复合体系启动水驱残余油微观实验研究

袁颖婕， 侯吉瑞， 姜 康， 鞠 鹏， 刘必心

（1．中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京 102249；2．中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；3．大庆采油一厂，黑龙江大庆 163001）

复合体系启动水驱残余油微观实验研究

袁颖婕1，2， 侯吉瑞1＊， 姜 康1，2， 鞠 鹏3， 刘必心1，2

（1．中国石油大学（北京）提高采收率研究院，北京 102249；2．中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249；3．大庆采油一厂，黑龙江大庆 163001）

采用微观模拟技术，对三元／二元体系启动水驱后残余油进行研究。结果表明，复合体系的高黏弹性及低界面张力特性能够以将油珠拉成油丝、剥离油膜、乳化并携带油滴等方式，大幅度降低水驱后的盲端、簇状、柱状残余油，增加乳化油滴数量，提高驱油效率；当模型水驱采收率为50%时，碱－活性剂－聚合物（ASP）体系最终采收率可达81．2%，SP体系可达85．1%，采收率增幅分别为31．2%和35．1%；等黏度的无碱体系比三元体系驱油效率更高，无碱复合驱具有良好的应用前景。

复合驱； 微观模型； 盲端残余油； 乳化油滴； 三元／无碱复合体系

碱－活性剂－聚合物（ASP）三元复合驱油技术被认为是继聚合物驱之后又一项更优的EOR新技术，在地层深部保持复合体系的黏度和超低界面张力性能是该技术成功应用的关键。然而由于各化学剂的物理化学性质差异，在液－液和液－固相互作用中有各自的运移前沿，随着运移距离的延伸，各化学剂的相对浓度出现差异，难以保证体系的驱油效果［1］，也就是说由于地层中存在吸附、沉淀、相分离等损耗，目前无法回答黏度及超低界面张力在油层中的有效作用距离，以及对最终采收率的贡献程度［2－3］。

针对上述问题，本研究利用微观可视化模拟技术进行复合体系启动各类残余油的微观驱油实验研究，并分析超低界面张力、体系黏度对最终采收率的贡献程度，以期进一步完善ASP三元复合驱油技术理论。同时，由于注碱驱油在矿场应用中会对储层造成不可逆伤害，且碱剂的加入对体系黏度产生较大影响［4－5］。因此，实验同时考察与ASP体系等黏度的无碱二元复合驱（SP）体系微观驱油，以期为无碱复合驱的发展提供一定的理论支持。

1 实验材料及方法

1．1 微观模型

实验所用微观模型是根据目标储层（大庆油田长Ⅱ储层）岩芯切片，采用光学玻璃制作而成的透明仿真模型；模型尺寸为30 mm×20 mm；模型孔隙直径0．1～100．0μm；原始润湿性为水湿；模型渗透率约为0．8μm2。

1．2 主要试剂与仪器

主要试剂：实验用油是由大庆油田采油一厂低酸值脱气脱水原油（酸值小于0．1 mg（KOH）／g）与煤油按一定比例配制而成的模拟油，表观黏度为20 mPa·s；聚合物为部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），平均相对分子质量4×106；活性剂为重烷基苯磺酸盐（HABS），中国石油勘探开发研究院提供，活性组分为62%；其他试剂均为国产分析纯；实验用水为大庆油田地层水，矿物组成见表1。

表1 大庆油田地层水组成Table 1 Composition of strata water of Daqing oil field mg／L

主要仪器：SVT20N视频旋转滴界面张力仪（德国Dataphysics公司）；RV系列旋转黏度计（美国Brook－field公司）；ZEISS光学显微镜（蔡司光学仪器（上海）国际贸易有限公司）以及MIAPS－S图像处理设备。

1．3 实验方法

微观驱油实验流程如图1所示。

实验中所用的三元复合体系及与之等黏度的二元体系成分组成见表2。

Fig．1 Oil displacement experiment device图1 微观驱油实验流程

表2 微观模型驱油实验体系组成Table 2 Composition of compound systerm in the microscopic experiment

实验中首先将模型抽真空饱和地层水，用原油驱替地层水，建立缚束水；用注入水驱替孔隙介质中的原油，以0．005 m L／min的恒定流速驱替20 min；改注复合体系，以相同流速连续驱替40 min，结束实验。期间用显微照相和录像设备记录残余油的分布及体系驱替残余油过程。

2 结果分析

2．1 水驱后残余油分布及形态

实验定性分析模型局部水驱油动态，结果见图2。从图2中可以看出，水驱后的残余油主要以油珠或不规则的油块形式（图2中A）滞留于孔道的交汇处和较大的孔隙中；有的则占据几个孔隙，以小片油的簇状残余油形式存在（图2中B）；一部分以盲端残余油（图2中C）及柱状残余油（图2中D）的形式存在。

Fig．2 Microphotograph about the distribution and form of residual oil after water flooding图2 水驱后残余油分布及形态

2．2 复合体系启动残余油过程

实验过程中，ASP体系和SP体系注入模型后均发生了如图3所示的残余油形变及运移过程。

Fig．3 Microphotograph of starting residual oil using compound systerm图3 复合体系启动残余油过程

由图3可知，由于聚合物的黏弹性，扩大了波及面积，使得注入水未波及到的原油，即水驱后的残余油，与复合体系中的表面活性剂接触。在低界面张力条件下，孔喉中的原油被软化、拉长，加上水通过多孔介质渗流的剪切作用，促使残余油乳化成小油珠被水夹带渗流，从而降低残余油含量［6］。通过观察可以发现，残余油具有良好的变形、启动、运移能力，乳化的油珠被流体携带向前移动。

2．3 不同体系启动各类残余油情况

对于水驱后的残余油，在复合驱的作用下，表面被软化，再经驱替、切割、乳化等过程而被采出。复合体系通过改善油水流度比、扩大波及体积，从而提高微观驱替效率［7］。实验对ASP及无碱SP复合体系均进行了7组驱油实验，各类残余油变化情况见图4。

由图4可知，对于ASP／SP体系，当各组分质量分数较低时（体系1－体系3），残余油主要以盲端、柱状、簇状为主；质量分数较高时，以盲端残余油为主；盲端残余油随着聚合物质量分数的升高，下降趋势明显；二元复合体系驱替过程中乳化油滴数量随着体系中聚合物质量分数和表面活性剂质量分数的升高大幅增加。

Fig．4 Effect of different systerm on the amount of various residual oil图4 复合体系对各类残余油的影响

2．4 不同体系驱油效果对比

图5为复合体系驱后残余油分布。

Fig．5 Microphotograph of residual oil after compound system flooding图5 复合体系驱后残余油分布

由图5中（a）和（b）可知，当ASP／SP体系中聚合物质量分数相近——体系序号数一致时，SP体系残余油更少，即其采收率高于ASP体系。图5（c）是经由相关软件量化得出的不同体系进行复合驱后盲端残余油和乳化油滴的数量。由图5（c）可见，随着体系中聚合物质量分数、表面活性剂质量分数的增大，盲端残余油含量下降明显，乳化油滴数量增多。

这是由于减少盲端残余油主要依靠复合体系中聚合物的黏弹性，而三元体系中由于碱的加入降低了体系的黏弹性，使得体系在驱油过程中，无论是波及范围还是驱油效率都有所下降，二元体系充分地利用了聚合物的黏弹性和表面活性剂降低油水界面张力、乳化原油的特性，使得体系在驱油过程中具有绝佳的提高波及体积和驱油效率的作用，表现为一定聚合物浓度下二元驱后盲端残余油少于三元体系，而乳化的油滴数量大于三元体系。

此外，侯吉瑞等［8］认为只有复合体系的表观黏度与原油黏度μσ相接近时，才能充分显示出超低界面张力的作用。实验用油的表观黏度为20 mPa· s，表3列出了不同体系的界面张力及其黏度，图6为不同体系进行对采收率的影响情况。

由表3和图6可知，由于体系4的表观黏度与原油最为接近，复合体系的黏弹性发挥得更好。相比于体系3，体系4引起的采收率增幅在三元／二元复合驱中均表现出明显优势；此后采收率的提高主要依赖于表面活性剂降低油水界面张力和乳化原油的性能，赵凤兰等［9］认为低界面张力有助于乳状液的形成，也就是说在后续体系驱油过程中，超低界面张力发挥主要作用。当微观模型水驱采收率均为50%时，相同黏度的三元－体系7最终采收率达到81．2%，二元－体系7可达85．1%，分别较水驱提高了31．2%和35．1%。

表3 不同体系界面张力值及黏度Table 3 IFT and viscosity of SP／ASP flooding system

Fig．6 Comparison of EOR between ASP and SP systerm图6 复合体系对采收率的影响

参考文献

［1］ 王克亮，闰文华．渗透率对三元复合体系色谱分离及驱油效果影响的实验研究［J］．油田化学，2000，17（2）：164－167．

［2］ Tong Zhengshin，Yang Chengzhi，Wu Guoqing，et al．A study of microscopic flooding mechanisms of surfactant／alkali／polymer［J］．Society of petroleum engineers，39662－MS，1998．

［3］ 张丽娟，岳湘安．岩心多孔介质中三元／二元复合驱比较［J］．石油化工高等学校学报，2010，23（3）：18－19．

［4］ 陈晓军，涂富华，林保树，等．应用微观模拟技术研究复合驱驱油特征［J］．西北地质，2000，33（2）：15－17．

［5］ 贾凌志，张春玲，侯吉瑞，等．曝氧污水配制聚合物溶液／ASP复合体系黏度的稳定性［J］．石油化工高等学校学报，2010，23（1）：10－15．

［6］ 王克亮，廖广志，杨振宇，等．三元复合和聚合物驱油液黏度对驱油效果影响实验研究［J］．油田化学，2001，18（4）：355－356．

［7］ 王德民，王刚，吴文祥，等．黏弹性驱替液所产生的微观力对驱油效率的影响［J］．西安石油大学学报：自然科学版，2008，23（1）：43－45．

［8］ 侯吉瑞．复合体系的界面流变特性对驱油的综合作用研究［D］．大连理工大学，2004：256－258．

［9］ 赵凤兰，岳湘安，侯吉瑞，等．碱对复合驱油体系与原油乳化作用的影响［J］．石油钻探技术，2010，38（2）：64－65．

（Ed．：SGL，CP）

Micro－Model Experimental Study of Compound Systerm Driving Residual Oil after Water Flooding

YUAN Ying－jie1，2，HOU Ji－rui1＊，JIANG Kang1，2，JU Peng3，LIU Bi－xin1，2
（1．Enhanced Oil Recovering Institute，China University of Petroleum，Beijing 102249，P．R．China；2．Key Laboratory of Petroleum Engineering，Ministry of Education，China University of Petroleum，Beijing 102249，P．R．China；3．Daqing 1st Oil Production Factory，Daqing Heilongjiang 163001，P．R．China）

21 June 2012；revised 30 August 2012；accepted 6 September 2012

The ability of compound systerm driving residual oil after water flooding，with its relative mechnisms，was analyzed by conducting ASP flooding and alkali－free SP flooding in micro－model experiment．The result shows that，compared with water，high viscoelasticity and low IFT make both ASP and SP compound systerm reduce the amount of residual oil with various type significantly，such as the blind end one，the cluster one and the columnar one by draging the oil droplets into oil thread，peeling oil film，emulsifying oil，etc；fixing water flooding recovery about 50%，the ultra recovery of ASP and SP systerm could reach 81．2%and 85．1%respectively，both higher than water about 30 percent；with the same viscosity，the improved－recovery by alkali－free systerm is higher than the ASP systerm，so non－alkali compound flooding is with great application prospect．

Compound flooding；Microscopic model；Residual oil in dead end pore；Emulsifying oil droplet；ASP／alkalifree compound system

TE 327

A

10．3969／j．issn．1006－396X．2012．05．010

1006－396X（2012）05－0040－04

2012－06－21

袁颖婕（1987－），女，陕西西安市，在读硕士。

国家自然科学基金项目（51174216）。

＊通讯联系人。

＊Corresponding author．Tel．：＋86－10－89731663；e－mail：houjirui＠126．com