非均相复合驱油体系设计与性能评价

曹绪龙

（中国石化 胜利油田分公司地质科学研究院，山东 东营257015）

自20世纪90年代以来，聚合物驱油技术在大庆油田［1］、胜利油田［2－3］等现场获得大规模应用并取得显著降水增油效果。大庆油田和胜利油田的先导和扩大试验表明，ASP三元复合驱油技术具有更大幅度提高采收率的效果［4－5］，但由于结垢［6］、采出液处理难等问题而很难大规模推广。2000年以来，胜利油田借助分子模拟等技术，深入研究了无碱的低浓度表面活性剂－聚合物二元复合驱油体系［7－11］，从油－水界面活性、构效关系及色谱分离等角度，提出了“油剂相似富集、阴非加合增效、聚表抑制分离”理论认识并指导了二元复合驱油体系配方设计。孤东七区西南54－61二元复合驱油先导试验［10］表明，中心井区提高采收率18%，比同类油藏采用单一聚合物驱的采收率提高8%。上述驱油方法对胜利油田一类和二类油藏具有较好的提高采收率效果［2］。但是，随着聚合物驱油技术不断推广，聚合物驱后进一步提高采收率的问题倍受关注，而聚合物驱后油藏非均质性强、剩余油普遍分布，需要进一步扩大波及体积和提高洗油效率，已有的驱油方法应用效果有限。为解决这一问题，提出了非均相复合驱油体系。该体系由低浓度表面活性剂、聚合物和具有黏弹性且在多孔介质中可运移的黏弹性颗粒驱油剂（PPG）组成。PPG在水中不能完全溶解，所以该体系为非均相体系。通过发挥PPG与聚合物在增加体系黏弹性方面的加合作用，进一步扩大波及体积，发挥表面活性剂具有的大幅度降低油－水界面张力的作用，提高洗油效率。笔者研究了合成的PPG的性能，优选了表面活性剂和聚合物，优化了适合于胜利高温高盐油藏和聚合物驱后油藏的非均相复合驱油体系配方，考察了其驱油性能。

1 实验方法

1.1 试剂及原油

石油磺酸盐（SLPS），大明中胜国际公司产品，有效物质量分数30%。非离子表面活性剂1709，东营远大化工公司产品，有效物质量分数50%。聚丙烯酰胺（KYPAM－2），有效物质量分数89.8%，相对分子质量2600万，水解度22.8%；改性聚丙烯酰胺（KYPAM－6），有效物质量分数88.2%，相对分子质量2200万，水解度23.6%，均为北京恒聚油田助剂公司产品。改性结构类增黏聚合物（P－AMPS），自制，有效物质量分数90.2%，相对分子质量1500万，水解度25.0%。黏弹性颗粒驱油剂（PPG），自制，固体质量分数88.2%～89.2%。

原油取自孤岛中一区Ng3试验区11－J11井和13－10井，经脱水处理后使用。

1.2 PPG在溶液中溶胀能力的测定

称取一定量PPG干粉颗粒分散于99.5%体积分数乙醇溶液中，用Microtrac S3500激光粒度仪测定干粉的中值粒径 Mdφ1；然后称取相同量的PPG干粉颗粒置于模拟盐水中，在75℃下充分溶胀24h后，用粒度仪测定分散体系的中值粒径 Mdφ2。按式（1）计算溶胀倍数Q。

1.3 PPG黏弹性的测定

采用矿化度TDS＝19334mg／L模拟配制水将PPG配制成待测液，固定应力、频率，在75℃下应用HAKKE 600型流变仪在振动过程中测定其弹性参数，记录弹性模量、黏性模量、复数模量、复数黏度、相角；在剪切速率7.340s－1下，测定待测液的黏度。

1.4 PPG滤过能力测试

将定量的待测样品注入自行设计研发的滤过比装置的进样管中，出口处用25μm的滤网封堵，对样品施加压力，使样品通过滤网，记录流速、滤过时间。

1.5 油－水界面张力测定

利用矿化度TDS＝19334mg／L的配制水，配制质量分数0.4%的表面活性剂溶液，采用TX－500C界面张力仪在75℃下测定试验区原油的油－水界面张力。

1.6 物理模拟实验

1.6.1 阻力系数、残余阻力系数测定

在75℃下，φ2.54cm×30cm气测渗透率为3.0μm2的人造岩心模型经模拟配制水 （TDS＝19334mg／L）饱和，并经水驱压力平衡（p1）后，注入2000mg／L PPG的模拟配制水溶液，至压力稳定（p2），再转注模拟配制水至压力稳定（p3）。p2／p1为阻力系数，p3／p1为残余阻力系数。

1.6.2 分流量实验

分别采用φ2.54cm×30cm、渗透率为1.0和3.0μm2的人造岩心模型，经抽空、饱和模拟配制水（TDS＝19334mg／L）后，注入PPG进行分流量实验，考察高低渗管产液量变化情况。

1.6.3 物理模拟驱油实验

分别采用φ2.54cm×30cm、渗透率为1.0和3.0μm2人造岩心模型，在饱和模拟配制水后，再用孤岛中一区Ng3试验区脱水模拟油饱和，老化24h，进行驱油实验。先水驱至采出液含水体积分数98%，转注0.3倍孔隙体积的聚合物段塞，然后转水驱至采出液含水98%，注入0.3倍孔隙体积的非均相体系段塞，转后续水驱至98%以上，结束实验。

2 结果与讨论

2.1 黏弹性颗粒驱油剂（PPG）性能评价结果

2.1.1 悬浮性能

PPG在聚合物溶液中的悬浮性能是其能否作为驱油剂的基本参数。将PPG与KYPAM－2溶液混合，于75℃静置48h，观察其悬浮情况。表1列出了采用引发体系1（硝酸铈胺／多元醇）、体系2（过氧化物／功能单体）、体系3（过氧化物／多元醇）所合成的PPG样品在KYPAM－2溶液中的悬浮性能。由表1可见，采用引发体系2、3合成的PPG样品，即使中值粒径Mdφ1大于400μm的3＃和6＃～8＃PPG样品在KYPAM－2中悬浮也很稳定，体系不分层，表明它们在聚合物溶液中的悬浮性良好。c（PPG）＝10000mg／L；c（KYPAM－2）＝1000mg／L

表1 采用不同引发体系合成的PPG在聚丙烯酰胺（KYPAM－2）溶液中的悬浮性能

2.1.2 溶胀能力

表2为6＃PPG在使用去离子水配制的NaCl溶液中的溶胀倍数。由表2可知，随着NaCl质量分数的增加，PPG溶胀倍数下降，当c（NaCl）＜32868 mg／L时，降幅较大；当c（NaCl）＞ 32868mg／L时，降幅变缓。表3为NaCl溶液中加入Ca2＋后6＃PPG颗粒的溶胀倍数。对比表2可见，在矿化度保持不变的情况下，随着Ca2＋浓度增加，PPG颗粒的溶胀倍数下降，但降低幅度不大。从溶胀能力而言，PPG颗粒具有一定的抗盐和抗Ca2＋能力，对于高矿化度油藏有一定的适用性。

表2 6＃PPG颗粒在NaCl溶液中的溶胀倍数（Q）Table 2 Swelling ratio（Q）of 6＃PPG in NaCl solution

表3 NaCl溶液中加入Ca2＋后6＃PPG颗粒的溶胀倍数（Q1）Table 3 Swelling ratio（Q1）of 6＃PPG in NaCl solution with Ca＋added

2.1.3 黏弹性

较高的表观黏度和黏弹模量是保证驱油体系具有较大波及体积和运移能力的关键。1＃、2＃PPG样品基本无黏弹性，3＃～8＃PPG样品均具有黏弹性特征，6＃PPG样品复合黏度高达1031.0mPa·s，相角33.2°，具有明显黏弹性特征，如表4所示。

表4 PPG水溶液的黏弹性Table 4 Viscoelastic properties of PPG solution

2.1.4 滤过能力

采用自动滤过能力评价装置测定了6＃PPG、6＃PPG＋KYPAM－2在不同压力下的滤过能力，结果如图1所示。由图1（a）可知，当压力为6.89kPa时（图中1区间），随着滤过时间增加，PPG流动速率大幅减小，此时大部分PPG颗粒在滤网端面上堆积，形成一层滤饼，阻止后续PPG通过滤膜，在端面造成封堵；但当压力升高至103.35kPa时（图中5区间），大部分颗粒能够在压力的驱动下变形通过滤膜，流动速率骤然上升，且粒径变化不大。

图1 6＃PPG和6＃PPG＋KYPAM体系在不同压力下通过25μm滤网时流动速率（qv）随时间的变化Fig.1 Flow rate（qv）vs time when PPG and PPG＋KYPAM system through 25μm filter under different vessel pressures

由图1（b）可知，PPG＋KYPAM－2体系与单一PPG表现出相似的滤过能力，但在55.12kPa时（图中4区间），PPG＋KYPAM－2体系滤过能力比单一PPG强。PPG在一定压力下具有变形通过能力。

2.1.5 岩心阻力系数与残余阻力系数

表5为采用各PPG样品测得的岩心阻力系数（RF）与残余阻力系数（RRF）。由表5可知，PPG的封堵效率均高于97%，远高于KYPAM－2，阻力系数也远大于KYPAM－2的阻力系数。通过观察岩心注入端面，1＃、2＃、5＃样品在注入端面有大量颗粒堆积，发生封堵，注入能力较差。

表5 采用各PPG样品测得的岩心阻力系数（RF）与残余阻力系数（RRF）Table 5 The RF and RRF measured in sand packed cores with PPG

2.1.6 在岩心中运移能力

图2为KYPAM－2、6＃PPG溶液驱过程中不同测压点压力随注入量（以孔隙体积倍数计）的变化。从图2可见，KYPAM－2溶液作为均一体系，在岩心中运移能力较好，4个测压点压力变化较均匀，但压力增加幅度较小，最高注入压力0.035MPa，表明实验条件下KYPAM－2溶液的调堵能力不够。而注入PPG溶液后，压力上升明显，进口注入压力和各个测压点的压力增长幅度明显高于KYPAM－2溶液，最高注入压力达0.35MPa，调堵能力明显。从不同位置测压点的压力传递看出，PPG溶液能够在岩心中运移，但其运移和压力传递速率较KYPAM－2溶液慢。

2.1.7 非均质渗透率岩心模型的分流量

图3为 KYPAM－2、PPG＋KYPAM－2驱注入过程中非均质岩心的分流量变化。对比KYPAM－2、PPG＋KYPAM－2的调整非均质能力，KYPAM－2注入模型后，高渗模型产液占比由75%下降至55%，低渗模型产液占比由25%升至45%，岩心非均质性得到改善，但转后续水驱后开始变差，总注入量达2.5倍孔隙体积后，调整非均质性基本失效。聚合物驱后由于非均质造成的矛盾加剧，流体主要进入高渗模型。

图2 KYPAM－2、6＃PPG溶液驱过程中不同测压点压力随注入量的变化Fig.2 The pressure measured at different tap vs injection volume during KYPAM－2flooding and 6＃PPG flooding

图3 KYPAM－2、6＃PPG＋KYPAM－2驱注入过程中非均质岩心的分流量变化Fig.3 The spilt fraction produced from heterogeneous core during KYPAM－2and 6＃PPG＋KYPAM－2flooding

注入6＃PPG＋KYPAM－2复配体系的段塞过程中，出现了低渗模型分流量超过高渗模型的现象，高渗模型的分流量由近98%迅速下降至5%，低渗模型分流量由约2%迅速上升至95%，且因PPG非连续性运移，分流量出现波动性变化。这种分流量调整在后续水驱阶段持续有效。上述结果表明，PPG颗粒能够在岩心中不断地变形而通过、运移，具有较长期持续的剖面调整和驱替能力。

2.2 非均相复合驱油体系中表面活性剂选择

表面活性剂能否有效降低界面张力取决于其在油－水界面上的排布方式和排列密度［11］。通过阴－非离子表面活性剂复配可提高表面活性剂的界面效率，有利于大幅度降低油－水界面张力［7，10－11］。

表6为表面活性剂配比及使用量对油－水界面张力（IFT）的影响。由表6可知，SLPS与P1709复配比在3∶1～1∶3范围内均可使油－水界面张力达到10－3mN／m数量级的超低水平。SLPS与P1709复配较其单一使用时的油－水界面张力低1个数量级。SLPS与P1709按1∶1复配时，油－水界面张力随其使用量降低而有所升高；当SLPS＋P1709总质量分数低于0.06%时，油－水界面张力已上升至10－2mN／m数量级。考虑表面活性剂吸附及地层水稀释作用，推荐非均相复合驱油体系中采用0.2%SLPS＋0.2%P1709的配方。

表6 表面活性剂SLPS与P1709配比及用量对油－水界面张力（IFT）的影响Table 6 The effect of surfactant ratio and addition amount on IFT

2.3 非均相复合驱油体系中聚合物优选

目前，驱油用聚合物主要是超高相对分子质量聚丙烯酰胺、以聚丙烯酰胺为基础的改性聚合物等。研究表明［2］，聚合物评价除了表观黏度、热稳定性、耐温抗盐能力等性能外，还需要有聚合物溶液通过多孔介质所表现的流动视黏度。对4种聚合物样品的评价结果列于表7。由表7可知，具有常规超高相对分子质量的聚合物KYPAM－2和改性聚合物KYPAM－6均具有较高的表观黏度和流动视黏度；改性结构类增黏聚合物P－AMPS不仅具有较高的表观黏度，还具有更高的流动视黏度。在非均相复合驱油体系中可选择改性超高相对分子质量聚丙烯酰胺或相对分子质量1500万以上的改性结构类增黏聚合物。

表7 4种聚合物流动视黏度及表观黏度Table 7 The apparent viscosity measured by core and Brookfield meter of four polymers

2.4 非均相复合驱油体系的性能

2.4.1 PPG与 KYPAM－6的加合作用

表8 PPG与KYPAM－6的黏弹性能Table 8 The viscoelasticity of PPG and KYPAM－6

表8为PPG与KYPAM－6的黏弹性能。由表8可知，单一的KYPAM－6体系损耗模量（G″）大于储能模量（G′），力学损耗角（或相位角δ）较大，虽然具有一定的黏弹性特征，但以黏性为主。同比实验条件下，对单一6＃PPG体系而言，其G″小于G′，δ较小，弹性大于黏性。将KYPAM－6和PPG按1∶1复配，总质量浓度保持3000mg／L，测得体系表观黏度（η）比单一KYPAM－6、单一6＃PPG体系大幅升高，表现出明显的黏弹特征，调驱性能增强。

2.4.2 PPG及KYPAM－6对油－水界面张力的影响

由于非均相复合驱油体系黏度比表面活性剂体系黏度大幅增加，减缓了表面活性剂由体相向界面的扩散速率，使得0.2%SLPS＋0.2%P1709中加入1000mg／L 6＃PPG＋1000mg／L KYPAM－6后与原油间的油－水界面张力达到6.0×10－3mN／m，较加入PPG和KYPAM－6之前升高，但仍然达到超低界面张力（10－3mN／m数量级），保证非均相复合驱油体系有较高的驱油效率。

2.5 非均相复合驱油体系的驱油效果（物理模拟实验结果）

在模型水驱、聚合物驱后开展了非均相复合驱油体系、高浓度聚合物驱、聚合物＋表面活性剂驱、聚合物＋PPG等体系提高采收率实验。结果表明（见表9），聚合物驱后再注入高浓度聚合物由于其提高波及能力有限，使得在聚合物驱后进一步提高采收率幅度较小，仅3.0%。在聚合物驱后再注入P＋S二元复合体系，由于其与前期聚合物波及能力接近，仅能通过提高洗油效率来增加采收率，提高幅度仅为4.8%。而在聚合物驱后注入非均相复合驱油体系能够有效扩大波及体积，同时又提高洗油效率，提高采收率幅度高达13.6%。非均相复合驱油体系对进一步提高聚合物驱后油藏采收率具有探索价值。

表9 不同驱油体系的驱油效果Table 9 Total oil recovery with different flooding systems

3 结 论

（1）针对胜利聚合物驱后油藏特点，设计了由聚合物、PPG和表面活性剂组成的非均相复合驱油体系。该体系具有较强的耐温、抗盐能力，比聚合物溶液有更强的提高波及能力和提高洗油效率能力，对聚合物驱后油藏具有潜在应用价值。

（2）优选了适合于非均相复合驱油体系的PPG、聚合物和表面活性剂，考察了PPG与聚合物、表面活性剂间的相互作用，设计了非均相复合驱油体系配方。物模模拟实验结果表明，该驱油体系在聚合物驱后可提高采收率13.6%。

致谢：衷心感谢中国石化胜利油田地质科学研究院王红艳、崔晓红、刘坤、陈晓彦、潘斌林、韩玉贵高级工程师，四川大学黄光速教授等所做的技术研究工作。

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