聚合物/表面活性剂二元驱扩大波及体积性能

魏云云，刘建军，罗莉涛*，刘先贵，杨正明

1.中国科学院大学，北京 石景山 100190；2.中国科学院渗流流体力学研究所，河北 廊坊 065007 3.中国石油勘探开发研究院，河北 廊坊 065007；4.西南石油大学地球科学与技术学院，四川 成都 610500 5.清华大学环境学院，北京 海淀 100084

引 言

聚合物/表面活性剂二元驱利用聚合物和表面活性剂的协同效应，能够显著改善驱油效果，提高采收率[1-3]。研究聚表二元驱扩大波及体积性能对其油田现场应用有着重要的指导作用。

20世纪60年代起，国外对聚表二元驱进行了一系列的油田先导性试验，取得了显著成效，如德克萨斯州Ranger、伊利诺伊州塞利姆地区Benoist、加利福尼亚Wilmington[4-7]；20世纪 80年代，中国胜利、新疆和大庆油田也相继开展了相关研究[8-10]，自2008年，中国石油先后部署了辽河油田锦16块、新疆油田七中区、吉林油田红岗红113区、长庆油田马玲北三区、大港油田港西三区5个区块的聚表二元驱重大开发试验[11-12]，取得了显著成效，说明聚表二元驱是具有巨大发展潜力的三次采油技术[13-15]。聚表二元驱的驱油机理主要为扩大波及体积和提高驱油效率[16-17]，聚合物稠化驱油介质，减小表面活性剂扩散速度，降低其损耗[18-19]；表面活性剂乳化原油，提高驱油介质黏度，降低界面张力，提高了洗油能力[20-21]，二者协同发挥了显著提高采收率的效果。

本文针对大港油田港西三区设计了聚表二元驱微观刻蚀、层间及层内非均质平板模型驱油实验，研究了其扩大波及体积性能及对提高采收率影响，为油田现场提供了一定的技术指导。

1 实验部分

1.1 微观刻蚀模型驱油实验

（1）配液：①将航空煤油与港西三区脱气脱水原油按比例混合配制在室温下达到21.5 mPa·s（地下原油黏度）的模拟油。②港西三区现场注入水（矿化度6 726 mg/L）和地层水（矿化度13 454 mg/L）。③将表面活性剂DWS-3、现场注入水、聚合物HPAM按比例混合，配制质量分数0.2%DWS-3+1 500 mg/L HPAM聚表二元体系溶液。

（2）微观刻蚀模型：通过光学刻镀方法将天然岩芯铸体薄片上的孔隙网络结构拷贝下来，然后依次经制版、涂胶、成像、刻蚀、烧结及润湿性处理等工艺流程，完成微观刻蚀模型制作。模型尺寸为62 mm×62 mm×3 mm，平面有效尺寸为45 mm×32 mm，孔隙直径0.1～100.0µm。模型为五点井网的四分之一，在对角线处分别打一小孔，作为注入井和采出井。

（3）实验步骤：①利用真空泵对微观刻蚀模型抽真空2 h、然后对微观刻蚀模型饱和地层水24 h。②通过微量注入泵将模拟油注入微观刻蚀模型内，驱出地层水，进行饱和模拟油并稳定24 h。③以0.3 mL/min水驱油至含水率100%，形成水驱残余油。④室温下用二元体系溶液驱替残余油，在高速摄像机、显微镜、计算机下记录驱替过程。⑤记录模型整体、水驱残余油形态、模型边角局部；⑥结束时用石油醚清洗模型。

1.2 平板模型驱油实验

（1）实验液体同实验1.1；实验设备如图1。

图1 平面模型驱油实验Fig.1 Flat model oil-displacing experiment

（2）平面夹砂模型：①类型：层间非均质模型，层内非均质模型；②材料：由两块透明玻璃板胶结而成；③尺寸（边角部分除外）：厚度约2 mm，长宽18 cm×18 cm；④模拟油层：充填不同粒径石英砂来模拟港西三区不同渗透率的油层，高渗透层1 500 mD，低渗透层1 000 mD。⑤模拟油井和水井：在模型上钻孔作为注入井和采出井。⑥层间非均质模型：左侧每层一个注入口，模拟水驱和聚表二元驱的注入井，右侧每层有一个采出口，模拟水驱和聚表二元驱的油井；层内非均质模型：采用五点法井网的四分之一作为模拟对象，在四角打孔，充分饱和模拟油后将其中对角的两个钻孔关闭，另外两个钻孔模拟注入井、采油井，见图2。⑦为了避免外加示踪剂对聚表二元体系溶液性能以及油水界面的影响，利用色差来考察水驱和聚表二元驱提高波及体积的程度。模型驱油实验过程中不透光的黑色代表油，而透光的白色代表驱替液所流经的路径以及波及的区域。

图2 层间与层内非均质模型Fig.2 Interlayer and in-layer heterogeneity model

（3）层间非均质模型为垂直放置，模拟不同油层非均质驱替过程，而层内非均质模型水平放置，模拟同一油层非均质驱替过程。

（4）实验步骤：①模型干重W1。②饱和水：抽真空后饱和地层水，湿重W2，根据地层水密度，计算孔隙体积V。③饱和油：多次用模拟油驱替地层水，建立原始含油饱和度Soi。④注水：以0.3mL/min（现场油藏储层内流体运移速度2m/d）进行水驱油，记录不同时刻出口产油、产水量，计算含水率。⑤注聚表二元体系溶液：当流出液含水率为98%左右，停止注水，注入0.3 PV聚表二元体系溶液。⑥后续水驱：注完聚表二元体系溶液后，继续注水，直到流出液中含水率为98%为止，计算聚表二元驱调整后采出程度变化及残余油分布。

2 实验结果及分析

2.1 聚表二元驱扩大波及体积现象

为了能够直观定性地证实聚合物/聚表面活性剂二元驱比水驱具备更好的扩大波及体积性能，开展了聚表二元驱微观刻蚀模型驱油实验，实验现象如图3和图4。

图3 微观刻蚀模型整体Fig.3 The overall of microcosmic porous and throats model

图3为微观刻蚀模型整体图。由图3b看出，水驱后，模型整体上大部分油已经被驱出，但模型内部仍然滞留着一部分残余油。由图4看出，残余油多以6种形式存在：孔隙及喉道内壁的膜状残余油，见图4a；孔道中分散油珠态的岛状残余油，见图4b；喉道狭窄处的喉道残余油，见图4c；孔隙盲端处的盲端残余油，见图4d；孔道内长条状的柱状残余油，见图4e；孔隙各喉道连接处的簇状残余油，见图4f。由图3c看出，与水驱相比，聚表二元驱驱替出了模型内部水驱无法启动的残余油。由图3d看出，从模型整体上看，后续水驱采油效果甚微。

图4 残余油Fig.4 Residual oil

图5为微观刻蚀模型边角局部图。由图5b看出，水驱后，模型边角局部仍然滞留着较多的残余油。由图5c看出，相对于水驱而言，聚表二元驱驱替出了模型边角局部水驱无法启动的残余油。由图5d看出，与聚表二元驱相比，从模型边角看，后续水驱采油效果甚微。由此可得，与水驱相比，聚表二元驱能够进入水驱无法波及的含油孔隙区域内，并以一定的方式启动了含油孔隙区域内的残余油，进而携带出被启动的残余油，达到扩大波及体积的效果。

图5 微观刻蚀模型局部Fig.5 The local of microcosmic porous and throats mode

2.2 聚表二元驱扩大波及体积性能提高采收率

为了定量体现聚表二元驱扩大波及体积性能对提高采收率的作用效果，开展了层间非均质、层内非均质平板模型驱油实验。

2.2.1 层间非均质

实验模型上半部是高渗透层，下半部是低渗透层；模型初始含油饱和度为72%，如图6a所示。

开始水驱阶段，见图6b～图6g。开始注水时，由于高渗透层的渗流阻力较小，注入水优先进入渗流阻力较小的高渗透层，见图6b；继续水驱，由于油水黏度比增大，使得高渗透层的渗流阻力变大，有部分注入水进入低渗透层，见图6c；继续水驱，注入水在高低渗透层之间交替进入，使得整个模型的水驱效率都提高了，见图6d～图6f；水驱结束时，由于油水黏度比增大，导致出现注入水突进、后续注入水绕流现象，造成高渗透层中残留下成片残余油，见图6g。

聚合物/表面活性剂二元驱注入阶段，实验现象见图7a～图7d。开始时，聚表二元体系溶液进入高渗透层较多、低渗透层很少，见图7a；继续二元驱，由于二元体系溶液黏度较大，对高渗透层产生一定程度的封堵，使得高渗透层的渗流阻力变大，迫使后续二元体系溶液开始进入渗流阻力较小的低渗透层，见图7b；继续二元驱，在二元体系溶液的前缘形成原油富集带即油墙，在整体油墙向前推进的过程中，被携带的残余油向油井方向运移，见图7d。

图7 层间非均质模型聚表二元驱阶段Fig.7 SP binary flooding stage for interlayer heterogeneity model

后续水驱阶段，见图8a～图8g。在模型中吸附和滞留的二元体系溶液随着后续水驱向前运移，高渗透部分内油墙被迅速推进，低渗透部分内油墙被缓慢推进；待高渗透部分内油墙采出后，仍滞留在高渗透部分内的二元体系溶液对高渗透部分产生一定的封堵作用，改善了层间非均质性，迫使后续注入水进入低渗透部分推进油墙，见图8a～图8e；待低渗透部分内油墙采出后，模型中二元体系溶液也所剩无几，采收率由快速上升逐渐趋于平稳，继续水驱采油效果甚微，见图8f～图8g。

图8 层间非均质模型后续水驱阶段Fig.8 Water flooding stage in the last for interlayer heterogeneity model

2.2.2 层内非均质

实验模型左下部为高渗透部分，右上部为低渗透部分；模型初始含油饱和度74.3%，见图9a。

开始水驱阶段，见图9a～图9e。开始注水时，注入水优先进入高渗透部分，同时由于模型在高低渗透部分之间存在一个高渗透条带，由此部分注入水也沿着这条带向前窜流，见图9b；继续水驱，注入水主要驱使高渗透部分及沿条带区域的油向前运移，而对低渗透部分的油波及较少，见图9c；继续水驱，在高渗透部分的波及体积进一步扩大，而在低渗透部分的波及体积仍很小，见图9d～图9e。

图9 层内非均质模型开始水驱阶段Fig.9 Water flooding stage in the beginning for in-layer heterogeneity model

聚表二元驱注入阶段，见图10a～图10d。开始时，由于二元体系溶液的黏度比注入水大，导致高渗透部分的渗流阻力突增，部分二元体系溶液开始进入渗流阻力较小的低渗透部分，见图10a；继续二元驱，在高渗透部分形成了明显的油墙，在低渗透部分形成了微弱的油墙，在整体油墙向前推进的过程中，被携带的残余油向油井方向运移，见图10b～图10c。由于渗透率级差较大，造成二元体系溶液进入高渗透部分较多，见图10d。

图10 层内非均质模型聚表二元驱阶段Fig.10 SP binary flooding stage for in-layer heterogeneity model

后续水驱阶段，见图11a～图11g。在模型中吸附和滞留的二元体系溶液随着后续水驱向前运移，高渗透部分内油墙被缓慢推进到油井，见图11a～图11e，同时二元体系溶液对高渗透部分产生一定的封堵，改善了层内非均质性，迫使后续注入水进入渗流阻力更小的低渗透部分内驱替残余油，并在低渗透部分产生较弱的局部突进现象，待低渗透部分出现见水现象后，采收率由快速上升逐渐趋于平稳，继续水驱采油效果甚微，见图11e～图11g。

图11 层内非均质模型后续水驱阶段Fig.11 Water flooding stage in the last for in-layer heterogeneity mode

对于层间非均质平板模型，水驱采出程度61.5%，总采出程度75.8%，二元驱提高采收率14.3%。对于层内非均质平板模型，水驱采出程度55.4%，总采出程度68.8%，二元驱提高采收率13.4%。二元体系溶液对高渗透部分产生一定的封堵，改善了层内、层间非均质性，迫使后续注入水进入渗流阻力更小的低渗透部分内驱替残余油，达到扩大波及体积的效果，进而聚表二元驱通过扩大波及体积性能显著提高了采收率。

2.3 聚表二元驱扩大波及体积性能提高采收率原理

原油采收率公式如式（1），化学驱后，经式（2）～式（4）转换变为式（5）。

式中：

ER-原油采收率，无因次；

NR-采出储量，m3；

N-地质储量，m3；

AV-驱替液启动油层面积，m2；

hV-驱替液启动油层厚度，m；

Soi-原始含油饱和度；%；

Sor-剩余油饱和度，%；

Ao-油层原始面积，m2；

ho-油层原始厚度，m；

ED-驱油效率，无因次；

EV-波及系数，无因次。

由式（5）可见，采收率主要受到波及系数和驱油效率的影响。与水驱相比，聚表二元驱扩大波及体积机理：聚表二元驱通过聚合物增加驱替液黏度，因其黏度的增加，造成其较多地吸附及滞留在孔隙内，降低驱替液的相渗透率，驱替液流度减小；而聚表二元驱对油的黏度影响很小，油聚集在驱替液前缘，油相渗透率增加，油相流度增大；由此流度比（见式（6））减小。从而调整了吸液剖面，改善了层间、层内非均质性，减弱或防止了驱替液沿某一层或层内的某一段向前突进，克服了注水指进，增加了吸水厚度，扩大了波及体积，提高了波及系数，进而提高采收率。

式中：

MWO-水油流度比，无因次；

λw-水相流度，mD·mPa-1·s-1；

λo-油相流度，mD·mPa-1·s-1；

Kw、Ko-水相、油相有效渗透率，mD；

Krw、Kro-水相、油相的相对渗透率，无因次；

µw、µo-水相、油相黏度，mPa·s。

3 结 论

（1）残余油多以6种形式存在：孔隙及喉道内壁的膜状残余油；孔道中分散油珠态的岛状残余油；喉道狭窄处的喉道残余油；孔隙盲端处的盲端残余油；孔道内长条状的柱状残余油；孔隙各喉道连接处的簇状残余油。

（2）与水驱相比，微观上，聚表二元驱能够进入水驱无法波及的含油孔隙区域内，并以一定的方式启动了含油孔隙区域内的残余油，进而携带出被启动的残余油；宏观上，其对高渗透层产生一定程度的封堵，使得高渗透层渗流阻力变大，迫使其进入渗流阻力较小的低渗透层内驱替残余油；具备显著的扩大波及体积性能。

（3）相比于水驱，聚表二元驱依靠聚合物增加了驱替液的黏度，造成其较多地吸附并滞留在储层孔隙内，进而降低了驱替液的相渗透率，最终导致驱替液的流度减小；而聚表二元驱对油的黏度影响程度很小，油聚集在驱替液的前缘，油相的渗透率增加，油相的流度增大；由此驱替液与油相之间的流度比减小。从而聚表二元驱调整吸液剖面，改善层间、层内非均质性，减弱或防止驱替液沿单层或层内某段向前突进，克服注水指进，增加吸水厚度，扩大波及体体积，提高波及系数，提高采收率。

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