聚表剂驱提高采收率机理实验——以大庆长垣油田为例

于倩男，刘义坤，梁爽，谭帅，孙智，于洋

（1.广东石油化工学院机电工程学院，广东茂名 525000；2.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆 163318；3.四川大学化学工程学院，成都 610065；4.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163002）

0 引言

老油田剩余储量相当可观，可预见的未来一段时间内老油田仍将是石油开发的主力[1]。化学驱已经成为老油田挖潜的常用技术手段，并取得了良好的开发效果[2]。目前老油田化学驱药剂种类繁多，单一功能化学剂的应用仍存在不同程度的弊端，适用性受限；复合化学驱体系中多种化学剂复合应用的协同效应作用发挥困难[3]，兼具聚合物和表面活性剂优良特性的聚表剂可满足老油田提高采收率的需求[4]。

聚表剂的药剂开发、室内研究及矿场应用已有10余年，以往的实验研究侧重于聚表剂的性能与应用效果的评价，聚表剂的黏度特性和驱油效果得到广泛测试，在聚表剂的物理化学性质、流动特征和提高采收率效果等方面取得了一些基础认识[5-6]，但提高采收率机理方面的研究并不完善，有待更为深入、系统地研究。

本文以大庆长垣油田适用的新型聚表剂为例，以物理化学和油藏工程理论为指导，利用检测分析和现代物理模拟技术手段，开展聚表剂驱提高采收率机理实验，探索聚表剂驱的基础理论，为老油田提高采收率提供技术支持。

1 聚表剂的性质和特征

聚表剂的性质和特征是聚表剂驱提高采收率的主控因素，明确聚表剂的性质，分析聚表剂与其他化学剂的差异，是确定聚表剂驱提高采收率机理的前提。

1.1 聚表剂的分子组成与结构

聚表剂是以丙烯酰胺、丙烯酸钠碳氢链为骨架，引入树枝状疏水单体、烷基磺酸盐表面活性剂单元、非离子型活性硫化物单元、阳离子型Gemini表面活性剂单元和阳离子型季胺盐表面活性剂单元等活性功能基团（见图1），利用多种活性功能基团多元接枝共聚形成多功能活性聚合物。大庆长垣油田适用的新型聚表剂针对该油田的储集层和流体性质研发、改进而来，与其他聚表剂相比，其相对分子质量大小、活性功能基团的类型、位置及数量存在较大差别。

红外光谱可表征有机分子骨架结构和特征官能团，大庆长垣油田适用的新型聚表剂的红外光谱图（见图2）中同时出现了磺酸盐、醚键、甲基和亚甲基的特征吸收峰，亲水基团与亲油基团同时存在表明聚表剂具有两亲结构。红外光谱中存在聚合单体残留引起的烯烃双键特征吸收峰，可知聚表剂生成过程中存在聚合效应。

图1 聚表剂分子结构示意图（R表示—OR、—NHR、—RSH、—(EO)n(PO)mR、—RSO3Na或相应的活性功能基团）

图2 聚表剂红外光谱图

1.2 聚表剂的基础物理化学性质

大庆长垣油田适用的新型聚表剂物理化学性质检测结果（见表1）表明聚表剂溶解性能好，溶解速度快，聚表剂的初期水解速度很快，一定水解程度后水解速度变缓，反应速度下降，平衡时水解度为21.5%。聚表剂溶液黏度水平较高，质量浓度800 mg/L的聚表剂溶液稳定后黏度大于等于42.3 mPa·s。

表1 聚表剂基础物理化学性质表

1.3 聚表剂与其他化学剂的特性差异

聚表剂是一种多功能活性聚合物，结构差异使聚表剂的性能与普通聚合物存在很大不同。引入的活性功能基团使聚表剂兼具聚合物和表面活性剂特性，但聚表剂与聚合物-表面活性剂二元复合体系差异巨大。

开展室内实验测试聚表剂、普通聚合物和聚合物-表面活性剂二元复合体系（简称“二元体系”）的性质差异，实验药剂中大庆长垣油田适用的新型聚表剂的相对分子质量为1 250×104；普通聚合物选用聚合物驱中常用的部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量1 300×104；二元体系中聚合物同样选用相对分子质量为1 300×104的部分水解聚丙烯酰胺，表面活性剂选用重烷基苯石油磺酸盐，质量分数为0.3%；实验用油由脱气原油与煤油按比例（通常为1∶3至1∶9）混合而成，地层温度条件下黏度为 9.8 mPa·s；实验用水矿化度为3 700 mg/L，离子组成参照大庆长垣油田（典型特高含水老油田区块）注入水。测试设备主要包括 Hitachi S-3400N扫描电镜、Brookhaven BI-200SM广角动/静态激光散射仪、Brookfield DV-II+PRO布氏黏度计、HJ-6型多头磁力搅拌器及恒温箱、电子天平、烧杯和试管等。渗流及驱替实验装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。

1.3.1 分子聚集特征

扫描电镜图（见图3）表明普通聚合物、二元体系和聚表剂的分子聚集形态具有较大差异。

图3 不同化学剂分子聚集形态扫描电镜图

①普通聚合物分子呈现长链结构，长链互相缠结形成无规则的空间立体网状结构。强静电斥力使分子链舒展，形成网状结构的主干与分支。聚合物分子链分布较均匀，分子线团尺寸为0.06～1.30 μm。②二元体系中表面活性剂的离子压缩聚合物分子线团使得空间骨架稀疏，同时分子间热运动加剧增大分子流体力学直径，复合体系线团分子的线团尺寸为 0.06～3.50 μm。③聚表剂分子比普通聚合物分子链更为粗壮，分子间的缔合、交联作用强，以小聚集体聚合方式存在，因此聚表剂分子聚集体呈区域性网状聚集态。聚表剂分子链分布范围较广，分子线团尺寸为1.7～5.7 μm。

采用美国Brookhaven BI-200SM型广角动/静态激光散射仪系统测试并比较聚合物、二元体系和聚表剂的分子线团尺寸（Dh值）。相同质量浓度的3种化学剂的测试结果（见图4）表明，聚表剂Dh值最大，分布最分散；其次为二元体系；聚合物Dh值最小并与二元体系相近，但远小于聚表剂，分布最为集中。聚表剂溶液中同时发生大范围的分子内和分子间交联反应，分子聚集使得分子线团尺寸最大。

1.3.2 黏度性能

与普通聚合物和二元体系相比，聚表剂具有更强的增黏作用（见图5）。相同质量浓度条件下聚表剂黏度最大，由于表面活性剂基团的存在，聚表剂中形成的支化、交联分子结构使得黏度增大；聚合物的黏度最小；二元体系黏度稍大于聚合物黏度，表面活性剂的存在使二元体系中开始产生胶束，形成聚合物-表面活性剂络合物，使分子流体力学体积增大，黏度小幅度增加。另外，3种化学剂的黏度均随浓度的增加而增大，浓度升高时，聚表剂黏度的增幅最大，其次是二元体系，普通聚合物的黏度增幅最小。

图4 化学剂Dh分布曲线

图5 化学剂质量浓度-黏度曲线

剪切速率对黏度的影响测试表明（见图6），3种化学剂在最初很小的剪切速率范围内（0.1 s-1以内），黏度随剪切速率增加而增大，超过该范围后，黏度随剪切速率增加而减小。由于剪切过程中体系形成的粒子簇较大且空间网络结构稳定性差，聚表剂剪切增稠和剪切变稀的现象都更明显。

图6 化学剂黏度与剪切速率的关系

1.3.3 流动能力

利用相同渗透率的岩心和相同浓度的 3种化学剂溶液开展驱替实验，实验中岩心采用石英砂环氧树脂胶结人造长方体岩心，尺寸为45 mm×45 mm×300 mm，气测渗透率为 1 000×10-3μm2，化学剂质量浓度为1 000 mg/L。建立如图7所示的传输运移能力实验模型，在恒定0.3 mL/min注入速度条件下，测量岩心入口端、三等分处和出口端的压力，比较驱替结束时岩心不同部位的压差变化，进而评价传输能力。

图7 传输运移能力实验模型

测试结果（见表2）表明，普通聚合物溶液驱替岩心的前、中、后部分压差较小，其传输运移能力较强，岩心中仅有少量聚合物溶液均匀滞留。聚表剂分子线团尺寸大，岩心各部位压差差异较大，前1/3部分的压降远大于其他部分，相应的滞留量最大，甚至可能存在岩心注入端面堵塞状况，表明聚表剂传输和运移能力较差。二元体系岩心前部及中部压差小于聚表剂且大于普通聚合物，传输能力介于两者之间。

表2 测压点压差测试数据

普通聚合物溶液中分子链柔性较强，后续水驱时被孔隙喉道捕集的分子很多可以被采出，流动阻力减小，因此普通聚合物溶液阻力系数和残余阻力系数最小（见表3）。聚表剂分子聚集体过大，实验中甚至会出现岩心端面堵塞的情况，导致注入压力较高，因此聚表剂溶液阻力系数最大。二元体系的流动阻力略大普通聚合物且远小于聚表剂，流动性能位于二者之间。

表3 阻力系数和残余阻力系数测试结果

2 聚表剂驱提高洗油效率机理

聚表剂是兼备聚合物和表面活性剂功能的单一化学剂，可以在较低相对分子质量、较低浓度水溶液中实现黏度与活性的结合，发挥黏弹特性的积极作用，同时改善界面化学性质，进而提高洗油效率。

2.1 增黏特性及黏弹性的积极作用

聚表剂溶液具有较好的增黏性，聚表剂与油的界面黏度远大于水与油的界面黏度，聚表剂与油的剪切应力大于水与油的剪切应力，此时剪切运动方向上产生的对油膜的拉力使得聚表剂溶液具有携带油的能力[7]。具有黏弹性的聚表剂溶液流经多孔介质时产生一种垂直于驱替方向的法向应力，此时黏弹性聚表剂溶液具有拉动后面和侧面的油流动的能力[8-9]。聚表剂的携带和拉动油的2种能力协同作用（见图8），可使原本无法启动的残余油重新启动，这是聚表剂驱提高洗油效率的机理之一。

图8 增黏特性及黏弹性的作用示意图

采用大庆长垣油田适用的新型聚表剂及与聚表剂性质和特征测试中相同的测试设备，开展聚表剂的黏弹性测试。

2.1.1 增黏性能

黏度及黏度稳定性、抗剪切性、抗盐性测试结果表明，聚表剂具备较好的增黏性能与黏度保持性能。聚表剂溶液动态黏度测试结果（见图9）表明聚表剂增黏性能强，聚表剂溶液动态黏度较高。聚表剂分子间自交联能力强，易形成相对独立的分子聚集体，致使聚表剂溶液表观黏度波动较大，且波动具有规律性。

图9 聚表剂溶液动态黏度变化曲线

由于聚表剂合成过程中引入了易氧化基团，通过自身氧化有效分解过氧化物，聚表剂具有较强的抗氧化能力。稳定性测试结果（见图10）表明，100 d后聚表剂溶液黏度与初始黏度相比变化较小。

图10 聚表剂溶液黏度稳定性曲线

地层水中矿物质对化学剂分子产生影响，矿化度增大，化学剂分子间斥力减弱，分子链伸展程度降低，分子链变卷曲，溶液黏度降低。测试表明（见图11），测试矿化度达到10 000 mg/L时，聚表剂体系黏度保留率仍高于75%，因此聚表剂有一定的抗盐能力。

图11 聚表剂溶液黏度与矿化度关系曲线

测试并对比聚表剂溶液剪切前与剪切后放置90 d的黏度保留率（见图12），因聚表剂分子间作用力强，剪切前、后聚表剂体系的黏度保留率皆大于100%，说明剪切后体系仍具有黏度恢复能力。

2.1.2 黏弹性性能

稳态剪切实验和动态力学实验测试结果表明，聚表剂溶液具备较好的黏弹性能与变形能力。由稳态剪切实验结果（见图6）可知，剪切速率小于0.1 s-1时，聚表剂黏度随剪切速率的增加而增加；剪切速率大于0.1 s-1时，聚表剂黏度随剪切速率的增加而降低。

图12 聚表剂溶液剪切前、后黏度随时间变化曲线

动态力学实验结果（见图13）表明，小振幅振荡剪切条件下，聚表剂体系耗能模量和储能模量随角速度增加而上升。耗能模量表示流体变形过程中能量的消耗，体现了流体的黏性特性；储能模量表示流体形变过程中能量的储存，体现了流体的弹性特性。角速度较低时耗能模量大于储能模量，聚表剂溶液的黏性效应大于弹性效应，聚表剂溶液以黏性流动为主；角速度大于一定值后，储能模量大于耗能模量，此时聚表剂溶液以弹性流动为主。

图13 聚表剂溶液模量与角速度关系曲线

具有第一法向应力差是黏弹性流体的主要特征。第一法向应力差随剪切速率变化趋势可以反映驱替液弹性的大小。随着剪切速率的增加，聚表剂溶液第一法向应力差呈近似线性上升（见图14），聚表剂溶液黏弹性大幅增强。

2.2 界面化学性质的改善

驱替过程中的界面化学性质是指驱替相和被驱替相界面体系的物理化学特征，界面化学性质的变化将影响驱替的物理化学过程及规律，聚表剂能改善油水界面化学性质，进而提高微观洗油效率。采用大庆长垣油田适用的新型聚表剂及 TX550A型旋滴法界面张力仪和OCA20视频光学接触角测量仪等实验仪器，开展界面张力和润湿性等测试实验。

图14 聚表剂溶液第一法向应力差与剪切速率关系曲线

2.2.1 界面张力降低

聚表剂中不同亲性基团趋向溶于相近极性溶液，油水两相界面上溶液极性差减小，两相性质差异减小，表面能降低，界面张力降低，吸附在储集层岩石表面的原油更易溶解于驱替相中，进而提高洗油效率[10]。

聚表剂溶液界面张力测试结果（见图15）表明，随着聚表剂质量浓度的增加，聚表剂驱模拟采出液的油水界面张力先快速降低，随后降速变小。但高浓度的聚表剂溶液仍难以达到超低界面张力水平，因此降低界面张力并非聚表剂驱大幅提高采收率的主要机理。

图15 聚表剂溶液界面张力与质量浓度关系

2.2.2 原油乳化作用

聚表剂驱过程中，聚表剂分子在油水界面定向吸附，界面张力降低使得原油在水中更易分散，流体在剪切作用下，与聚表剂动态接触的被拉长变形的残余油形成稳定的水包油乳状液[11]。乳化过程中的溶解现象具有增溶作用（见图16）。聚表剂改变原来油/水界面膜性质，并形成聚表剂/油界面膜，界面膜的弹性增大，残余油在孔隙壁上的附着力减弱，利于残余油的变形、脱落和乳化。同时界面膜降低了残余油重新附着的可能，使得乳液具有一定的稳定性。在非超低界面张力下，聚表剂的乳化性能是提高洗油效率的重要特性。以往化学驱大都追求超低界面张力以大幅度提高采收率，乳化作用对提高采收率的影响未得到足够重视。

图16 聚表剂乳化增溶作用示意图

将聚表剂溶液与原油置于45 ℃恒温箱3 h，再用预热并恒温 45 ℃处理后的均化仪专用杯称取体积比为1∶1的聚表剂溶液和原油，将混合液体用均化仪均化，高速搅拌下原油可被完全乳化。制备均一乳状液体系，静置一段时间后观察油水界面变化及乳状液是否有水析出，利用开始析水的时间及析水率分析聚表剂的原油乳化能力，开始析水时间越大，析水率越小，则乳状液稳定性越高，表明聚表剂的乳化能力越强。测试结果（见图17）表明，开始析水时间为48 h左右，稳定约 6 d后仍能维持乳化状态，最终最大析水率为63%，表现出较好的乳化能力。

图17 乳状液析水率随时间的变化规律

2.2.3 润湿性向亲水方向转变

储集层岩石润湿性影响毛管压力和相对渗透率，润湿性向亲水转变，毛管压力减小，甚至转向驱替方向，驱替阻力减小（见图18）。润湿性向亲水转变，原油与岩石表面接触角减小，黏附力降低，油水相对渗透率向有利于油流动方向改变。

聚表剂驱后润湿角有所降低，降低幅度随浓度增大而增加，润湿性有向亲水方向转化的趋势（见图19）。表面活性剂单元的引入使得聚表剂吸附在油藏岩石表面，润湿性由亲油性向亲水方向转变，甚至变为水湿。非超低界面张力条件下，聚表剂使储集层岩石润湿性向亲水方向转变对提高洗油效率具有一定的作用[12]。

图18 润湿性向亲水方向转变示意图

图19 不同质量浓度聚表剂溶液驱替前后润湿角

3 聚表剂驱扩大波及体积性能评价

聚表剂优良的扩大波及体积性能是聚表剂驱提高采收率重要机理。首先测试聚表剂的流度控制性能，分析聚表剂流度控制作用扩大微观波及体积的机理；然后微观上利用蚀刻模型开展微观模拟实验，观察聚表剂驱扩大波及体积现象。另外从宏观上分析聚表剂乳化封堵进而扩大波及体积的模式，开展聚表剂封堵效果实验，评价聚表剂驱扩大波及体积性能。

3.1 聚表剂的流度控制作用

流度控制指化学驱中控制驱替体系流度接近于或小于被驱替流体流度，是所有通过提高驱替体系黏度化学驱提高采收率的基本原理。

3.1.1 流度控制作用扩大波及体积机理

聚表剂的动态增黏作用使得驱替相黏度增加，流动阻力增大，驱替相流度减小；同时聚表剂驱对油的黏度几乎无影响，油相渗透率增加，油相流度则相应增大；因此流度比减小，进而扩大波及体积[13]。

利用阻力系数进一步评价化学剂的流度控制作用，在含油孔隙中油、水黏度变化不大的前提下，阻力系数越大则流度控制作用越强。不同渗透率级别岩心测试结果（见表4）表明阻力系数随聚表剂浓度升高而增加，因此高浓度聚表剂溶液具有更强的流度控制能力。浓度升高，聚表剂溶液黏度增大，驱替相流动能力降低，流动速度减缓，流度控制作用明显。渗透率小的岩心对聚表剂的机械捕集作用更强，则阻力系数更大。

表4 聚表剂溶液阻力系数测试结果

3.1.2 流度控制作用对采收率的贡献率

聚表剂兼具增黏特性和表面活性，增黏特性带来的流度控制作用可增大波及系数，表面活性可提高洗油能力进而提高洗油效率，二者对聚表剂驱提高采收率皆有所贡献。

选用与聚表剂黏度相等的有机铬交联聚合物开展驱油实验，分析聚表剂驱中流度控制和洗油能力对提高采收率的影响。实验采用石英砂环氧树脂胶结人造岩心，尺寸为300 mm×45 mm×45 mm，气测渗透率为200×10-3μm2；模拟温度为 45 ℃，地层水矿化度为3 700 mg/L；实验用油为脱水原油与煤油混合的模拟油，黏度为9.8 mPa·s。

两种化学剂黏度相似，流度控制能力近似相同，则可认为采收率的差异由洗油能力贡献差异造成。将有机铬交联聚合物驱替的采收率增幅与聚表剂驱的采收率增幅的比值定义为聚表剂驱流度控制对采收率的贡献率，流度控制对采收率的贡献率计算结果见表5。

结果表明，水驱采收率平均为23.67%，随有机铬交联聚合物和聚表剂溶液的黏度增大，流度控制作用增强，波及系数变大，采收率大幅度增加。流度控制作用对采收率的贡献率大于76%，聚表剂驱中流度控制作用对采收率贡献率要远大于洗油能力的贡献率，且流度控制作用贡献率随黏度增大进一步提高。

表5 聚表剂溶液流度控制提高采收率贡献率测试结果

3.2 扩大波及体积现象的微观模拟

微观上，流度控制能力使聚表剂可驱替水驱无法波及的含油孔隙内的残余油。为直观地认识聚表剂驱扩大波及体积现象，开展微观蚀刻模型聚表剂驱油实验，利用显微镜观察并记录驱替过程，定性比较并定量分析剩余油的微观分布规律及聚表剂驱的波及状况。

利用光学刻镀方法复制大庆长垣油田天然岩心铸体薄片上的孔隙网络结构，经制版、涂胶、成像、刻蚀及烧结工艺流程，制备微观蚀刻模型。模型为五点法井网的1/4注采单元，对角线处打孔作为注采井点。模型平面有效尺寸为 45 mm×45 mm，孔隙直径0.1～100.0 µm。

实验步骤：微观蚀刻模型抽真空后饱和地层水，之后通过微量泵饱和模拟油；利用恒压恒速泵水驱油至含水率100%，形成水驱残余油；室温下用聚表剂溶液驱替残余油，之后开展后续水驱，直至没有油采出为止。用显微镜和高速摄像机记录驱替过程，并比较油水分布状况。

微观模型中油水分布状况（见图20）表明，水驱后一定比例的油被驱出，但非主流线区域仍然滞留有大量水驱无法启动的残余油，尤其边角处残余油富集（见图20b红色箭头所指处）。聚表剂驱后模型内部边角处残余油大幅度减少（见图20c红圈位置），表明聚表剂能进入水驱无法波及的含油孔隙内，启动区域内的残余油并携带采出。后续水驱后模型整体的油水分布状况几无改变（见图20d），可见后续水驱采油效果甚微。

图20 不同驱替阶段的油水分布状况

将微观蚀刻模型平面划分网格，计算波及面积比例（见表6），水驱后模型整体波及面积比例为22.3%，注入聚表剂后波及面积比例大幅增加至69.8%，相比水驱，聚表剂驱增加波及面积比例47.5%，后续水驱后波及面积比例为72.3%，仅增加2.5%。

表6 不同驱替剂各阶段波及面积比例

3.3 乳化封堵扩大宏观波及体积

3.3.1 乳化封堵扩大宏观波及体积模式

聚表剂驱注入初期，聚表剂黏度较低，溶液易进入地层深部；随着溶液在地层中的运移和时间的推移，聚表剂的自交联特性发挥作用，聚表剂溶液黏度逐渐恢复，在驱替前缘形成黏度较高的聚表剂溶液段塞（见图21）。同时，聚表剂的强乳化作用使得原油乳化形成高黏乳状液，乳状液随注入体系推进、聚集、滞留形成大体积的乳化油富集区，进一步大幅度增加驱替前缘渗流阻力。高黏度聚表剂溶液段塞和乳化油富集区混合形成了具有封堵作用的高黏封堵条带。

封堵条带黏度大但整体强度不高，在后续注入水的推动下缓慢向地层深部移动，这种动态过程能更大限度地扩大波及程度，扩大注入体系的宏观波及体积。

图21 乳化封堵扩大宏观波及体积模式

3.3.2 聚表剂乳化封堵效果实验

采用不同渗透率级别岩心并联模拟地层纵向非均质状况，建立低渗-中渗-高渗3层岩心并联模型（见图22），每层采用2块相同渗透率岩心并联以明确同层内动用状况的差异。实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，尺寸为300 mm×45 mm×45 mm，气测渗透率分别为 100×10-3，200×10-3，1 000×10-3μm2，代表渗透率差异。

油水饱和度测量采用四电极探针，每块岩心设置6组油水饱和度测量探针。模拟油层温度45 ℃；地层水矿化度3 700 mg/L；实验用油为电脱水油与煤油的混合物，黏度 9.8 mPa·s。单块岩心抽真空饱和水后，利用模拟油驱替地层水饱和模拟油，采用恒速法开展驱替实验，注入速度1.2 mL/min，水驱至含水100%后注入1.0倍孔隙体积聚表剂段塞，后续水驱至无油采出。

实验结果（见图23）表明，水驱后注聚表剂初期注入压力突增，表明聚表剂的增黏作用使得驱替体系阻力增加。注入压力短时间内小幅平稳增加后持续大幅度震荡升高，表明了聚表剂的乳化封堵作用效果显现。整个驱替过程采出程度上升同时含水下降，说明高渗层中水驱形成的优势通道得到封堵，中低渗层开始动用。总注入量达到约2.88倍孔隙体积后，聚表剂驱段塞突破采出端，压力下降，含水上升。

图22 高中低渗3层6块岩心并联模型示意图

图23 岩心并联驱替实验注采动态

利用模型预置电极测量油水饱和度，绘制不同驱替阶段含油饱和度的垂向分布（见图24）：①随注入水量增加，高饱和度前缘逐渐推进至采出端（见图24a），高渗层水洗状况较好，平均饱和度低，而中低渗层饱和度较高。中低渗层靠近采出端区域含油饱和度几乎无变化，说明该处未被波及。②注入0.1倍孔隙体积聚表剂溶液后，中渗层采出端的饱和度场发生变化，含油饱和度有所降低（见图24b），流度控制作用下中渗层开始动用，其他区域含油饱和度变化仍较小。③注入0.3倍孔隙体积聚表剂溶液后，注入压力开始大幅上升，同时模型整体饱和度下降（见图24c）。中渗层采出端含油饱和度进一步下降，但仍处于高含油饱和度区域。④注入0.5倍孔隙体积聚表剂溶液后，注入压力平稳缓步上升，中低渗层位含油饱和度下降同时模型整体饱和度下降（见图24d），聚表剂的提高洗油效率作用效果显现。⑤注入0.7倍孔隙体积聚表剂溶液后，中渗层高含油饱和度位置不再变化，含油饱和度维持稳定。注入压力大幅度增加，低渗层含水饱和度开始上升（见图24e），此时聚表剂乳化封堵作用效果显著，中高渗透层的中部堵塞，低渗层启动。⑥注入1.0倍孔隙体积聚表剂溶液后，低渗层含油饱和度大幅度降低，高含水区向采出端推进（见图24f）。模型整体饱和度进一步小幅度下降。⑦后续水驱至出口端无油采出后，油水分布几乎再无变化（见图24g）。

图24 不同驱替阶段的含油饱和度分布状况

4 结论

聚表剂是高含水老油田适用的新型化学驱油剂，兼具增黏能力和表面活性。基于大庆长垣油田适用的新型聚表剂的测试结果表明：聚表剂的分子聚集性能、黏度性能和流动能力等与普通聚合物、聚合物-表面活性剂二元体系存在显著差异，聚表剂的分子线团尺寸更大，黏度及增黏性能更强，传输和运移能力较差。

聚表剂溶液具备较好的增黏与黏度保持性能，同时拥有黏弹性与变形能力，可发挥增黏和黏弹性积极作用；聚表剂可改善界面化学性质，降低油水界面张力，使储集层岩石的润湿性向亲水方向转变，同时可乳化原油形成相对稳定的水包油乳状液，在非超低界面张力条件下，乳化性能是提高洗油效率的重要特性。

聚表剂驱扩大波及体积提高原油采收率机理表现为 2个方面：微观上，聚表剂具有流度控制作用，可进入水驱未波及的含油孔隙驱替残余油，且流度控制作用对提高采收率的贡献远大于其洗油能力；宏观上，聚表剂具备乳化封堵能力，高渗透层位中注水形成的优势通道被乳化封堵，注入流体转向进入渗流阻力较小的中低渗区，扩大波及体积。

符号注释：

Dh——分子线团尺寸，nm；l，m，n——聚表剂分子聚合度，无因次；p1——第1个3等分处压力，MPa；p2——第2个3等分处压力，MPa；pc1——聚表剂驱前毛管压力，MPa；pc2——聚表剂驱后毛管压力，MPa；pin——入口端压力，MPa；pout——出口端压力，MPa；Δp——驱替压差，MPa；θ1——聚表剂驱前润湿角，（°）；θ2——聚表剂驱后润湿角，（°）。