xué)驅(qū)采收率影響值從0.90%上升到1.80%，即采收率降低了0.90%；體系2 采收率降低了1.80%；體系3 采收率降低了2.70%。由此可知，驅(qū)替速度變化對(duì)小尺寸天然巖心影響較大，對(duì)界面張力下降越慢的復(fù)合體系影響也較大。

表4 不同復(fù)合體系界面張力變化時(shí)間內(nèi)驅(qū)油狀態(tài)

因此，在進(jìn)行復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)時(shí)，尤其在進(jìn)行天然巖心驗(yàn)證時(shí)，為了更客觀、真實(shí)地反映不同復(fù)合體系的驅(qū)油效果，設(shè)計(jì)驅(qū)替速度時(shí)應(yīng)結(jié)合復(fù)合體系界面張力的變化時(shí)間，建議在復(fù)合體系注入初期適當(dāng)降低速度，待界面張力降到最低值后再逐漸恢復(fù)。

3 結(jié)論及建議

（1）三元復(fù)合驅(qū)最佳驅(qū)替速度與巖心滲透率呈正相關(guān)，天然巖心最佳驅(qū)替速度為0.10～0.20 mL/min，人造巖心最佳驅(qū)替速度為0.30～0.60 mL/min。

（2）不同復(fù)合體系達(dá)到最低界面張力值的時(shí)間不同，且在不同驅(qū)替速度下對(duì)采收率的影響程度不同，其中驅(qū)替速度變化對(duì)小尺寸天然巖心較大，對(duì)界面張力下降慢的復(fù)合體系驅(qū)油效果影響也較大。

（3）開(kāi)展驅(qū)油實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)復(fù)合體系配方，尤其在進(jìn)行天然巖心驗(yàn)證時(shí)，設(shè)計(jì)驅(qū)替速度時(shí)應(yīng)結(jié)合三元體系界面張力變化時(shí)間。為了減小誤差，建議在復(fù)合體系注入初期適當(dāng)降低速度，待界面張力降到最低值后再逐漸恢復(fù)。