二类油层中三元复合驱体系的损耗及有效作用距离

刘 刚，侯吉瑞，李秋言，王少朋，李明远，2，刘 帅

（1.中国石油大学提高采收率研究院，北京102249；2.中国石油大学重质油国家重点实验室，北京102249；3.天津工业大学机械工程学院，天津300387）

二类油层中三元复合驱体系的损耗及有效作用距离

刘 刚1，侯吉瑞1，李秋言1，王少朋1，李明远1，2，刘 帅3

（1.中国石油大学提高采收率研究院，北京102249；2.中国石油大学重质油国家重点实验室，北京102249；3.天津工业大学机械工程学院，天津300387）

采用天然露头岩心进行驱油物理模拟，研究三元复合体系在地层中不同运移距离下的界面张力以及化学剂损失规律。结果表明：二类油层中复合体系的各组分损失严重，表面活性剂在运移前20%距离后即损失了80%，此时碱、聚合物的损失率也达到23%和12%；复合体系运移全程距离后表面活性剂、碱和聚合物的损失率分别达到了92%、42.8%和31%，损失量都较为显著。复合体系的化学剂主要损失在注入井附近地层中，且这部分损失主要为“无效损耗”，对采收率的贡献值有限。化学剂的损失导致复合驱的驱油效果也逐步降低。复合体系的超低界面张力实际的有效作用距离仅为前20%距离，因而对提高采收率的贡献十分有限，而对20%井距之后的水驱残余油的进一步启动则是三元复合驱发展的潜力方向。

三元复合驱；大庆二类油层；露头岩心；吸附滞留；超低界面张力；提高采收率

大庆油田主力油层含水率高达80%［1-2］。根据大庆油田的油层划分，二类油层是指属于三角洲分流平原中小型分流河道沉积砂体，其特点是油层单层厚度薄（1～2 m），有效渗透率低（（100～300）× 10-3μm2），平面及纵向非均质严重，以及黏土矿物含量高［3-6］。三元复合驱技术（ASP）发挥了碱、表面活性剂和聚合物的协同作用，可增大宏观波及体积［7-9］，同时提高微观驱油效率［10-12］，从而能大幅度提高石油采收率［13］。室内研究［14-15］及矿场试验［16-17］表明，三元复合驱可在水驱的基础上提高采收率约20%。经过在主力油层矿场应用的成功实施，大庆油田已计划推广ASP技术在二类油层中的应用。ASP在油层中的运移是非常复杂的物理化学渗流过程，包括化学剂在油层中的渗流和传质。影响三元复合驱在油层中渗流传质的因素主要包括物理及化学吸附［18-19］、机械捕集［20］、剪切降解［21］、色谱分离［22-23］、扩散弥散［24-25］等。笔者采用天然露头岩心模型进行驱油模拟，克服地层取心模型尺寸小的局限和人造岩心的矿物组成及孔喉结构差异巨大的局限［26-27］，研究复合体系在二类油层中的化学剂损失规律及其性能的实际有效作用距离。

1 实 验

1.1 实验仪器及材料

仪器：方岩心夹持器（30 cm×4.5 cm×4.5 cm），恒温箱，恒速恒压泵，活塞中间容器，压差变送器及数据采集系统。

材料：天然露头岩心（30 cm×4.5 cm×4.5 cm），其岩石矿物组成见表1；大庆二厂混合原油与煤油按比例7∶3混配的模拟油，45℃下黏度为10.6 mPa·s，接近地层中原油黏度；大庆模拟地层水（矿化度6.778 g/L）及注入水（矿化度5.129 g/L），各矿物离子组成见表2。

化学试剂：恒聚阴离子聚丙烯酰胺（HPAM）相对分子质量为1200万，水解度25%，固含量88%；表面活性剂是碳支链为C12～C24的重烷基苯磺酸钠（HABS），有效含量为50%，大庆采油二厂提供。碱剂（NaOH）和无机盐均为分析纯。

三元复合体系配方及性能：质量浓度组成为12 g/L碱、3 g/L重烷基苯磺酸钠和2 g/L聚合物。ASP复合体系45℃下的表观黏度为25.6 mPa·s，与模拟油的界面张力（IFT）为1.25×10-3mN·m-1。

1.2 岩心驱替方法

（1）岩心抽真空饱和地层水测定孔隙体积（VP），水测渗透率。

（2）恒温45℃饱和模拟油，老化72 h。

（3）水驱至含水率超过98%，驱替速度为0.3 mL/min。

（4）按照岩心孔隙体积分别注入1.5VP、1.0VP、0.7VP和0.3VP的复合剂段塞，共计4组驱替实验，并后续水驱4VP为止。

（5）实验得到不同产出体积时的压力、含水率及采出程度曲线。在开始注入复合体系的同时，每10 mL收集并分析采出液的各组分浓度、黏度及其与原油的界面张力。

表1 露头岩心矿物种类和含量Table 1 Mineral types and contents of outcrop core

表2 注采水矿物离子含量Table 2 Mineral ion content of formation water

1.3 分析测试方法

（1）X射线多晶体衍射（XRD）分析。采用Bruker AXS产D8 Focus X射线衍射仪分析岩石矿物组成。

（2）界面张力测定。采用Dataphysics SVT20N型视频旋转滴张力仪，转速5000 r/min，温度45℃，时间2 h。

（3）黏度测定。采用Bookfield DV-Ⅱ+Pro型旋转黏度仪，ULA转子，剪切速率为7.34 s-1。

（4）重烷基苯磺酸钠浓度测定［28］。高效液相色谱（HPLC）分析，Dionex GP50 Gradient Pump；Dionex LC30 Oven；Rainin Dynamax UV Detector；色谱柱为Waters ODS C18 46 mm×150 mm，5 μm；流动相为V（甲醇）/V（水）=90∶10；流量为0.5 mL/min；紫外吸收波长设为226 nm。

（5）碱浓度测定。使用溴甲酚绿-甲基红混合指示剂和稀盐酸进行滴定。

（6）聚合物浓度测定采用淀粉-碘化镉比色法［29］。

2 结果分析

2.1 复合体系注入量与采收率及化学剂浓度变化

通过岩心驱替实验考察复合体系不同注入量下的采收率、化学剂损失及其界面张力的变化。结果见表3。可以看出，对于该组物性相近的岩心模型，其水驱采收率均约为40%，三元复合驱提高采收率的幅度随着注入量的增加而增大，0.3VP注入量的采收率为13.5%，0.7VP注入量的采收率达到20.2%，增加幅度较大。但在0.7VP注入量之后，采收率的增幅明显降低，继续增大注入量的增效不高。

图1为采出液中化学剂产出的动态曲线。其中，c/c0为化学剂的产出浓度与复合体系中初始浓度的比值（化学剂的保留率）；υ/υ0为采出液黏度与复合体系初始黏度的比值（保留率），A、P、υ、S、σ分别指代碱、聚合物、黏度、表面活性剂和界面张力。可以看出，在各组实验中，复合体系的注入量虽然不同，但是各化学剂的损失规律基本一致，其耗损程度由大到小分别为：表面活性剂，聚合物和碱。

表3 岩心三元复合驱驱油实验结果Table 3 Results of ASP flooding in outcrop cores

图1 复合体系化学剂产出及性能变化动态曲线Fig.1 Chemicals output and performance variations dynamic curves of ASP flooding

复合体系的化学剂产出浓度随着注入量的增加而增大。当复合体系的注入量为0.3VP时，碱、聚合物及表面活性剂产出浓度峰值的保留率分别为50%、49%和17%。表面活性剂的损失尤为显著。当注入量为1.5VP时，碱、聚合物及表面活性剂产出浓度峰值的保留率分别为88%、64%和57%。相比之下，碱和表面活性剂的损失量大幅度降低，究其原因，除了增加注入量引起扩散传质对段塞浓度的影响减弱外，碱的绝对浓度较大（12 g/L），岩心孔隙表面对碱的吸附趋于平衡，因此碱的产出浓度较大，而且碱的吸附速度最快而优先吸附，对其余两种组分尤其是表面活性剂的吸附起到很好的抑制作用［18，30］。

复合体系油水界面张力的变化与体系中化学剂含量尤其是表面活性剂含量是密切相关的。图1中低界面张力的区间和表面活性剂的峰值浓度区间是直接对应的，在注入量为0.3VP（图1（d））时，表面活性剂浓度保留率的峰值为0.17，而其对应的界面张力也低至6.4×10-2mN·m-1，可知即使是少量表面活性剂，其降低界面张力的效果也很显著。当注入量为1.5VP（图1（a））时，采出液中表面活性剂浓度峰值的保留率为0.57，并且其浓度在峰值后迅速下降，保持的产出区间也很短，但其油水界面张力均保持较低的状态（2.8×10-2～6.5×10-2）mN·m-1，且界面张力保持的区间较大。采出液中表面活性剂的浓度虽然不大，但是却有着较好的界面活性，可知复合体系中碱在降低界面张力中的“协同效应”［31-32］在此时发挥了很重要的作用。

2.2 复合体系化学剂随渗流距离的损失

利用岩心实验数据，模拟计算在总长为150 cm的岩心中，复合体系注入量为0.3Vp情况下，复合体系在岩心中运移不同距离后各组分的损失量及界面张力的变化。对于每组岩心实验而言，0.3Vp是相对注入量。

如图2所示，以岩心L-2为例说明具体的模拟计算方法。岩心L-2长30 cm，复合体系实际注入量为该岩心的1.0Vp，此注入量当量于长度为150 cm岩心的0.2Vp，但是复合体系是从距离注入口30 cm处采出，模拟计算转换为150 cm岩心的0.3Vp复合体系从其距离注入口45 cm处采出，当量于运移了150 cm岩心的30%的距离，此时产出复合体系的性能可以视为0.3Vp复合体系在注采井间运移30%距离后的性能。以此类推，4组岩心实验L-1、L-2、L-3、L-4中复合体系的性能代表了0.3Vp复合体系在注采井间分别运移20%、30%、43%、100%距离后的性能。

通过以上的模拟计算，根据物质平衡方程，通过计算累积产出的复合体系各化学剂的总量，求得3种化学剂的损失量（L）、与相应的界面张力最低值（σ）及采收率（η），结果见图3。可以看出，复合体系中各组分的损失量都随着距离的增加而增大，与此同时，界面张力也上升了一个数量级。其中，表面活性剂的损失最为显著，在运移20%距离后损失量即达到了80%，此时碱和聚合物的损失为23%和12%，相比较低；在复合体系运移全程后表面活性剂，碱和聚合物的损失量分别达到了92%、42.8%和31%。可知在二类油层中，虽然复合体系中有碱优先吸附的保护作用，表面活性剂的损失量依然很高。

化学剂的损失量在前20%距离内增幅较大，之后增幅迅速减缓。在岩心入口附近，由于水驱的效果很好，水驱残余油较少，裸露的岩石孔隙表面对化学剂的吸附能力较强［19］。复合体系在注入井附近油层中即损失了相当多的化学剂，而且这部分化学剂的损失为“无效损耗”，对复合体系提高采收率的贡献较小，因此降低这部分化学剂的损耗是三元复合驱技术的瓶颈问题及其发展的突破口。

图2 复合体系运移距离比例模拟示意图Fig.2 Simulation schematic diagram of ASP migration distance percentage

2.3 超低界面张力性能的实际作用距离

由图3可知，在前20%运移距离之后，复合体系的界面张力最低值由初始的1.25×10-3mN·m-1跃升到2.8×10-2mN·m-1，由于这段距离内表面活性剂大量吸附损耗（浓度峰值损失率为43%），因而界面张力增幅较大。复合体系在30%、43%、100%距离后的界面张力增长幅度不大，均在1×10-2数量级内，由此可见复合体系的超低界面张力性能主要损失在前20%运移距离内。

图3 化学剂损失及界面张力随运移距离的变化Fig.3 Chemicals loss and IFT changes along migration distance

当复合体系的注入量为0.3Vp时，其发挥超低IFT性能的距离仅为全程的前20%。再从采收率曲线来看，在复合体系驱油的不同阶段前20%距离内的采收率最大（25.6%），之后依次降低，这说明在前20%距离内，复合体系的超低界面张力性能的确有很好的驱油效果。但是，由于化学剂的大幅损失造成超低界面张力迅速上升，保持的距离区间较短，复合体系大部分是在“非超低界面张力”［32］性能下发挥驱油作用的，并且该距离区间要占到80%左右。所以ASP复合体系发挥超低IFT的实际距离很短，而其在“非超低界面张力”状态下的作用距离不可忽视［33］。此外值得重视的是，在注入井附近水驱的效果很好，复合体系只能启动很有限的水驱残余油，提高采收率的潜力不大，而事实上最有潜力的地方是注采井距的中后程部分，即水驱残余油较多的部分，复合驱在这部分的实际界面活性及驱油效果尤为重要。

综合以上分析，三元复合驱在二类油层中的应用研究中，不必片面追求复合体系的超低界面张力性能，复合体系的超低界面张力的实际作用距离不可忽视，保持良好的抗吸附性能和乳化性能是ASP复合驱更好的发展方向。

3 结 论

（1）三元复合驱在二类油层条件下有较好的驱油效果。复合体系中各组分的损失量都随着运移距离的增大而大幅增加，其中，前20%距离后表面活性剂、碱和聚合物的损失量分别为80%、23%和12%，虽然有碱的保护作用，但表面活性剂的损失尤为突出；运移全程后，表面活性剂、碱和聚合物的损失量分别达到了92%、42.8%和31%，损失量都较为显著。化学剂主要损失在注入井附近地层中，且这部分损失主要为“无效损耗”，对提高采收率的贡献值不大，是复合驱发展的瓶颈问题。

（2）复合体系的界面张力在前20%距离之后迅速上升了一个数量级，之后增长幅度不大，均在同一数量级内。由此可见复合体系的超低界面张力性能的实际作用距离仅为前20%距离，对提高采收率的贡献值十分有限。

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（编辑 刘为清）

Chemicals loss and effective distance of ASP flooding in second-class oil layers

LIU Gang1，HOU Jirui1，LI Qiuyan1，WANG Shaopeng1，LI Mingyuan1，2，LIU Shuai3
（1.Enhanced Oil Recovery Research Institution in China University of Petroleum，Beijing 102249，China；2.State Key Laboratory of Heavy Oil Processing in China University of Petroleum，Beijing 102249，China；3.School of Mechanical Engineering in Tianjin Polytechnic University，Tianjin 300387，China）

The interfacial tension（IFT）change and the chemicals loss of alkali/surfactant/polymer（ASP）at different migration distances in the oil layer were investigated through the simulation experiments of oil displacement using natural outcrops cores.The results show that the chemical loss of ASP in second class oil layer is serious.The loss percentage of surfactant is 80%in the former 20%migration distance，and the loss percentage of alkali and polymer is 23%and 12%respectively.After ASP flooding 100%migration distance，the loss percentages of surfactant，alkali and polymer reach 92%，42.8%and 31%respectively，which is significant.The chemicals loss occurs near the injection well in the oil layer，which is mainly useless and has limited contributions to the enhanced oil recovery.And this loss leads to gradually reduce the oil displacement efficiency of ASP flooding.Only the top 20%of the distance of the ultra-low IFT for ASP system is effective，therefore its contributions to oil recovery enhancement is extremely limited.The displacement of residual oil after former 20% well spacing is the potential direction of ASP flooding development.

alkali/surfactant/polymer flooding；Daqing second class oil layers；outcrop cores；adsorption and retention；ul-tra-low interfacial tension；enhanced oil recovery

TE 357

A

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1673-5005（2015）06-0171-07

10.3969/j.issn.1673-5005.2015.06.023

2014-06-11

国家自然科学基金项目（51174216）；国家科技重大专项（2011ZX05052）

刘刚（1986-），男，博士研究生，研究方向为提高石油采收率与采油化学。E-mail：cup_lg@163.com。