30 m填砂管中复合驱油体系特性对驱油效率的影响①

安晨辉

中国石油集团长城钻探工程有限公司测试公司



30 m填砂管中复合驱油体系特性对驱油效率的影响①

安晨辉

中国石油集团长城钻探工程有限公司测试公司

为更加准确地模拟油藏在长时间、大距离条件下的驱油过程，建立了一套长30 m的驱油物理模型，通过分析驱油过程中沿程压力变化来考察驱油效果。实验结果表明，从注入ASP驱油剂开始计算，注入0.5 PV时，ASP的作用才开始显现，0.9 PV时的效果最好，1.4 PV后效果开始消失；界面张力仅在较短的时间含油较少的前10%距离内能够达到超低状态，为采出程度的提高所做的贡献仅为7.7%。可见，超低界面张力所作出的贡献是有限的；驱油效率较高时，整个长填砂管中的黏度保留率相对较高，且黏度保留率最高值所处位置残余油饱和度也较高，为驱油效率的提高做了主要贡献。可见，超低界面张力状态并不是采收率提高不可或缺的因素，黏度及其保留率的作用是至关重要的。

长填砂管超低界面张力黏度保留率驱油效率

在化学复合驱的物理模拟中，很多研究人员都是在静态条件下来研究化学剂与岩石之间的相互反应和作用过程[1-2]，但此种方法不能准确模拟3元复合驱油体系中三种化学驱油剂在油藏中的动态驱替运移过程[3]。为了克服上述缺点，研究人员用一维填砂管模型或者岩心模型来研究三元复合驱油体系的驱替渗流问题[4]。由于条件限制，所采用的模型尺寸一般都比较小，原油和驱油剂运移的距离都较短，导致很多重要的物理化学现象的发生都体现得不明显[5]。复合驱油体系中的驱油剂在多孔介质中流动时，一些重要的物理化学现象如化学剂的吸附、滞留与扩散等都随着距离和驱替过程的变化而不断变化的[6-8]，不能在较短的运移距离或者较短的驱替时间内达到平衡[9]。所以，本实验建立了一套长物理模拟驱油模型(30 m)，满足了驱油过程对时间和距离的要求。在长物理模型不同位置上布置取样点以及测压点，通过实时采集样品来检测复合体系的界面张力、黏度以及浓度的变化，并且研究了复合体系在不同运移距离后的驱油效率，以此来研究复合驱化学剂在多孔介质流动过程中，其动态性能的变化及其对驱油效率的影响[10]。通过此模型研究复合体系运移过程中动态变化规律，这是存在端面效应的短尺寸物理模型无法比拟的优势[11]。希望能通过本实验为发展复合驱的物理化学渗流理论提供一定的实验基础。

1　实验部分

1.1实验装置与设备

2PB00C系列平流泵;活塞中间容器;30 m长填砂管;恒温箱;压差变送器和数据采集系统，Dionex公司的高效液相色谱仪;SVT20N视频旋转滴张力仪;MCR301界面流变仪等。

1.2模型

(1) 模型尺寸。用大庆天然油砂制作多根填砂管模型，并将多根填砂管连接制成长30 m，直径2.5 cm的长填砂管，孔隙度为28.4%，水测渗透率为858×10-3μm2。超长填砂管物理模拟装置沿程设置一系列测压点，间隔4 min自动监测，记录整个驱替过程中的压力变化；另沿程设置了一系列取样点，以备在驱替不同的时间点取样，模型管上取样点的分布见表1。

表1　取样点的分布Table1　Distributionofsamplepoints序号123456取样点距入口距离/m2.93.76.211.214.517.8

1.3实验材料

聚合物：平均相对分子质量2 500万；表面活性剂：烷基苯磺酸盐表面活性剂、鼠李糖脂生物表面活性剂；碱剂(NaOH)及其他无机盐：实验室常用的分析纯化学药品；实验用油:大庆采油二厂原油；实验用污水:大庆油田现场注入污水。

1.4实验条件

(1) 实验温度:模拟大庆油田平均油层温度(45 ℃)。

(2) 注入速度:模拟现场线性注入速度为1 m/d，折算注入流量为0.3 mL/min。

1.5驱油体系组成与性能

(1) ASP段塞：1.0%(w)碱(NaOH)+0.1%(w)烷基苯磺酸盐(有效质量分数50%)+0.1%(w)鼠李糖脂+1 600 mg/L聚合物(HPAM)；ASP复合体系的表观黏度为49.1 mPa·s,与所配制的模拟油在45 ℃下的界面张力为3.1×10-4mN/m。

(2) 后续聚合物段塞：聚合物(HPAM)：1 300 mg/L；表观黏度为50.8 mPa·s。

1.6实验方法与过程

(1) 模型抽真空、饱和模拟地层水，计算孔隙度。

(2) 45 ℃下恒温12 h后,水测渗透率。

(3) 饱和油至束缚水饱和度，计算含油饱和度，并让其充分老化。

(4) 水驱开始，并沿程记录各测压点的压力，驱油至出口含水98%,计算水驱采收率。

(5) 以长填砂管物理模型孔隙体积(Vp)为基础,注入0.3 PV的复合体系段塞,再转注入0.2 PV的聚合物保护段塞，从注入复合体系开始计算，分别在注入0.35 PV、0.55 PV、0.75 PV、1.0 PV、1.5 PV和2.0 PV时，在7个取样点(包括出口)分别取样，共取42个样。由于每个样的体积小，所有样的总体积远小于注入量，因此对模型的影响可以忽略不计，不需补充注入液体。继续后续水驱至无油,并检测不到化学剂为止,计算三元复合驱采收率。

(6) 对取出的42个样品进行界面张力、黏度等分析。

2　实验结果分析

2.1长填砂管驱油动态分析

长填砂管模型驱油动态曲线如图2所示。本研究定义采出液中油量所占的体积分数为含油率fo(fo=1-fw)，其中fw为含水率。从左数第一条竖直线表示开始注入三元复合体系的时刻，第二条竖直线表示开始注入聚合物保护段塞的时刻，第三条竖直线表示开始后续水驱的时刻。从图2可看出，含油率从2 PV时开始逐渐上升(此时三元复合体系已经注入完毕)，采油效率开始提高，在2.79 PV时达到最大含油率26.7%，随后含油率逐渐下降，最终在3.34 PV时接近0，采油效率即接近0。含油率曲线是对采出程度曲线上升趋势最好的解释，且含油率充分地反映了采油效率的变化趋势：在三元复合驱开始后，在注入2 PV到3.34 PV期间，采油效率有所提高，并在2.79 PV时刻达到最大值，此时采油效率是最高的。由此可见：自注入ASP开始计算PV数，驱油剂注入0.5 PV左右时，三元复合体系开始见效，且效果逐渐增强，并在注入0.9 PV左右时驱油效率达到最大，驱油效果达到最佳，随后效果开始逐渐减弱，并在注入ASP 1.4 PV左右时三元效果彻底消失。

2.2长填砂管中动态界面张力分布

六次取样界面张力在长填砂管中的分布如图3所示。从图3可看出，由于驱油体系在长填砂管中的扩散、吸附和滞留作用，只有第一次取样时的前10%长的填砂管的界面张力达到了超低，且这前10%长的距离是水驱效果较好的部分，即残余油较少的部分[12]。所以，此处的超低界面张力并不能驱出理想的油量。实验过程虽不是实时取样，但界面张力大致变化规律和数值范围是可信的，即能够保证界面张力超低的范围，可以确定只能在填砂管长度前10%距离左右；同时只有在短时间内即注入2.23 PV(第一次取样)驱油剂左右时能达到超低界面张力。

从图2可看出，注入2.23 PV驱油剂时(界面张力达到超低时[13])含油率为1.408%，与注入2.69 PV时的26.7%相比，驱油效率太低。从注入三元复合剂开始到第二次取样期间包含了所有界面张力超低的状态，采出程度仅从54.28%提高到了55.42%，提高了1.14个百分点，占整个三元复合驱油采收率14.8%的7.7%，即在整个三元复合驱油过程中，超低界面张力状态驱油所做的贡献最大能达到7.7%，其他部分采出程度的提高都是在非超低界面张力状态下完成的。所以，超低界面张力状态并非大幅度提高采出程度的必要条件，其为采收率的提高所做的贡献没有预想的那么大。其中，在注入驱油剂2.79 PV时含油率达到了最高26.7%。在2.79 PV左右时含油率都较高，为提高采出程度做出了主要贡献。第三次取样是注入复合剂2.65 PV时的取样，是最接近含油率最高点的取样时间，此次取样的状态可以近似看为含油率最高的状态，即图3中箭头所指曲线即为驱油效率最高的状态。可以看出，此时界面张力并没有达到超低，界面张力最低值位于大约50%处。可见，非超低界面张力时驱油效率可以达到很大，更充分说明了超低界面张力状态的非必要性[14]。

2.3长填砂管中动态黏度分布

六次取样黏度在长填砂管中的分布如图4所示，在刚开始注入三元复合剂时，在长填砂管的前端三元复合剂的浓度较高，三元复合剂段塞的前缘由于在运移过程中的稀释、吸附、滞留浓度较低[15]，再加上运移过程中的剪切作用，黏度相对浓度降低的幅度会更大。在第二次取样时就已经进行后续水驱了，黏度较第一次取样有所降低，并随着后续水驱段塞的推进，黏度曲线向长填砂管后部推进。在第三次取样对应驱油效率最高(图4中箭头所指)的时刻，通过此时黏度在长填砂管中的分布曲线可以看出，黏度最高点位于长填砂管的40%处，与图3中三次取样时最低界面张力所在的50%距离处相比，以及第三次取样的界面张力和黏度的整体分布趋势相比较可知，此时已经发生色谱分离现象。此时黏度仍大于油的黏度，且在长填砂管的20%到80%距离内，黏度都保持在较高状态，为整个长填砂管的驱油做出了贡献。

将第三次取样时的黏度分布状态与驱油效率最高点时(第三次取样)的界面张力分布状态相比可知，此时黏度为最高驱油效率做出了更大的贡献，是起主要作用的因素，超低界面张力状态只在前期较短的时间内于长填砂管的前10%距离处为化学复合驱做了仅7.7%的贡献。由此可见，应该客观地对待超低界面张力状态和驱油剂的黏弹性所发挥的作用[16]。

3　结 论

(1) 界面张力只有在注入2.23 PV时短暂的时间内于前10%长的填砂管较短的距离内达到超低状态，且为采出程度的提高所做的贡献不足7.7%；非超低界面张力时，在黏度的作用下，驱油效率也能达到很高。所以，超低界面张力状态不能作为不可或缺的追求，非超低界面张力下也是可以达到较高驱油效率的。

(2) 在驱油2.79 PV时，20%到80%长填砂管中的黏度仍保持在较高值，为采油效率能够达到最高值(26.7%)做出了主要贡献，对黏度及其保留率应该引起足够的重视。

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Experiment research on the effect of ASP system property on oil displacement efficiency in 30 m sand filling tube

An Chenhui

(WellTestCompany,CNPCGreatwallDrillingEngineeringCompanyLimited，Tianjin300452,China)

For simulating the long distance flooding process of real reservoir more accurately, the paper established a length of 30 meters flooding physical model. The model has multiple measurement points and sampling points along the way to monitor the changes of pressure and the properties of displacing agent in course of flooding. The results showed that: from the beginning of ASP flooding, when injected 0.5PV, the effect of ASP began to appear; when injected 0.9PV, the ASP showed the best results, when injected 1.4PV, the effect of ASP began to disappear; the interfacial tension could achieve ultra low status only in a short time and in the beginning of 10% distance, the contribution of improvement recovery degree is only 7.7%, it means that the contribution of ultra-low interfacial tension is limited. When the oil displacement efficiency is higher, the viscosity retention rate in the entire length tube is relatively higher, and residual oil saturation is also higher when the viscosity retention rate is the highest, which has made the major contribution to the oil displacement efficiency. Thus the ultra-low interfacial tension is not an indispensable factor to improve oil recovery, but the viscosity and its retention rate are crucial and should be taken seriously enough.

long sand filling tube, ultra-low interfacial tension, viscosity retention rate, displacement efficiency

安晨辉(1987-)，河北石家庄人，本科，初级工程师，2011年毕业于东北石油大学石油工程专业，现就职于长城钻探工程有限公司测试公司，主要从事测井工作。E-mail：335316299@qq.com

TE357.4

ADOI: 10.3969/j.issn.1007-3426.2016.05.015

2016-01-27；编辑：冯学军