聚/表二元体系流度控制作用对采收率的影响——以大港孔南高凝高黏油藏为例

杨怀军， 张 杰， 曹伟佳， 苏 鑫

(1. 中国石油大港油田公司 采油工艺研究院，天津 300280；2.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)



聚/表二元体系流度控制作用对采收率的影响
——以大港孔南高凝高黏油藏为例

杨怀军1， 张 杰1， 曹伟佳2， 苏 鑫2

(1. 中国石油大港油田公司 采油工艺研究院，天津 300280；2.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)

大港油田孔南地区油藏具有高凝、高黏和高矿化度等特点，水驱开发效果较差，亟待采取大幅度提高采收率技术措施。为考察聚/表二元复合体系流度控制能力对采收率的影响，以目标油藏储层岩石和流体物性为模拟对象，开展了聚/表二元复合体系黏度对采收率影响实验研究。结果表明，对于非均质油藏，与洗油能力相比，聚/表二元复合体系流度控制能力对采收率贡献率超过70%。从技术和经济角度考虑，目标油藏聚/表二元复合驱合理黏度比(μp/μo)为1～2。通过在聚合物干粉熟化过程中添加除垢剂，不仅可以消除钙镁离子对聚合物增黏性的不利影响，而且除垢剂与水中钙镁离子作用形成的微米级固体颗粒可以随聚合物溶液进入岩石孔隙，产生良好液流转向效果，技术经济效果十分显著。

高凝高黏油藏； 聚/表二元体系； 流度控制作用； 影响因素； 物理模拟； 机理分析

三元复合驱以其采收率增幅较大而受到石油科技工作者的高度重视，已在大庆油田、胜利和克拉玛依等油田进行了先导性和工业性矿场试验，取得了明显的增油降水效果。但在矿场试验过程中也暴露出一些问题，如三元复合体系中碱和表面活性剂引起的结垢和乳化问题[1-5]。此外，碱和表面活性剂对聚合物溶液流度控制能力影响也制约了扩大波及体积效果，并最终影响采收率。因此，无碱聚/表二元复合驱室内研究和矿场试验开始受到石油科技工作者的高度重视，目前吉林红岗油田、辽河锦16块、大港港西三区、长庆油田、新疆克拉玛依油田和渤海锦州93油田等进行了聚/表二元复合驱矿场试验[6-9]，其中锦16块见到了明显增油降水效果。大港油田孔南地区储层属于高凝、中高黏、中低渗和高矿化度油藏，平均渗透率(120～199)×10-3μm2，渗透率变异系数0.60～0.68，原油凝固点20～31 ℃，地面原油黏度177～962 mPa·s，注入水矿化度29 584 mg/L，水驱开发效果较差，亟待采取大幅度提高采收率技术措施。为满足聚/表二元复合驱注入工艺参数优化技术要求，本文以目标油藏储层岩石和流体物性为模拟对象，开展了聚/表二元复合体系流度控制作用对采收率影响实验研究，这对进一步加深聚/表二元复合驱驱油机理和提高矿场实施效果具有参考价值。

1 实验部分

1.1 药剂和原料

聚合物为疏水缔合聚合物AP-P7，由中国石油大港油田采油工艺研究院提供，有效质量分数为90%。表面活性剂为官109PS985，由大港油田采油工艺研究院提供，有效质量分数为40%。

实验用油为模拟油，由大港孔南地区储层原油与煤油混合而成，油藏温度条件下黏度为50 mPa·s。实验用水为大港孔南地区注入水和地层水，注入水水质分析见表1。

表1 水质分析结果

1.2 岩心

实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结二维纵向非均质人造岩心[10]，包括高中低三个渗透层，各小层渗透率Kg分别为645×10-3、195×10-3、60×10-3μm2。岩心外观几何尺寸：长×宽×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm，各个小层厚度为1.5 cm。

1.3 仪器及实验步骤

采用驱替实验装置评价聚/表二元体系驱油效果，该装置包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等，除手摇泵和平流泵外，其余部件置于油藏温度保温箱内。

实验步骤：

① 在室温下，岩心抽真空饱和地层水，计算孔隙体积和孔隙度；

② 在油藏温度条件下，进行渗透率测试；

③ 在油藏温度条件下，饱和模拟油(黏度50 mPa·s)，计算含油饱和度；

④ 在油藏温度条件下，水驱到设计含水率，计算水驱采收率；

⑤ 在油藏温度条件下，注入化学剂段塞，后续水驱到含水率98%，计算采收率。

实验注入速度为0.8 mL/min。

1.4 方案设计

1.4.1 流度控制作用对聚/表二元复合驱采收率的贡献率

(1) “聚合物溶液/原油”黏度比(μp/μo)和渗透率变异系数对驱油效果的影响

方案1-1～方案1-4：水驱至含水率98%+0.6 PV聚合物溶液(μp=25、50、100、200 mPa·s)+后续水驱至含水率98%。

(2) “聚/表二元体系/原油”黏度比(μsp/μo)对增油效果的影响

方案2-1～方案2-4：水驱至含水率98%+0.6 PV聚/表二元体系(μsp=25、50、100、200 mPa·s)+后续水驱至含水率98%。

1.4.2 药剂质量浓度对聚/表二元复合驱增油效果的影响

(1) 表面活性剂质量浓度的影响

方案3-1～方案3-4：水驱至含水率98%+0.6 PV聚/表二元体系(Cp=2 000 mg/L，Cs=500、1 000、2 000、3 000 mg/L)+后续水驱至含水率98%。

(2) 聚合物质量浓度的影响

方案4-1～方案4-4：水驱至含水率98%+0.6 PV聚/表二元体系(Cp=1 000、2 000、3 000、4 000 mg/L，Cs=2 000 mg/L)+后续水驱至含水率98%。

1.4.3 溶剂水对聚/表二元复合驱增油效果的影响

方案5-1～方案5-3：水驱至含水率98%+0.6 PV聚/表二元体系(注入水、软化水(除垢)和软化水(含垢))+后续水驱至含水率98%。

2 结果分析

2.1 流度控制作用对采收率的贡献率

2.1.1 黏度比(μp/μo)对增油效果的影响

(1) 采收率

在原油黏度为50 mPa·s条件下，“聚合物溶液/原油”黏度比(μp/μo)对聚合物驱增油效果影响实验结果见表2。

表2 不同黏度比(μp/μo)的采收率实验数据

从表2中可以看出，随黏度比(μp/μo)即聚合物溶液黏度增大，流度控制作用增强，扩大波及体积效果提高，采收率增加。进一步分析表明，当黏度比(μp/μo)在0.5～2.0时，聚合物驱采收率增幅较大。

(2) 动态特征

实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV数关系见图1。

图1 不同黏度比(μp/μo)时注入压力、含水率和采收率与PV数关系

Fig.1 The relationship between injection pressure, moisture, recovery and PV under the condition of different viscosity ratio(μp/μo)

从图1中可以看出，随黏度比(μp/μo)即聚合物溶液黏度增大，注入压力升高，中低渗透层吸液压差增大，液流转向效果提高，含水率下降，采收率增加。进一步分析表明，当黏度比(μp/μo)为1～2时，注入压力增幅较大，这有利于增加中低渗透层吸液压差，增加波及系数和提高采收率。

2.1.2 黏度比(μsp/μo)对驱油效果的影响

在原油黏度为50 mPa·s条件下，“聚/表二元体系/原油”黏度比(μsp/μo)对聚/表二元驱增油效果影响实验结果见表3。

从表3中可以看出(与表2类似)，随黏度比(μsp/μo)即聚/表二元体系黏度增大，流度控制作用增强，扩大波及体积效果提高，采收率增加。进一步分析表明，当黏度比(μsp/μo)在1～2时，聚/表二元驱采收率增幅较大。

表3 不同黏度比(μsp/μo)的采收率实验数据

2.1.3 流度控制作用对化学驱采收率的贡献率 从表2和表3中可以看出，聚合物溶液和聚表二元体系黏度几乎相等，表明两种驱油剂流度控制能力近似相同。由此可见，两种驱油剂采收率差异是由于洗油能力不同造成的[11-12]。为了描述驱油剂流度控制和洗油能力对驱油效果(采收率)的影响，定义驱油剂流度控制和洗油能力对采收率(η)的贡献率(δ)：

δ流度控制能力=η聚合物驱/η聚/表二元驱

δ洗油能力=1-δ流度控制能力

聚/表二元体系流度控制和洗油能力对采收率的贡献率计算结果见表4。

表4 采收率贡献率数据

从表4中可以看出，随黏度比(μsp/μo)即聚合物质量浓度增加，聚/表二元体系流度控制作用对采收率贡献率增加，但增幅逐渐减小。进一步分析表明，在影响化学驱增油效果基本要素中，流度控制作用对采收率贡献率要远大于洗油作用的贡献率。

2.2 药剂质量浓度对增油效果的影响

2.2.1 表面活性剂 表面活性剂质量浓度对聚/表二元体系驱油效果影响实验结果见表5。

表5 不同表面活性剂质量浓度的采收率实验数据

从表5中可以看出，随聚/表二元体系中表面活性剂质量浓度增加，其黏度小幅度增加，最终采收率增加，但采收率增幅不大。

2.2.2 聚合物 聚合物质量浓度对聚/表二元驱油效果影响实验结果见表6。

表6 不同聚合物质量浓度的采收率实验数据

从表6中可以看出，随聚合物质量浓度增大，聚/表二元体系黏度增加，流度控制能力增强，波及系数增加，采收率增大。进一步分析表明，当聚合物质量浓度达到2 000 mg/L时，聚/表二元体系黏度明显增加，表明此时聚合物分子链间缔合作用明显加强，形成了具有“网状”结构特征的聚合物分子聚集体[13]，这使得聚合物溶液中聚合物分子线团与岩石孔隙间匹配性变差，采收率增幅减小。

2.2.3 溶剂水处理方式对增油效果的影响

(1)采收率

向注入水中加入除垢剂并搅拌几分钟，将水中生成微颗粒类物质过滤，得到“软化水”，用其配制聚合物溶液。或将聚合物干粉与除垢剂一块分散到注入水中搅拌2 h，此过程中生成垢微颗粒就会均匀分散在聚合物溶液内(简称“含垢水”)，并通过聚合物溶液携带进入岩心。溶剂水处理方式对聚/表二元体系(Cp=1 400 mg/L，Cs=2 000 mg/L)驱油效果影响实验结果见表7。

表7 不同注入水类型的采收率实验数据

从表7中可以看出，在3种溶剂水配制聚/表二元体系中，含垢水的增油效果最好，其次为软化水，再其次为注入水。分析表明，与注入水相比较，软化水去除了水中钙镁离子，降低了二价阳离子对聚合物分子链抑制作用，有利于聚合物分子伸展和缔合[14-16]，因而聚/表二元体系黏度较高，流度控制能力较强，扩大波及体积效果较好。而含垢水中含有微米级固体颗粒，它们随聚合物溶液进入岩心孔隙，并在其中发生滞留，可以起到封堵大孔道和改善液流转向效果作用，因而采收率增幅最大。综上所述，由于目标油藏配制聚合物用水不仅总矿化度较高，而且钙镁离子含量也较高，这将对聚合物增黏能力造成不利影响。

(2) 动态特征

实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV数关系见图2。

图2 不同注入水类型时注入压力、含水率和采收率与PV数关系

Fig.2 The relationship between injection pressure, moisture, recovery and PV under the condition of different water type

从图2中可以看出，在3种水配制聚/表二元体系驱替实验过程中，含垢水注入压力最高，扩大波及体积效果最好，采收率增幅最大，其次是软化水，再次是注入水。

(3) 机理分析

将聚合物干粉与除垢剂一块分散到注入水中搅拌2 h，此过程中生成垢微颗粒就会均匀分散在聚合物溶液内，成垢颗粒粒径检测结果见表8。

从表8中可以看出，聚合物溶液中成垢颗粒粒径分布比较集中，粒径中值为11.99 μm。由此可见，当聚合物溶液携带悬浮垢颗粒进入优势通道或特高渗透层(见图3)后，固体颗粒会进一步强化聚/表二元复合体系的液流转向作用，取得更好扩大波及体积和提高采收率效果。

表8 成垢颗粒粒径测试

注：D10代表粒径分布曲线中纵坐标累计分布10%所对应的横坐标直径值，D25、D50、D75、 D90 以此类推。

图3 调驱剂液流转向原理示意图

Fig.3 Diagram of fluid diversion theory

3 结论

(1) 对于非均质油藏，与洗油能力相比较，驱油剂流度控制能力对化学驱采收率贡献率超过70%。因此，提高驱油剂流度控制能力是提高化学驱采收率的最有效途径。

(2) 从技术和经济两方面考虑，推荐目标油藏聚/表二元复合驱合理黏度比(μp/μo)为1～2。

(3) 通过在聚合物干粉熟化过程中添加除垢剂，不仅可以消除钙镁离子对聚合物增黏性的不利影响，而且除垢剂与水中钙镁离子作用形成的微米级固体颗粒可以随聚合物溶液进入岩石孔隙，产生良好液流转向效果，技术经济效果十分显著。

[1] 王德民，程杰成，吴军政，等．聚合物驱油技术在大庆油田的应用[J]．石油学报，2005，26(1):74-78．

Wang Demin，Cheng Jiecheng，Wu Junzheng，et al．Application of polymer flooding technology in Daqing oilfield[J]．Acta Petrolei Sinica，2005，26(1)：74-78．

[2] 张晓芹，关恒，王洪涛．大庆油田三类油层聚合物驱开发实践[J]．石油勘探与开发，2006，33(3):374-377．

Zhang Xiaoqin,Guan Heng,Wang Hongtao．Practice of tertiary-main layers polymer flooding in Daqing oilfield[J]．Petroleum Exploration and Development，2006，33(3)：374-377．

[3] 刘东升，李金玲，李天德，等．强碱三元复合驱硅结垢特点及防垢措施研究[J]．石油学报，2007，28(5):139-141．

Liu Dongsheng, Li Jinling, Li Tiande, et al．Scaling characteristics of silicon and anti-scaling measures in ASP flooding with alkal[J]．Acta Petrolel Sinica，2007，28(5)：139-141．

[4] 陈国福，卢祥国，赵兰兰，等． 弱碱三元复合驱矿场动态特征及结垢问题[J]．油田化学，2009，26(3):320-324．

Cheng Guofu, Lu Xiangguo, Zhao Lanlan, et al．Field performance of industrial alkalescent alkaline/surfactant/polymer flood in Daqing and related scaling problems[J]．Oilfield Chemistry, 2009, 26(3):320-324．

[5] 何金钢，杨晶，宋考平，等．弱碱三元复合驱结垢现象[J]．石油化工高等学校学报，2014，27(5)：72-79．

He Jingang, Yang Jing,Song Kaoping, et al．Scaling phenomenon in base ASP flooding[J]．Journal of Petrochemical Universities，2014，27(5)：72-79．

[6] 吕鑫，张建，姜伟. 聚合物/表面活性剂二元复合驱研究进展[J]. 西南石油大学学报(自然科学版)，2008，30(3)： 127-130.

Lv Xin, Zhang Jian, Jiang Wei. Progress in polymer/surfactant bimary combination drive [J].Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition),2008，30(3)：127-130.

[7] 朱友益，张翼，牛佳玲，等. 无碱表面活性剂-聚合物复合驱技术研究进展[J]. 石油勘探与开发，2012，39(3)：346-351.

Zhu Youyi, Zhang Yi, Niu Jialing, et al．The progress in the alkali-free surfactant-polymer combination flooding technique[J]. Petroleum Exploration and Development，2012，39(3)：346-351.

[8] 张杰，杨怀军，曹伟佳，等. 高凝高黏高盐均质油藏聚/表二元复合驱合理黏度比[J].石油化工高等学校学报，2014，27(5):72-79.

Zhang Jie, Yang Huaijun, Cao Weijia, et al. Reasonable viscosity ratio of polymer/surfactant combination system in high condensation and high viscosity and high salt and homogeneous reservoir [J]. Journal of Petrochemical Universities,2014,27(5):72-79.

[9] 王荣健，卢祥国，牛丽伟，等． 大庆油田萨北开发区二类油层二元复合驱技术研究[J]．海洋石油，2009，29(3)：57-61．

Wang Rongjian,Lu Xiangguo,Niu Liwei, et al．Study on surfactant/polymer flooding technology for under-productive oil layers in development zone of the north Saertu of Daqing oilfield[J]．Offshore Oil，2009，29(3)：57-61．

[10] 卢祥国，宋合龙，王景盛，等. 石英砂环氧树脂胶结非均质模型制作方法：中国，ZL200510063665.8[P]. 2005-09.

[11] 牛丽伟，卢祥国，杨怀军，等. 二元复合驱流度控制作用效果及其合理流度比研究[J]. 中国石油大学学报(自然科学版)，2014，38(1)：148-154.

Niu Liwei，Lu Xiangguo，Yang Huaijun, et al．Study on mobility control of polymer /surfactant oil-displacing agent and reasonable mobility ratio[J]．Journal of China University of Petroleum(Natural Science Edition),2014,38(1)：148-154.

[12] 卢祥国，张云宝. 聚合物驱后进一步提高采收率方法及其作用机理研究[J]. 大庆石油地质与开发，2007,26(6)：113-118.

Lu Xiangguo, Zhang Yunbao. EOR methods after polymer flooding and their action mechanisms[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing,2007,26(6)：113-118.

[13] 卢祥国，周彦霞，孙哲，等. 聚合物分子聚集体形态及其油藏适应性[J]. 大庆石油地质与开发，2015，34(6)：88-94.

Lu Xiangguo, Zhou Yanxia, Sun Zhe, et al．Polymer molecular aggregation morphology and its adaptability[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2015, 34(6)：88-94.

[14] 卢祥国，王晓燕，李强，等．高温高矿化度条件下驱油剂中聚合物分子结构形态及其在中低渗油层中的渗流特性[J]．化学学报，2010，68(12)：1229-1234．

Lu Xiangguo, Wang Xiaoyan, Li Qiang, et al．The polymer molecular configuration in the oil displacement agent with high temperature and salinity and its seepage property in the medium-low permeability layer[J]．Acta Chimica Sinica, 2010，68(12)：1229-1234．

[15] 樊剑，韦莉．污水配制聚合物溶液黏度降低的影响因素研究[J]．油田化学，2011，28(3)：250-253．

Fan Jian，Wei Li. Influencing factors of the viscosity decrease on polymer sewage solution[J]．Oilfield Chemistry, 2011，28(3)：250-253．

[16] 杨怀军，杨德华，潘红，等．污水配制活性碱/聚二元复合驱体系实验研究 [J]．西安石油大学学报(自然科学版)，2009，31(5)：150-154．

Yang Huaijun,Yang Dehua,Pan Hong, et al．Experimental research on active alkali-polymer comnination flooding system with produced water[J]．Journal of Southwest Petroleum University(Science & Technology Edition), 2009,31(5)：150-154．

(编辑 闫玉玲)

The Effect of Polymer/Surfactant Combination System Mobility Control Function on Oil Recovery:Take the Kongnan Reservoir of Dagang Oilfiled as Research Object

Yang Huaijun1, Zhang Jie1, Cao Weijia2, Su Xin2

(1.OilProductionTechnologyResearchInstitute，DagangOilfield，PetroChina,Tianjin300280,China; 2.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

Kongnan block of Dagang oilfield has characteristics of hypercoagulable, high viscosity and high salinity, the development effect of water flooding is poor, so it is urgent to take technical measures to improve the oil recovery by a wide margin. In order to investigate the effect of the mobility control ability of the polymer/surfactant combination system on oil recovery, the author studied the effect of polymer/surfactant combination system viscosity on oil recovery, based on Kongnan block of Dagang oilfield reservoir rock and fluid properties. The results show that, compared with the displacement capacity, for the heterogeneous reservoir, the mobility control contributes more than 70% to the oil recovery efficiency of the polymer/surfactant combination system. Comprehensively considering technical and economic effects，the reasonable viscosity ratio(μp/μo) in polymer/surfactant combination system flooding should be about 1～2．By adding the disincrustant in the process of polymer powder curing, it can not only eliminate the adverse effect of Ca2+and Mg2+on the polymer viscosity, but also can form the micron grade solid particles, which is able to enter the reservoir porosity with the polymer solution. Thus, it can produce a good flow-turning result, and the technical and economic effect is significant.

Hypercoagulable and high viscosity reservoir; Polymer/surfactant combination system;Mobility control function; Influencing factors; Physical simulation; Mechanism analysis

1006-396X(2016)05-0083-07

2016-03-11

2016-09-01

中国石油重大矿场试验项目“孔南地区高凝高粘油藏化学复合驱最佳流度界定实验研究”经费资助(DGYT-2014-JS-306)。

杨怀军(1963-)，男，博士，高级工程师，从事提高采收率技术研究；E-mail: yanghjun@petrochina.com.cn。

TE32+7

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.014

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn