聚/表二元复合驱提高普通稠油水驱后残余油采收率的研究

廖凯丽，葛际江，浮历沛，裴海华，蒋 平，张贵才

（中国石油大学（华东） 石油工程学院，山东 青岛 266580）

聚/表二元复合驱提高普通稠油水驱后残余油采收率的研究

廖凯丽，葛际江，浮历沛，裴海华，蒋 平，张贵才

（中国石油大学（华东） 石油工程学院，山东 青岛 266580）

采用椰油脂肪酸二乙醇酰胺型烷醇酰胺（6501）与部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）组成二元复合驱体系，利用旋转滴法测定了该二元复合驱体系的耐温、抗盐、抗二价离子等性能，通过人造岩心物模实验和微观驱油实验分别评价了该体系的驱油效果。实验结果表明，0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系在40～80 ℃、矿化度1 000～13 000 mg/L、Ca2+含量50～350 mg/L范围内的油水界面张力在10-3～10-2mN/m间保持稳定；人造岩心物模实验和微观驱油实验结果均显示，水驱后注入聚合物驱或二元复合驱时，二元复合驱体系较单独的聚合物驱可进一步提高采收率。

聚/表二元复合驱；烷醇酰胺；界面张力；提高采收率；微观驱油

据统计，我国普通的稠油油藏水驱后的采收率仅为13.5%［1］，稠油油藏的剩余油分布大部分为连续可流动的，提高这类稠油油藏采收率的关键在于提高驱替流体的波及系数［2-5］。在常规水驱采收率较低的情况下，聚合物驱是提高采收率的常用方法。20世纪60年代，聚合物驱在二次采油和三次采油中首次提出并得到了广泛的研究与应用［6］。加入聚合物可增加水的黏度，降低水油流度比，提高水的波及系数，从而提高原油采收率［7］。此外，较水驱而言聚合物驱所需水量更少。20世纪70年代，研究者提出通过添加表面活性剂以提高聚合物驱的原油采收率［8］。在聚/表二元复合驱中，表面活性剂的作用是降低油水两相的界面张力［9］和改变润湿性［10］；聚合物的作用是提高聚合物和表面活性剂的波及系数［11］。烷醇酰胺具有抗盐、抗高价离子和适用的pH范围广等优点［12］，烷醇酰胺在油田中的应用多集中在配方及性能的探索，而用于稠油聚/表二元复合驱中的相关研究较少［13-18］。

本工作采用椰油脂肪酸二乙醇酰胺型烷醇酰胺（6501）与部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）组成二元复合驱体系，利用旋转滴法对该体系的耐温、抗盐、抗二价离子能力进行了测定，并通过人造岩心物模实验和微观驱油实验分别对其性能进行了评价。

1 实验部分

1.1 原料及仪器

原油：胜利油田孤东稠油，50 ℃黏度为350 mPa·s。为了便于微观观察和图像分析，在水相中加入少量染色剂，将化学驱油体系染成红色。染色剂：生物染色剂曙红，国药集团化学试剂有限公司。实验用水为矿化度13 659.9 mg/L的模拟盐水。6501：1∶1.5型烷醇酰胺，江苏省海安石油化工厂。HPAM：相对分子质量2×108，固含量91.2%，山东宝莫生物化工股份有限公司。人造岩心：由石英砂和环氧树脂胶结而成，北京嘉德宜邦石油科技发展有限公司。二元复合驱体系配方为0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501。

TEXAS-500型旋转滴界面张力仪：彪维公司。微观驱油实验在微观可视化玻璃刻蚀模型中进行，主要仪器有：JSZ6S型三目连续变倍体视显微镜（南京江南永新光学有限公司）、100DX型微量注入泵（美国Teledyne Isco公司）、HDCE-30A型高速摄像头（宁波永新光学股份有限公司）。

1. 2 实验方法

1.2.1 界面张力的测定

按SY/T 5370—1999［19］规定的方法采用旋转滴法测定油水界面张力，用实验室自主开发的软件进行图像采集和分析，计算油水动态界面张力。

1.2.2 人造岩心物模实验

岩心抽真空，在常温下以0.2 mL/min速率向岩心中注入模拟盐水来饱和岩心，注入2 PV以上，称量，计算岩心孔隙体积；在50 ℃下以0.2 mL/ min速率向岩心中注入脱水原油，至出油3 mL以上，记录出水体积，由此计算岩心含油饱和度；将上述岩心放在50 ℃下老化12 h；然后用模拟盐水驱油至含水率为90%以上；为对比聚合物驱和二元复合驱的驱油效果，水驱后，分别注入0.5 PV的HPAM和二元复合体系，在后续水驱至出口端不出油，计算采收率，实验温度为50 ℃。

1.2.3 微观驱油实验

微观驱油实验所用模型基于岩心孔喉形状刻蚀的玻璃模型（见图1）。从图1可看出，模型为25 mm×25 mm亲水性模型，黑色部分为孔隙，灰色部分为玻璃骨架。微观驱油实验装置及流程见图2。

图1 微观驱油模型Fig.1 Microcosmic oil displacement model.

图2 微观驱油实验装置Fig.2 Schematic diagram for a microcosmic oil displacement device.1 Distilled water tank；2 Micro-pump；3 Three-way valve；4 Intermediate container；5 Intermediate container；6 Pressure acquisition system；7 Camera；8 Microcosmic model；9 Thermostatic apparatus；10 Computer

从图2可看出，玻璃模型抽真空后，饱和模拟盐水；在50 ℃下饱和原油，并于此温度下静置老化24 h；以0.003 mL/min的速率注入化学剂溶液进行驱替，采集整个驱替过程的图像；分析驱替图像，计算采收率。为便于观察驱替中的现象，用曙红将模拟盐水染成红色。实验结束后模型先用自制的化学清洗液将残余的原油冲洗干净，再分别用甲苯、乙醚和甲醇混合溶剂、蒸馏水冲洗。

2 结果与讨论

2.1 界面张力分析

2.1.1 温度的影响

考察了温度对0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系油水界面张力的影响，每组实验做3组平行实验。从图3可看出，在40～80 ℃的范围内，该二元复合驱体系与原油的界面张力始终保持在10-2mN/m数量级范围内，变化幅度很小。

图3 温度对0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系油水界面张力的影响Fig.3 Effect of temperature on the oil/water interfacial tension(IFT) of the 0.1%(w) partially hydrolyzed polyacrylamide(HPAM)+ 0.3%(w)alkanolamide(6501) binary combination flooding system.Condition：oil viscosity 350 mPa·s.

2.1.2 矿化度和二价离子的影响

用不同浓度的NaCl溶液配制0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系，考察50 ℃下不同矿化度对二元复合驱体系油水界面张力的影响（见图4）。从图4可看出，在矿化度为1 000～13 000 mg/L范围内，油水界面张力变化很小。用不同含量的CaCl2溶液配制0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系，考察50 ℃下二价离子对二元复合驱体系油水界面张力的影响（见图5）。从图5可看出，在Ca2+含量为50～350 mg/L时，油水界面张力变化也很小。说明该二元复合驱体系具有良好的抗盐和抗二价离子的性能，油水界面张力在10-3～10-2mN/m间保持稳定。

图4 不同矿化度对0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系油水界面张力的影响Fig.4 Effect of different salinity on the oil/water IFT of the 0.1%(w)HPAM+ 0.3%(w) 6501 binary combination flooding system.Test conditions：50 ℃，oil viscosity 350 mPa·s.

图5 二价离子对0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系油水界面张力的影响Fig.5 Effect of bivalent ion concentration on the oil/water IFT of 0.1%(w) HPAM+ 0.3%(w) 6501 binary combination flooding system.Test conditions referred to Fig.4.

2.2 人造岩心物模实验

针对50 ℃下黏度为350 mPa·s的胜利孤东稠油，通过人造岩心驱油物模实验对聚合物、聚/表二元复合驱油体系的驱油效果进行了评价，实验结果见表1。由表1可知，当注入0.1%（w）HPAM后，采收率较水驱增加40.6百分点；注入0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501后，采收率较水驱增加44.2百分点。说明一次水驱后采用0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系的采收率高于HPAM聚合物驱的采收率。单独聚合物驱提高采收率的机理是通过增加水的黏度改善水油流度比，从而提高波及系数，但由于聚合物溶液不具有降低油水界面张力的能力，导致聚合物波及部分的洗油效率不高。聚/表二元复合驱体系提高采收率的机理是通过聚合物增加水的黏度改善水油流度比，同时表面活性剂的加入显著降低了油水界面张力，从而提高波及部分的洗油效率。实验结果表明，0.1%（w） HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系具有较好的界面性能，采收率比单独聚合物驱有进一步提高。

表1 人造岩心驱替实验结果Table 1 Summary of displacement experiments with artificial rock core

聚合物驱的驱油物模结果见图6。由图6可看出，开始水驱时，驱替压力先升高后降低，水驱采收率为29.0%。然后开始转注0.5 PV的聚合物驱油体系段塞，此时压力降开始迅速上升，并出现了一个明显的峰值，同时含水率也开始下降，说明注入的驱油体系段塞以某种方式有效封堵了原先水驱形成的水流通道，使驱替液进入未波及的原油富集区，改善水驱的驱替效果。实验结果表明，采用聚合物驱时的采收率可在水驱的基础上提高40.6百分点，总采收率达到69.6%。

图6 聚合物驱的 驱油物模结果Fig.6 Core displacement of polymer flooding.■ Differential pressure；● Recovery ratio；▲ Water content Test conditions referred to Fig.4.

0.1 %（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系的驱油物模结果见图7。从图7可看出，水驱采收率为35.0%，而注入二元复合驱0.5 PV继续驱替后，采收率提高44.2百分点，最终采收率达79.2%，较聚合物驱的最终采收率提高3.6百分点。

图7 0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系的驱油物模结果Fig.7 Core displacement of 0.1%(w) HPAM+ 0.3%(w) 6501 binary combination flooding.■ Differential pressure；● Recovery ratio；▲ Water content Test conditions referred to Fig.4.

2.3 微观驱油实验

鉴于单独聚合物不具有降低油水界面张力的能力，使得聚合物驱提高洗油效率能力有限，故考虑在聚合物中加入表面活性剂，研究了聚/表二元复合驱提高稠油采收率的机理。聚合物驱的微观驱油效果见图8。

图8 聚合物的驱微观驱油效果Fig.8 Microcosmic oil displacement of polymer flooding. Test conditions referred to Fig.4.

从图8a可看出，水驱时注入水沿对角线方向指进非常明显，沿对角线方向有明显水道。注入0.5 PV水后，模型中仍有大量未波及的剩余油，主要呈簇状、柱状、盲端和孤岛状；注入聚合物驱后（见图8b）连通性好的簇状、柱状、盲端和孤岛状残余油被启动，剩余油和残余油明显减少。

图9 0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系的微观驱油效果Fig.9 Microcosmic oil displacement of the 0.1%(w)HPAM+ 0.3%(w)6501 binary combination flooding system. Test conditions referred to Fig.4.

0.1 %（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系的微观驱油效果见图9，乳化携带机理见图10。对比图8b和图9b可看出，水驱后二元复合驱体系对剩余油的作用比聚合物驱对剩余油的作用明显，二元复合驱体系的波及面更广，剩余油和残余油较聚合物驱更少。但模型主对角线方向的两侧仍有大量原油未被波及（见图9b）。说明在聚合物中加入表面活性剂后，油水界面张力显著降低，原油很容易和聚/表二元复合驱发生乳化分散现象（见图10a～b中方框所示），形成水包油乳状液（见图10a～b中椭圆所示），然后通过乳化携带机理被采出，从而提高波及区域的洗油效率（见图10c～d中椭圆所示）。

图10 0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系的乳化携带机理Fig.10 Emulsifying and carrying mechanism of the 0.1%(w)HPAM+ 0.3%(w)6501 binary combination flooding system.

通过图像处理软件处理微观驱油实验的图像，计算得到水驱后进行聚合物驱和0.1%（w） HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱的采收率曲线，见图11～12。计算结果显示，聚合物驱在水驱的基础上采收率提高了24.6百分点，二元复合驱则提高了30.3百分点，二元复合驱较聚合物驱的采收率提高5.7百分点，微观驱油实验结果与人造岩心物模实验结果接近。

图11 水驱后进行聚合物驱的采收率曲线Fig.11 Recovery curve of polymer flooding after water flooding.

图12 水驱后进行0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱的采收率曲线Fig.12 Recovery curve of the 0.1%(w)HPAM+ 0.3%(w)6501 binary combination flooding after water flooding.

3 结论

1）0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱体系具有良好的耐温、抗盐、抗二价离子能力，在40～80 ℃、矿化度1 000～13 000 mg/L、Ca2+含量50～350 mg/L范围内，该二元复合驱体系的油水界面张力在10-3～10-2mN/m间保持稳定。

2）人造岩心物模实验结果表明，HPAM+6501二元复合驱体系在水驱后能进一步提高采收率，采收率提高44.2百分点，较聚合物驱的最终采收率提高3.6百分点。

3）通过图像处理软件处理微观驱油的图像，计算结果显示，0.1%（w）HPAM+0.3%（w）6501二元复合驱可在水驱的基础上提高采收率30.3百分点，较聚合物驱采收率提高5.7百分点，该结果与人造岩心物模实验结果接近。

［1］ 李鹏华. 稠油开采技术现状及展望［J］.油气田地面工程，2009，28（2）：9-10.

［2］ Pei Haihua，Zhang Guicai，Ge Jijiang，et al. Potential of alkaline flooding to enhance heavy oil recovery through water-inoil emulsification［J］.Fuel，2013，104 （2），284-293.

［3］ Pei Haihua，Zhang Guicai，Ge Jijiang，et al. Study on the variation of dynamic interfacial tension in the process of alkaline flooding for heavy oil［J］.Fuel，2013，104：372-378.

［4］ Pei Haihua，Zhang Guicai，Ge Jijiang，et al. Comparative effectiveness of alkaline flooding and alkaline-surfactant flooding for improved heavy-oil recovery ［J］.Energy Fuels，2012，26（5）：2911-2919.

［5］ Pei Haihua，Zhang Guicai，Ge Jijiang，et al. Analysis of microscopic displacement mechanisms of alkaline flooding for enhanced heavy oil recovery ［J］.Energy Fuels，2011，25（10），4423-4429.

［6］ Pye D J. Improved secondary recovery by control of water mobility［J］.Soc Petro Eng，1964，16（3）：911-916.

［7］ Rosen M J，Kunjappu J T. Surfactants and interfacial phenomena［M］.4rd Ed. New Jersey：Wiley，2012.

［8］ Reed R L，Healy R N. Some physicochemical aspects of microemulsion flooding：A review ［J］.Improved Oil Recovery by Surfactant and Polymer Flooding，1974，14（5）：383-437.

［9］ Schramm L L，Stasiuk E N，Turner D. The influence of interfacial tension in the recovery of bitumen by water-based conditioning and flotation of Athabasca oil sands［J］.Fuel Process Technol，2003，80（2）：101-118.

［10］ 刘莉平，杨建军. 聚/表二元复合驱油体系性能研究［J］.断块油气田，2004，11（4）：44-45.

［11］ 单希林，康万利，孙洪彦，等. 烷醇酰胺型表面活性剂的合成及在EOR中的应用［J］.东北石油大学学报，1999，23（1）：32-34.

［12］ 李晓东，刘慧，徐方俊. 烷醇酰胺表面活性剂在降压增注技术中的性能与应用研究［J］.哈尔滨理工大学学报，2009，14（6）：120-123.

［13］ 郭淑凤. 有机碱三元复合驱体系与正构烷烃间的界面张力［J］.油田化学，2016，33（1）：120-124.

［14］ 康万利，郭黎明，孟令伟，等. 超低界面张力强化泡沫体系稠油驱研究［J］.中国石油大学学报：自然科学版，2012，36（1）：170-174.

［15］ 唐红娇，侯吉瑞，赵凤兰，等. 油田用非离子型及阴-非离子型表面活性剂的应用进展［J］.油田化学，2011，28（1）：115-118.

［16］ Wang Hongyan，Cao Xulong，Zhang Jichao，et al. Development and application of dilute surfactant-polymer flooding system for Shengli oilfield［J］.J Petrol Sci Eng，2009，65（1/2）：45-50.

［17］ 周国华，曹绪龙，李秀兰，等. 表面活性剂在胜利油田复合驱中的应用研究［J］.精细石油化工进展，2002，3（2）：5-9.

［18］ 靖波，张健，吕鑫，等. 聚-表二元驱油体系性能对比研究［J］.西南石油大学学报：自然科学版，2013，35（1）：155-159.

［19］ 国家石油和化学工业局. SY/T 5370—1999 表面及界面张力测定方法［S］.北京：石油工业出版社，1999.

（编辑 邓晓音）

Enhanced residual oil recovery by surfactant/polymer binary combination flooding after water flooding of heary oil

Liao Kaili，Ge Jijiang，Fu Lipei，Pei Haihua，Jiang Ping，Zhang Guicai
（Petroleum Engineering College，China University of Petroleum (East China)，Qingdao Shandong 266580，China）

The surfactant/polymer binary combination flooding system consists of alkanolamide(6501) and partially hydrolyzed polyacrylamide(HPAM). The temperature tolerance，salt resistance and divalent cation resistance of the binary combination flooding system were investigated by means of spinning drop interfacial tensiometer. The oil displacement effect of the binary combination floodi ng system was evaluated through artificial core displacement experiments and microcosmic oil displacement experiments. The results indicated that，under the conditions of temperature of 40-80 ℃，salinity of 1 000-13 000 mg/L and Ca2+concentration of 50-350 mg/L，the oil/water interfacial tension of the 0.1%(w) HPAM+ 0.3%(w) 6501 binary combination flooding system could be extremely low(10-3-10-2mN/m). Both the artificial core displacement experiments and the microcosmic oil displacement experiments showed that，after water flooding，the recovery ratio of the binary combination flooding system was higher than that of polymer flooding system.

surfactant/polymer binary combination flooding；alkanolamide；interfacial tension；enhanced oil recovery；microcosmic oil displacement

1000-8144（2016）12-1519-07

TE 357.463

A

10.3969/j.issn.1000-8144.2016.12.017

2016-05-13；［修改稿日期］2016-09-04。

廖凯丽（1989—），女，湖北省潜江市人，博士生，电话 15689131088，电邮 lkl123@163.com。联系人：葛际江，电话0532-86981178，电邮 gejijiang@163.com。

中央高校基本科研业务费专项资金资助（24720156035A，24720156031A）；国家自然科学基金项目（51474234）；山东省自然科学基金项目（ZR2014EZ002）。