一种耐高温复合驱油体系性能室内检测

熊 煜，赵国翔，张 博

（1.中国石油长庆油田分公司第十一采油厂，陕西西安 710000；2.中国石油长庆油田分公司第六采油厂，陕西西安 710000）

安塞油田自1989 年注水开发以来，历经20 多年，逐步形成了具有安塞特色的低渗透油田开发技术体系，有力支撑了安塞油田的发展。现有技术很难大幅度提高油田采收率，为提高驱油效率，动用剩余油开展了两项攻关技术[1]：（1）堵水调剖。但堵水调剖后注水压力上升，重复调剖提压空间受限，施工难度较大。且调剖堵剂封堵了裂缝、大孔道，必然也会进入低渗、细小孔隙中，造成地层伤害，后续注入无法将这部分剩余油有效的驱替。（2）表面活性剂驱油，注入过程中发现，随着注水开发的深入，裂缝不断开启并动态延伸，措施效果较差。急需探索一种适合安塞油田长6 油藏的复合驱油体系，兼具一定的耐高温能力、堵塞能力和较好的驱油能力，在扩大波及体积的情况下高效驱油[2]。

1 实验部分

实验材料：安塞油井地层水、安塞油田现场原油、AHPM-5EM 复合驱油剂、甜菜碱表面活性剂驱油剂和聚合物PAM-3（注：AHPM-5 聚合物和油酸酰胺甲基羟丙基氯化铵复配所得复合驱油剂命名为AHPM-5EM）。

实验仪器：复杂流变仪（MARS201700，美国热电）；TX-500C 旋转滴界面张力仪；六速旋转黏度计（ZNND，青岛照相机总厂）；电子分析天平（上海良平有限公司）；电恒温水浴锅（DK-97-ⅡA，天津泰斯特仪器有限公司）；烧杯（500 mL、250 mL）；量筒（500 mL，100 mL）；温度计、秒表、具塞量筒。

2 耐高温复合驱油体系性能评价

2.1 耐高温复合驱油体系的界面张力评价

用地层水配制0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.4 %、0.5 %的AHPM-5EM 复合驱油剂水溶液，用旋滴界面张力仪测定其在70 ℃和80 ℃下与安塞原油的界面张力[3-6]。

2.2 耐高温复合驱油体系的乳化性能评价

用25 mL 的具塞比色管，将用地层水配制好浓度为0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.4 %、0.5 %的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液与原油以1:1 比例混合，上下振荡25下，分别在70 ℃、80 ℃下用秒表测定2 h 内的析水率。

2.3 耐高温复合驱油体系的黏度评价

配制浓度为0.1 %、0.2 %、0.3 %、0.4 %、0.5 %的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液，然后用复杂流变仪测定不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液从40 ℃到80 ℃的表观黏度。

2.4 耐高温复合驱油体系的配伍性评价

将安塞地层水样静置过滤，再经过0.45 μm 孔径的有机滤膜过滤处理。然后将安塞地层水样与0.3 %AHPM-5EM 复合驱油剂溶液按照体积比为1:9、2:8、3:7、4:6、5:5、6:4、7:3、8:2、9:1 混合分别置于25 mL 的具塞量筒，于恒温水浴（70 ℃、80 ℃）静置观察6 h。

2.5 耐高温复合驱油体系的驱油性能评价

由优选出的驱油剂和聚合物AHPM -5EM 作为基础驱油剂，配制二元驱油体系。驱替用岩心采用渗透率约15 mD 的人造岩心。所用油水分别为安塞油田长6油藏采出原油和其对应的回注水，注入0.5 PV 表面活性剂溶液[7，8]。

3 实验结果与讨论

3.1 界面张力评价结果

将配制好的不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂水溶液在70 ℃和80 ℃下测定其与安塞原油的界面张力[9]，实验结果（见表1）。

表1 不同浓度AHPM-5EM 复合驱油剂水溶液在70 ℃、80 ℃下的界面张力Tab.1 Interfacial tension of different concentrations of AHPM-5EM composite flooding agent aqueous solution at 70 ℃and 80 ℃

由表1 可以得出，用地层水配制的0.3 %的AHPM-5EM 复合驱油剂水溶液在70 ℃和80 ℃下的界面张力最低分别为0.007 78 mN/m 和0.009 69 mN/m，均达到10-3mN/m 级别。

3.2 乳化性能评价结果

将用安塞地层水配制的不同浓度的AHPM-5EM复合驱油剂溶液与原油以1:1 比例混合分别在70 ℃和80 ℃下测定2 h 内的析水率，实验结果（见表2）。

根据表2 绘制不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液在70 ℃和80 ℃下的析水率折线图（见图1）。

由图1 可见：在温度70 ℃和80 ℃下，随着乳化时间的增加，AHPM-5EM 复合驱油剂安塞地层水溶液和稠化剂的复合配方与原油乳化后析水率随之增加，在相同时间下，溶液浓度为0.5 % 时的乳化效果最好。该温度下，所有浓度的复配溶液乳化后均达到在2 h 内析水率不超过15 %的标准[10]。

不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液在70 ℃和80 ℃下与原油乳状液外观（见图2）。

表2 不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液在70 ℃和80 ℃下的析水率Tab.2 Water separation rate of different concentrations of AHPM-5EM composite flooding agent solution at 70 ℃and 80 ℃

图1 不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液在70 ℃和80 ℃下的析水率Fig.1 Water separation rate of different concentrations of AHPM-5EM composite flooding agent solution at 70 ℃and 80 ℃

图2 不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液在70 ℃和80 ℃下与原油乳状液外观Fig.2 Appearance of different concentrations of AHPM-5EM composite flooding agent solution with crude oil emulsion at 70 ℃and 80 ℃

3.3 黏度评价结果

然后用复杂流变仪测定不同浓度的AHPM-5EM复合驱油剂溶液从40 ℃到80 ℃的表观黏度，实验结果（见图3）。

图3 不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液的黏温曲线Fig.3 Viscosity-temperature curves of different concentrations of AHPM-5EM composite flooding agent solution

由图3 可以看出，不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液，随着温度的升高，其表观黏度逐渐降低。AHPM-5EM 复合驱油剂浓度越大，其表观黏度越大[11]。

3.4 配伍性评价结果

将处理好的安塞地层水样与0.3 %AHPM-5EM 复合驱油剂溶液按照不同体积比混合后置于25 mL 的具塞量筒，于恒温水浴70 ℃和80 ℃下静置观察6 h，实验结果（见图4）。

AHPM-5EM 在70 ℃和80 ℃条件下与安塞地层水样以任意比例混合均无沉淀产生，配伍性好[12]。

3.5 驱油性能评价结果

首先对油酸酰胺甲基羟丙基氯化铵表面活性剂在不同浓度下的驱油效率进行了驱油性能评价，由实验结果选定0.3 %油酸酰胺甲基羟丙基氯化铵表面活性剂进行后续实验，分别与0.2 %、0.3 %和0.4 %AHPM-5EM 聚合物复配后进行驱油实验，其驱油效率实验结果（见表3）。

图4 安塞地层水样与AHPM-5EM 70 ℃和80 ℃下的配伍性Fig.4 Compatibility of Ansai formation water sample with AHPM-5EM at 70 ℃and 80 ℃

表3 驱油剂驱油效率实验结果Tab.3 Experimental results of oil displacement efficiency of oil displacement agents

4 结论

（1）AHPM-5EM 复合驱油剂水溶液在温度为70 ℃和80 ℃、浓度为0.3 %时的界面张力效果最好，均达到了10-3mN/m 级别，可有效提高采油率；在70 ℃和80 ℃条件下与安塞地层水样以任意比例混合均无沉淀产生，配伍性好。

（2）随着乳化时间的增加，析水率逐渐增大；且随着温度的升高，复配溶液乳化稳定性降低，经实验筛选，复配溶液浓度为0.5 %时的析水率上升较慢，乳化效果最佳。不同浓度的AHPM-5EM 复合驱油剂溶液，随着温度的升高，其表观黏度逐渐降低。AHPM-5EM复合驱油剂浓度越大，其表观黏度越大。

（3）单使用表面活性剂或者聚合物均有一定的驱油效果，但是提高采收率效果一般；当将两种驱油措施联合使用，其采收率都大幅度提高，其中两者混合后注入可以提高采收率18.68 %，协同效果显著。