二元复合驱流度控制作用效果及其合理流度比研究

牛丽伟,卢祥国,杨怀军,张 杰,李建冰

(1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318；2.中国石油大港油田公司采油工艺研究院,天津300280；3.中国石油大庆油田有限责任公司第八采油厂,黑龙江大庆163514)

大庆油田实施聚合物驱工业化应用，可以在水驱基础上提高采收率10%，但聚驱后仍有约50%原油储量滞留储层[1-3]。与聚合物驱相比较，三元复合驱增油降水效果更加明显[4-6]，采收率增幅高达20%。但现有三元复合体系都需要添加强碱或弱碱，碱可以使驱油剂与原油间实现超低界面张力，但也带来结垢、采出液乳化和聚合物溶液流度控制能力受到削弱等问题[7-10]。近年来，无碱二元复合驱油技术受到重视[11-16]。传统化学驱理论[17]认为，扩大波及体积和提高洗油效率是化学驱提高采收率基本途径[18-19]，针对大港油田港西三区油藏，笔者通过实验研究聚合物-表面活性剂二元复合体系流度控制作用对驱替效果影响，进行二元复合驱合理流度(黏度)比(μw/μo)影响因素研究。

1 实验条件

1.1 实验材料

聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量2500×104，固含量88%。表面活性剂为非离子型表面活性剂DWS，有效含量为40%。

原油取自大港油田港西三区，溶剂水依据大港油田港西三区水质分析室内配制，其离子组成见表1。

二元复合体系由注入水配制，岩心饱和地层水。

岩心为石英砂环氧树脂胶结人造均质和非均质岩心[20]。均质岩心渗透率分别为300×10-3、900×10-3和2700×10-3μm2，高、宽、长分别为4.5、4.5、30 cm。非均质岩心包括高中低3个渗透层，高、宽、长分别为4.5、4.5、30 cm，各个小层厚度 1.5 cm。岩心物性参数如表面润湿性、非均质性、平均渗透率和孔隙度等参数依据试验区油藏地质特征确定，主要物性参数设计见表2。

表1 水质分析Table 1 Water quality analysis

表2 平均渗透率ka、渗透率变异系数Vk和小层渗透率kgTable 2 Average permeability(ka)，permeability variation coefficient(Vk)and sublayer permeability(kg)

1.2 仪器设备

采用Brookfield布氏黏度计测试黏度，TX500旋滴界面张力仪测试界面张力，采用岩心驱替装置评价驱油效果。驱替装置包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等，除平流泵和手摇泵外，其他部分置于53℃恒温箱内。

1.3 方案设计

(1)考察聚合物、表面活性剂及其混合液聚合物-表面活性剂二元体系驱油效果。在ka=900×10-3μm2和Vk=0.59二维纵向非均质岩心上进行聚合物溶液、表面活性剂溶液及其混合液聚合物-表面活性剂二元复合驱油实验。

(2)考察聚合物驱和二元复合驱驱油效果及其影响因素。聚合物驱和二元复合驱驱油实验方案设计见表3。

表3 聚合物驱和二元复合驱驱油实验方案Table 3 Experimental schemes of polymer flooding and polymer-surfactant flooding

在原油黏度和岩心条件相同情况下，开展聚合物驱和二元复合驱油实验，合计18次实验，附加9次水驱空白实验，总计27次实验。水驱空白实验为岩心水驱至1.72VP(VP为孔隙体积)，其采收率作为其余方案采收率增幅的对比基础。化学驱实验为水驱至含水98%+0.38VP二元复合体系(或聚合物溶液)+后续水驱至含水98%。

(3)黏度比对二元复合驱采收率影响研究。μw/μo对二元复合驱采收率影响实验中，μo=20 mPa·s；ka=1 300×10-3μm2；Vk=0.59；μw/μo分别为0.1、0.6、0.8、0.9、1.9、3.7、8.3。

(4)二元复合驱合理流度比(μw/μo)实验。二元复合驱合理流度比实验方案内容设计见表4。

表4 二元复合驱合理流度比实验方案Table 4 Experimental schemes of polymer-surfactant flooding with mobility ratio

通过改变聚合物浓度来调整二元复合体系黏度，进而获得不同的μw/μo，黏度比与平均渗透率ka、渗透率变异系数Vk和原油黏度μo组成144次(18组×8次/组)实验(表5)。在每组实验中，包含一次水驱空白实验，实验采用岩心水驱至1.72VP，其采收率作为其余方案采收率增幅计算的对比基础，剩余7次实验采用水驱至含水98%+0.38VP二元复合体系+后续水驱至含水98%。

实验前，首先对二元复合体系或聚合物溶液进行预剪切，使其黏度保留率为60%，然后用25 μm核孔滤膜进行过滤，μw/μo为剪切后二元复合体系或聚合物溶液黏度与原油黏度的比值。

2 结果分析

流度是流体通过孔隙介质能力的一种量度，其数值等于流体的有效渗透率与黏度的比值。流度比提供了驱替过程中流体相对运动的量度，描述了驱替过程的效率。流度比(M)定义为驱替相的流度与被驱替相的流度之比，即

式中，λd为驱替液(二元复合体系)流度；λo为被驱替液(原油)流度；kd为驱替液的有效渗透率；ko为被驱替液的有效渗透率；μd为驱替液黏度；μo为被驱替液黏度。

某一相流体的相对渗透率是指该相流体的有效渗透率与绝对渗透率的比值，即

式中，Krd为驱替相相对渗透率；Kro为被驱替相相对渗透率；k为渗透率。

将式(2)代入式(1)得M=(Krd/Kro)/(μd/μo)。令M=X/(μd/μo)，即流度比等于变量X与黏度比倒数的乘积。笔者通过改变二元复合体系与原油黏度比研究流度比对驱油效果的影响，并进一步分析流度控制对提高采收率的贡献。

2.1 聚合物、表面活性剂及其混合物驱油效果

聚合物溶液、表面活性剂溶液和聚合物-表面活性剂二元复合体系驱替实验结果见表5。

表 5 采收率数据(μo=20 mPa·s，0.38VP)Table 5 Experimental data of recovery(μo=20 mPa·s，0.38VP)

从表5看出，3种驱油剂中二元复合体系的采收率增幅最大，其次是聚合物溶液，最后是表面活性剂溶液。与聚合物溶液和二元复合体系相比较，表面活性剂溶液滞留水平低、洗油效率高，不仅不能增加流动阻力，而且导致注入压力降低(图1)。因此，表面活性剂溶液注入岩心过程中仍沿原水流通道(孔隙)流动，没有扩大波及体积作用，仅靠降低水流通道(孔隙)中剩余油饱和度，采收率增幅仅为4.3%。进一步分析发现，二元复合驱采收率增幅大于单独聚合物驱与表面活性剂驱采收率增幅之和。由此可见，由于聚合物携带表面活性剂进入更多岩心孔隙，促使孔隙内含油饱和度降低，表面活性剂洗油作用得到发挥，产生了叠加效应。

图1 注入压力与孔隙体积倍数的关系Fig.1 Relation of injection pressure and injection volume ratio in heterogeneous cores

2.2 岩心平均渗透率和非均质性的影响

聚合物溶液与二元复合体系相比较，其黏度相同即流度控制能力相当。因此，2种驱油剂驱替实验采收率差异可认为是洗油效率不同造成的。为此，定义流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率为

β=η聚驱/η复合驱.

式中，η聚驱为聚合物驱采收率；η复合驱为二元复合驱采收率。

在岩心平均渗透率kg=500×10-3、900×10-3和1300×10-3μm2以及渗透率变异系数Vk=0.25、0.59和0.72条件下，流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率见表6。

表6 流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率Table 6 Contribution rate of mobility control effect to polymer-surfactant flooding recovery

从表6看出，随着Vk的增加，流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率增大，洗油效率的贡献率减小。随岩心平均渗透率增加，流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率增大。

2.3 黏度比的影响

在kg=1300×10-3μm2、Vk=0.59、μo=20 mPa·s，μw/μo对二元复合驱采收率的贡献率计算结果见表7。

表7 黏度比对二元复合驱采收率的贡献率Table 7 Contribution rate of viscosity ratio to polymer-surfactant flooding efficiency

从表7看出，随着μw/μo的增加，流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率增大，洗油效率的贡献率减小。

综上所述，在各种实验条件下，流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率都超过65%。

2.4 二元复合驱合理流度比

(1)二元复合驱采收率及其影响因素。当原油黏度为20 mPa·s、ka=500×10-3、900×10-3和 1300×10-3μm2时，二元复合驱采收率增幅与μw/μo1和Vk的关系见图2(a)。

从图2(a)看出，在岩心平均渗透率和黏度比相同条件下，随渗透率变异系数增加，采收率增幅增大。在渗透率变异系数和黏度比相同条件下，随平均渗透率增加，采收率增幅增大。在平均渗透率和渗透率变异系数相同条件下，随黏度比增加，采收率增幅增大。

当原油黏度为40 mPa·s、ka=500×10-3、900×10-3和1300×10-3μm2时，二元复合驱采收率增幅与μw/μo2和Vk的关系见图2(b)。

由图2看出，各个参数对采收率增幅影响的规律都相似。当原油黏度从20 mPa·s增加到40 mPa·s后，采收率增幅绝对值减小。

(2)二元复合驱合理流度比。二元复合驱合理流度比确定包括以下几个步骤：①依据大港港西油田储层地质特征建立典型地质模型，确定储层地质储量；②综合室内岩心实验采收率增幅及其与已经完成矿场试验采收率增幅统计值间相关关系，确定采收率折算系数，进而确定增油量计算所需采收率值，计算不同方案的增油量和经济效益即产出值；③依据矿场聚合物和表面活性剂药剂价格、施工作业费和人工费等，计算不同方案所需投入费用；④计算产出投入比，绘制产出投入比与黏度比关系曲线，见图3。

图2 采收率增幅与黏度比和渗透率变异系数关系Fig.2 Relationship among recovery increment,viscosity ratio and permeability variation coefficient

图3 产出投入比与黏度比的关系Fig.3 Relation between ratio of output to input and viscosity

从图3看出，随黏度比的增加，产出投入比呈先升后降趋势，存在一个极大值范围即合理黏度比范围，该范围为0.81～1.45。

在水驱和二元复合驱过程中，储层岩石孔隙内含油饱和度呈现不断变化态势，储层中位置不同或位置相同但时间不同，含油饱和度不同，其流度kw/μw或ko/μo也不同。笔者选取水驱结束即二元复合体系开始注入时刻来建立黏度比与流度比间关系，首先确定水驱结束时岩心平均含油饱和度，然后由大港油田港西开发区港119井明化镇组明三油组相渗曲线确定油水相渗透率，最后将黏度比转换为流度比。

3 结 论

(1)随油藏原油黏度、储层平均渗透率和渗透率变异系数增加，流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率增大。

(2)流度控制作用对二元复合驱采收率的贡献率超过65%，是制约化学驱增油效果的主要矛盾。

(3)随黏度比增加，产出投入比呈先升后降趋势，合理黏度比为0.81～1.45。

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