三元復合驅合理驅替速度實驗研究

朱慧峰，倪洪濤，李安軍，王昊宇

（中國石油大慶油田分公司勘探開發研究院，黑龍江大慶 163712）

三元復合驅是一項可大幅度提高原油采收率的三次采油技術。三元復合驅體系由聚合物、堿、表面活性劑三相組成，驅油機理相對復雜，影響因素也相對較多。大慶油田于1987 年開始研究三元復合驅技術，先后經歷了室內實驗、先導性礦場試驗、擴大試驗，并且于2014 年實現了大規模工業化應用，但在推廣應用中發現，不同區塊間的開發效果差異較大，部分區塊提高采收率的效果未達到方案預測水平，因此，要加強對三元復合驅效果影響因素分析。前期對界面張力、黏度、乳化、注入方式等方面研究較多[1-7]，也取得了一定的認識，但對驅替速度方面研究很少。為此，通過開展物理模擬驅油實驗，對三元復合驅實驗過程中的驅替速度這一參數進行了深入研究。

1 實驗內容

1.1 實驗設備

實驗儀器：旋轉界面張力儀（TX500D），布氏黏度計（DV2T），巖心驅替裝置（非標研制），Quizix 高壓驅替泵（Q6000），滲透率測定儀（STY-2）。

實驗模型：兩維縱向人造巖心，由環氧樹脂膠結的石英砂在壓力機上壓制而成，長、寬、高為30.0 cm×4.5 cm×4.5 cm；大慶油田現場取天然巖心，長10.0 cm、直徑2.5 cm。

實驗用水：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，驅替水為礦化度3 700.0 mg/L 的鹽水。

實驗用油：實驗用油為實驗室配制的模擬油，由取自現場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。

實驗用主要化學試劑：聚合物為大慶油田化工總廠生產的中分子量聚合物（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 實驗步驟

物理模擬驅油實驗步驟：①將模型抽空6 h 以上，飽和人工合成鹽水，測量孔隙體積；②測定模型滲透率；③將模型放入恒溫箱內，在45 ℃條件下恒溫12 h（以下實驗操作均在45 ℃進行）；④飽和油，油驅水2.0 PV 以上至模型出口不出水，計算原始含油飽和度；⑤水驅油，水驅2.0 PV 以上至模型出口含水98%，計算水驅采收率；⑥根據實驗方案注入復合驅油體系；⑦水驅2.0 PV 以上至模型出口含水98%；⑧計算復合驅采收率和總采收率。

2 實驗結果及分析

2.1 不同驅替速度驅油實驗

按照大慶油田一類油層（滲透率1 200×10-3μ m2）、二類A 油層（滲透率800×10-3μm2）、二類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，開展不同驅替速度的物理模擬驅油實驗，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。

根據賈忠偉等研究結果[8-9]，水驅后剩余油可劃分為受黏附力控制和受毛細管力及黏滯力控制兩種類型，其中受毛細管力及黏滯力控制的剩余油占90%以上。靜態剩余油的啟動要克服毛細管力及黏滯力，還要克服原油從靜態到動態的附加阻力，而且巖心滲透率越低，孔道半徑越小，所需的啟動壓力也就越大。

以滲透率為1 200×10-3μm2的天然巖心驅油實驗結果為例（表1），從表中可以看出，當驅替速度從0.20 mL/min 降至0.05 mL/min 時，化學驅最大壓力從0.85 MPa 降至0.51 MPa，水驅壓力倍數從3.4降至2.0，化學驅采收率從18.27%降至16.00%；當注入速度從0.05 mL/min 降至0.02 mL/min 時，化學驅最大壓力從0.51 MPa 降至0.36 MPa，水驅壓力倍數從2.0 PV 降至1.4 PV，化學驅采收率急劇降至9.86%。驅油實驗若要提高采收率效果好，則化學驅階段必須建立有效的壓力梯度，形成合理的壓力升幅。當壓力升幅過低時（序號1 化學驅最大壓力與水驅平穩壓力基本相當），驅替過程中所建立的壓力梯度會過低，就無法形成有效的壓力驅動，化學劑會在模型內產生嚴重的繞流、迂回現象，難以波及到細小的孔隙喉道中，滯留在其中的油珠、油柱無法被驅替。同時，復合體系中表面活性劑分子被包裹在聚合物溶液中，當壓力過低時，分子間作用力太小，化學劑分子與油水間作用不充分，難以發揮三元體系的乳化洗油能力，無法將粘附在孔隙壁上油滴、油膜重新剝離驅替出來。當驅替速度從0.20 mL/min 上升至0.30 mL/min 時，驅油效果開始變差（序號5～7），這是因為注入速度太大，壓力升幅過快，驅替過程中產生嚴重的指進現象，化學劑突破速度加快，在巖心內部作用時間變短[10-11]；當驅替速度達到最大臨界速度時，化學劑在巖心內部堵塞，造成注入困難，巖心憋壓。

巖心滲透率越低，相對孔道半徑越小，對應的最佳驅替速度也越低。以天然巖心為例，滲透率為500×10-3，800×10-3，1 200×10-3μm2時達化學驅最大采收率對應的最佳驅替速度分別為0.10，0.15，0.20 mL/min（圖1）。人造巖心驅油實驗結果也呈現出相同特征，滲透率為500×10-3，800×10-3，1 200×10-3μm2時達化學驅最大采收率值時對應的最佳驅替速度分別為0.30，0.40，0.60 mL/min（圖2）。因此，天然巖心和人造巖心三元復合驅都存在最佳驅替速度，太高或太低都不利于最大限度地提高采收率，天然巖心最佳驅替速度為0.10～0.20 mL/min， 人造巖心最佳驅替速度為0.30～0.60 mL/min。

表1 物理模擬驅油實驗結果（以滲透率為1 200×10-3 μm2巖心為例）

圖1 天然巖心不同驅替速度化學驅采收率效果

圖2 人造巖心不同驅替速度化學驅采收率效果

2.2 驅替速度結合界面張力變化時間驅油實驗

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

表2 不同復合體系物理模擬驅油實驗結果

為了更深入地分析注入速度結合界面張力變化時間對驅油效果的影響，將巖心模型及驅油實驗過程進行理想化設定。天然巖心、人造巖心孔隙體積分別設為15.00，l00.00 mL，孔隙度20%～25%，含油飽和度70%，氣測滲透率1 000×10-3μm2，水驅采收率40.00%，各階段巖心情況如表3 所示。

表3 驅油實驗不同階段巖心流體情況

表4 為不同復合體系界面張力變化時間內驅油狀態。從表中可以看出，天然巖心體系1 以驅替速度0.20 mL/min 注入模型，前10 min 注入三元體積2.00 mL，占用模型內流體體積油0.84 mL、水1.16 mL，此時界面張力仍在下降期，僅能發揮調剖驅油作用。若按流度控制和乳化洗油能力各占50%計算，則有0.42 mL 剩余油不能得到有效驅替，使采收率降低4.00%，后期乳化攜帶作用也會延遲減弱，影響化學驅采收率會更大。當天然巖心驅替速度從0.10 mL/min 上升到0.20 mL/min 時，體系1 化學驅采收率影響值從2.00%上升到4.00%，即采收率降低了2.00%；體系2 化學驅采收率影響值從4.00%上升到8.00%，即采收率降低了4.00%；體系3 化學驅采收率影響值從6.00%上升到12.00%，即采收率降低了6.00%。當人造巖心驅替速度從0.30 mL/min上升0.60 mL/min 時，體系1 化學驅采收率影響值從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，驅替速度變化對小尺寸天然巖心影響較大，對界面張力下降越慢的復合體系影響也較大。

表4 不同復合體系界面張力變化時間內驅油狀態

因此，在進行復合體系驅油實驗評價時，尤其在進行天然巖心驗證時，為了更客觀、真實地反映不同復合體系的驅油效果，設計驅替速度時應結合復合體系界面張力的變化時間，建議在復合體系注入初期適當降低速度，待界面張力降到最低值后再逐漸恢復。

3 結論及建議

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

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

（3）開展驅油實驗評價復合體系配方，尤其在進行天然巖心驗證時，設計驅替速度時應結合三元體系界面張力變化時間。為了減小誤差，建議在復合體系注入初期適當降低速度，待界面張力降到最低值后再逐漸恢復。