聚/表二元復合驅提高普通稠油水驅后殘余油采收率的研究

廖凱麗，葛際江，浮歷沛，裴海華，蔣 平，張貴才

（中國石油大學（華東） 石油工程學院，山東 青島 266580）

聚/表二元復合驅提高普通稠油水驅后殘余油采收率的研究

廖凱麗，葛際江，浮歷沛，裴海華，蔣 平，張貴才

（中國石油大學（華東） 石油工程學院，山東 青島 266580）

采用椰油脂肪酸二乙醇酰胺型烷醇酰胺（6501）與部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）組成二元復合驅體系，利用旋轉滴法測定了該二元復合驅體系的耐溫、抗鹽、抗二價離子等性能，通過人造巖心物模實驗和微觀驅油實驗分別評價了該體系的驅油效果。實驗結果表明，0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系在40～80 ℃、礦化度1 000～13 000 mg/L、Ca2+含量50～350 mg/L范圍內的油水界面張力在10-3～10-2mN/m間保持穩定；人造巖心物模實驗和微觀驅油實驗結果均顯示，水驅后注入聚合物驅或二元復合驅時，二元復合驅體系較單獨的聚合物驅可進一步提高采收率。

聚/表二元復合驅；烷醇酰胺；界面張力；提高采收率；微觀驅油

據統計，我國普通的稠油油藏水驅后的采收率僅為13.5%［1］，稠油油藏的剩余油分布大部分為連續可流動的，提高這類稠油油藏采收率的關鍵在于提高驅替流體的波及系數［2-5］。在常規水驅采收率較低的情況下，聚合物驅是提高采收率的常用方法。20世紀60年代，聚合物驅在二次采油和三次采油中首次提出并得到了廣泛的研究與應用［6］。加入聚合物可增加水的黏度，降低水油流度比，提高水的波及系數，從而提高原油采收率［7］。此外，較水驅而言聚合物驅所需水量更少。20世紀70年代，研究者提出通過添加表面活性劑以提高聚合物驅的原油采收率［8］。在聚/表二元復合驅中，表面活性劑的作用是降低油水兩相的界面張力［9］和改變潤濕性［10］；聚合物的作用是提高聚合物和表面活性劑的波及系數［11］。烷醇酰胺具有抗鹽、抗高價離子和適用的pH范圍廣等優點［12］，烷醇酰胺在油田中的應用多集中在配方及性能的探索，而用于稠油聚/表二元復合驅中的相關研究較少［13-18］。

本工作采用椰油脂肪酸二乙醇酰胺型烷醇酰胺（6501）與部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）組成二元復合驅體系，利用旋轉滴法對該體系的耐溫、抗鹽、抗二價離子能力進行了測定，并通過人造巖心物模實驗和微觀驅油實驗分別對其性能進行了評價。

1 實驗部分

1.1 原料及儀器

原油：勝利油田孤東稠油，50 ℃黏度為350 mPa·s。為了便于微觀觀察和圖像分析，在水相中加入少量染色劑，將化學驅油體系染成紅色。染色劑：生物染色劑曙紅，國藥集團化學試劑有限公司。實驗用水為礦化度13 659.9 mg/L的模擬鹽水。6501：1∶1.5型烷醇酰胺，江蘇省海安石油化工廠。HPAM：相對分子質量2×108，固含量91.2%，山東寶莫生物化工股份有限公司。人造巖心：由石英砂和環氧樹脂膠結而成，北京嘉德宜邦石油科技發展有限公司。二元復合驅體系配方為0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501。

TEXAS-500型旋轉滴界面張力儀：彪維公司。微觀驅油實驗在微觀可視化玻璃刻蝕模型中進行，主要儀器有：JSZ6S型三目連續變倍體視顯微鏡（南京江南永新光學有限公司）、100DX型微量注入泵（美國Teledyne Isco公司）、HDCE-30A型高速攝像頭（寧波永新光學股份有限公司）。

1. 2 實驗方法

1.2.1 界面張力的測定

按SY/T 5370—1999［19］規定的方法采用旋轉滴法測定油水界面張力，用實驗室自主開發的軟件進行圖像采集和分析，計算油水動態界面張力。

1.2.2 人造巖心物模實驗

巖心抽真空，在常溫下以0.2 mL/min速率向巖心中注入模擬鹽水來飽和巖心，注入2 PV以上，稱量，計算巖心孔隙體積；在50 ℃下以0.2 mL/ min速率向巖心中注入脫水原油，至出油3 mL以上，記錄出水體積，由此計算巖心含油飽和度；將上述巖心放在50 ℃下老化12 h；然后用模擬鹽水驅油至含水率為90%以上；為對比聚合物驅和二元復合驅的驅油效果，水驅后，分別注入0.5 PV的HPAM和二元復合體系，在后續水驅至出口端不出油，計算采收率，實驗溫度為50 ℃。

1.2.3 微觀驅油實驗

微觀驅油實驗所用模型基于巖心孔喉形狀刻蝕的玻璃模型（見圖1）。從圖1可看出，模型為25 mm×25 mm親水性模型，黑色部分為孔隙，灰色部分為玻璃骨架。微觀驅油實驗裝置及流程見圖2。

圖1 微觀驅油模型Fig.1 Microcosmic oil displacement model.

圖2 微觀驅油實驗裝置Fig.2 Schematic diagram for a microcosmic oil displacement device.1 Distilled water tank；2 Micro-pump；3 Three-way valve；4 Intermediate container；5 Intermediate container；6 Pressure acquisition system；7 Camera；8 Microcosmic model；9 Thermostatic apparatus；10 Computer

從圖2可看出，玻璃模型抽真空后，飽和模擬鹽水；在50 ℃下飽和原油，并于此溫度下靜置老化24 h；以0.003 mL/min的速率注入化學劑溶液進行驅替，采集整個驅替過程的圖像；分析驅替圖像，計算采收率。為便于觀察驅替中的現象，用曙紅將模擬鹽水染成紅色。實驗結束后模型先用自制的化學清洗液將殘余的原油沖洗干凈，再分別用甲苯、乙醚和甲醇混合溶劑、蒸餾水沖洗。

2 結果與討論

2.1 界面張力分析

2.1.1 溫度的影響

考察了溫度對0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系油水界面張力的影響，每組實驗做3組平行實驗。從圖3可看出，在40～80 ℃的范圍內，該二元復合驅體系與原油的界面張力始終保持在10-2mN/m數量級范圍內，變化幅度很小。

圖3 溫度對0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系油水界面張力的影響Fig.3 Effect of temperature on the oil/water interfacial tension(IFT) of the 0.1%(w) partially hydrolyzed polyacrylamide(HPAM)+ 0.3%(w)alkanolamide(6501) binary combination flooding system.Condition：oil viscosity 350 mPa·s.

2.1.2 礦化度和二價離子的影響

用不同濃度的NaCl溶液配制0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系，考察50 ℃下不同礦化度對二元復合驅體系油水界面張力的影響（見圖4）。從圖4可看出，在礦化度為1 000～13 000 mg/L范圍內，油水界面張力變化很小。用不同含量的CaCl2溶液配制0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系，考察50 ℃下二價離子對二元復合驅體系油水界面張力的影響（見圖5）。從圖5可看出，在Ca2+含量為50～350 mg/L時，油水界面張力變化也很小。說明該二元復合驅體系具有良好的抗鹽和抗二價離子的性能，油水界面張力在10-3～10-2mN/m間保持穩定。

圖4 不同礦化度對0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系油水界面張力的影響Fig.4 Effect of different salinity on the oil/water IFT of the 0.1%(w)HPAM+ 0.3%(w) 6501 binary combination flooding system.Test conditions：50 ℃，oil viscosity 350 mPa·s.

圖5 二價離子對0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系油水界面張力的影響Fig.5 Effect of bivalent ion concentration on the oil/water IFT of 0.1%(w) HPAM+ 0.3%(w) 6501 binary combination flooding system.Test conditions referred to Fig.4.

2.2 人造巖心物模實驗

針對50 ℃下黏度為350 mPa·s的勝利孤東稠油，通過人造巖心驅油物模實驗對聚合物、聚/表二元復合驅油體系的驅油效果進行了評價，實驗結果見表1。由表1可知，當注入0.1%（w）HPAM后，采收率較水驅增加40.6百分點；注入0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501后，采收率較水驅增加44.2百分點。說明一次水驅后采用0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系的采收率高于HPAM聚合物驅的采收率。單獨聚合物驅提高采收率的機理是通過增加水的黏度改善水油流度比，從而提高波及系數，但由于聚合物溶液不具有降低油水界面張力的能力，導致聚合物波及部分的洗油效率不高。聚/表二元復合驅體系提高采收率的機理是通過聚合物增加水的黏度改善水油流度比，同時表面活性劑的加入顯著降低了油水界面張力，從而提高波及部分的洗油效率。實驗結果表明，0.1%（w） HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系具有較好的界面性能，采收率比單獨聚合物驅有進一步提高。

表1 人造巖心驅替實驗結果Table 1 Summary of displacement experiments with artificial rock core

聚合物驅的驅油物模結果見圖6。由圖6可看出，開始水驅時，驅替壓力先升高后降低，水驅采收率為29.0%。然后開始轉注0.5 PV的聚合物驅油體系段塞，此時壓力降開始迅速上升，并出現了一個明顯的峰值，同時含水率也開始下降，說明注入的驅油體系段塞以某種方式有效封堵了原先水驅形成的水流通道，使驅替液進入未波及的原油富集區，改善水驅的驅替效果。實驗結果表明，采用聚合物驅時的采收率可在水驅的基礎上提高40.6百分點，總采收率達到69.6%。

圖6 聚合物驅的 驅油物模結果Fig.6 Core displacement of polymer flooding.■ Differential pressure；● Recovery ratio；▲ Water content Test conditions referred to Fig.4.

0.1 %（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系的驅油物模結果見圖7。從圖7可看出，水驅采收率為35.0%，而注入二元復合驅0.5 PV繼續驅替后，采收率提高44.2百分點，最終采收率達79.2%，較聚合物驅的最終采收率提高3.6百分點。

圖7 0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系的驅油物模結果Fig.7 Core displacement of 0.1%(w) HPAM+ 0.3%(w) 6501 binary combination flooding.■ Differential pressure；● Recovery ratio；▲ Water content Test conditions referred to Fig.4.

2.3 微觀驅油實驗

鑒于單獨聚合物不具有降低油水界面張力的能力，使得聚合物驅提高洗油效率能力有限，故考慮在聚合物中加入表面活性劑，研究了聚/表二元復合驅提高稠油采收率的機理。聚合物驅的微觀驅油效果見圖8。

圖8 聚合物的驅微觀驅油效果Fig.8 Microcosmic oil displacement of polymer flooding. Test conditions referred to Fig.4.

從圖8a可看出，水驅時注入水沿對角線方向指進非常明顯，沿對角線方向有明顯水道。注入0.5 PV水后，模型中仍有大量未波及的剩余油，主要呈簇狀、柱狀、盲端和孤島狀；注入聚合物驅后（見圖8b）連通性好的簇狀、柱狀、盲端和孤島狀殘余油被啟動，剩余油和殘余油明顯減少。

圖9 0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系的微觀驅油效果Fig.9 Microcosmic oil displacement of the 0.1%(w)HPAM+ 0.3%(w)6501 binary combination flooding system. Test conditions referred to Fig.4.

0.1 %（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系的微觀驅油效果見圖9，乳化攜帶機理見圖10。對比圖8b和圖9b可看出，水驅后二元復合驅體系對剩余油的作用比聚合物驅對剩余油的作用明顯，二元復合驅體系的波及面更廣，剩余油和殘余油較聚合物驅更少。但模型主對角線方向的兩側仍有大量原油未被波及（見圖9b）。說明在聚合物中加入表面活性劑后，油水界面張力顯著降低，原油很容易和聚/表二元復合驅發生乳化分散現象（見圖10a～b中方框所示），形成水包油乳狀液（見圖10a～b中橢圓所示），然后通過乳化攜帶機理被采出，從而提高波及區域的洗油效率（見圖10c～d中橢圓所示）。

圖10 0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系的乳化攜帶機理Fig.10 Emulsifying and carrying mechanism of the 0.1%(w)HPAM+ 0.3%(w)6501 binary combination flooding system.

通過圖像處理軟件處理微觀驅油實驗的圖像，計算得到水驅后進行聚合物驅和0.1%（w） HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅的采收率曲線，見圖11～12。計算結果顯示，聚合物驅在水驅的基礎上采收率提高了24.6百分點，二元復合驅則提高了30.3百分點，二元復合驅較聚合物驅的采收率提高5.7百分點，微觀驅油實驗結果與人造巖心物模實驗結果接近。

圖11 水驅后進行聚合物驅的采收率曲線Fig.11 Recovery curve of polymer flooding after water flooding.

圖12 水驅后進行0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅的采收率曲線Fig.12 Recovery curve of the 0.1%(w)HPAM+ 0.3%(w)6501 binary combination flooding after water flooding.

3 結論

1）0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅體系具有良好的耐溫、抗鹽、抗二價離子能力，在40～80 ℃、礦化度1 000～13 000 mg/L、Ca2+含量50～350 mg/L范圍內，該二元復合驅體系的油水界面張力在10-3～10-2mN/m間保持穩定。

2）人造巖心物模實驗結果表明，HPAM+6501二元復合驅體系在水驅后能進一步提高采收率，采收率提高44.2百分點，較聚合物驅的最終采收率提高3.6百分點。

3）通過圖像處理軟件處理微觀驅油的圖像，計算結果顯示，0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元復合驅可在水驅的基礎上提高采收率30.3百分點，較聚合物驅采收率提高5.7百分點，該結果與人造巖心物模實驗結果接近。

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（編輯 鄧曉音）

Enhanced residual oil recovery by surfactant/polymer binary combination flooding after water flooding of heary oil

Liao Kaili，Ge Jijiang，Fu Lipei，Pei Haihua，Jiang Ping，Zhang Guicai
（Petroleum Engineering College，China University of Petroleum (East China)，Qingdao Shandong 266580，China）

The surfactant/polymer binary combination flooding system consists of alkanolamide(6501) and partially hydrolyzed polyacrylamide(HPAM). The temperature tolerance，salt resistance and divalent cation resistance of the binary combination flooding system were investigated by means of spinning drop interfacial tensiometer. The oil displacement effect of the binary combination floodi ng system was evaluated through artificial core displacement experiments and microcosmic oil displacement experiments. The results indicated that，under the conditions of temperature of 40-80 ℃，salinity of 1 000-13 000 mg/L and Ca2+concentration of 50-350 mg/L，the oil/water interfacial tension of the 0.1%(w) HPAM+ 0.3%(w) 6501 binary combination flooding system could be extremely low(10-3-10-2mN/m). Both the artificial core displacement experiments and the microcosmic oil displacement experiments showed that，after water flooding，the recovery ratio of the binary combination flooding system was higher than that of polymer flooding system.

surfactant/polymer binary combination flooding；alkanolamide；interfacial tension；enhanced oil recovery；microcosmic oil displacement

1000-8144（2016）12-1519-07

TE 357.463

A

10.3969/j.issn.1000-8144.2016.12.017

2016-05-13；［修改稿日期］2016-09-04。

廖凱麗（1989—），女，湖北省潛江市人，博士生，電話 15689131088，電郵 lkl123@163.com。聯系人：葛際江，電話0532-86981178，電郵 gejijiang@163.com。

中央高?；究蒲袠I務費專項資金資助（24720156035A，24720156031A）；國家自然科學基金項目（51474234）；山東省自然科學基金項目（ZR2014EZ002）。