三元复合体系乳化渗流规律研究

安会明，张垒垒，窦旭斌，邓雪菲

（兰州城市学院培黎石油工程学院，甘肃兰州 730070）

化学驱作为一种重要的强化采油方式[1]，提高采收率机理主要在于聚合物的增黏特性提高了驱替液的波及体积[2]，表面活性剂和碱的表面活性降低了油水界面张力提高了洗油效率[3]。三元驱替液在不同渗透储层驱油过程中，不同位置油的分布、动用程度以及油水的乳化状态因实际岩石的不可视化一直模糊不清[4]。本次利用90 cm长岩心，在30 cm、60 cm和90 cm处分置3个采出液接口[5]，观察不同注入量下采出液的乳化程度及含油量，结合水驱采收率和化学驱采收率分析三元复合驱条件下的油水乳化渗流规律。

1 实验材料及方案

人造均质岩心模型，岩心尺寸为4.5 cm×4.5 cm×90 cm，渗透率分别为336 mD、1 384 mD、2 733 mD；水为油田污水；油为原油与煤油配制的模拟油，45℃条件下的黏度为 9.8 mPa·s。聚合物为HPAM，相对分子质量2 500×104；表面活性剂为石油磺酸盐；碱为Na2CO3。所有实验均在45℃条件下进行。

水驱至出口端含水达60%～80%，注入0.3 PV三元主段塞（0.3%PS+1 650 mg/L HPAM+1.2%Na2CO3，黏度45.7 mPa·s），再注入0.15 PV三元副段塞（0.1%PS+1 650 mg/L HPAM+1.0%Na2CO3，黏度 46.0 mPa·s），0.20 PV 聚合物保护段塞（1 300 mg/L，黏度 50.2 mPa·s），后续水驱。

2 实验现象分析与讨论

2.1 气测渗透率为336 mD岩心中的乳化渗流规律

30 cm处采集样品：0.3 PV～0.58 PV时采出液乳化现象严重，含油量多，新注入的三元驱替液与水流变特性相差大[6]，引起注入端附近流场变化，部分非原液流路径中的剩余油被动用，很快汇入原液流路径中，在流动剪切作用下乳化现象严重，并形成少量新液流路径。0.58 PV～0.8 PV时采出液有乳化现象，含油量极少，驱替液在稳定液流路径中携带残余油（见图1）。

60 cm处采集样品：0.4 PV～0.58 PV时采出液乳化现象严重，含油量少，距离入口较远流场波动较小，非原液流路径中的剩余油动用少，比较于30 cm处采集样品含油量减少（见图2）。

90 cm处采集样品：0.84 PV～0.89 PV时采集样品呈微乳化现象，采出液中的油为乳化油墙[7]前缘，一方面三元驱替液在岩心中的色谱分离现象[8]导致少量碱、表面活性剂超前移动并产生微乳化现象，另一方面随着前缘推进，新鲜岩样不断吸附前缘中的表面活性剂和碱[9]，致使乳状液破乳并呈现微乳化状态。0.89 PV～0.99 PV时采集样品乳化严重，采出液中的油为乳化油墙后缘，主要为稳定液流路径中的残余油。三元驱替液刚流出岩心出口时，岩心中含驱替液0.89 PV（见图3）。

2.2 气测渗透率为1 384 mD岩心中的乳化渗流规律

图1 距岩心入口30 cm处不同注入量（PV）时取样照片

图2 距岩心入口60 cm处不同注入量（PV）时取样照片

30 cm处采集样品：0.41 PV～0.8 PV时采出液乳化现象较严重，含油量较多，注入端附近流场变化较大，少部分非原液流路径中的剩余油被动用，在流动剪切作用下出现乳化现象，同时形成少量新液流路径。0.8 PV～1.0 PV时采出液含油量极少，驱替液在稳定液流路径中携带残余油（见图4）。

图3 岩心出口处不同注入量（PV）时取样照片

图4 距岩心入口30 cm处不同注入量（PV）时取样照片

60 cm处采集样品：0.3 PV～0.5 PV时含油量较多，没有乳化现象，由于增加的注入压力在非原液流路径中进行了有效的传递。非原液流路径中的剩余油动用多，比较于30 cm处采集样品含油量相当（见图5）。

90 cm处采集样品：0.96 PV时采集样品呈微乳化现象，采出液中的油为乳化油墙前缘。0.96 PV～1.23 PV时采集样品乳化较严重，采出液中的油为乳化油墙后缘，主要为稳定液流路径中的残余油。三元驱替液刚流出岩心出口时，岩心中含驱替液0.96 PV（见图6）。

2.3 气测渗透率为2 733 mD岩心中的乳化渗流规律

30 cm处采集样品：0.42 PV～0.59 PV时采出液未乳化，含油量少，非原液流路径中的油少量动用。0.59PV～0.92 PV时采出液略有乳化现象，含油量较少，部分非原液流路径中的剩余油被动用，汇入原液流路径中，并形成少量新液流路径。0.92 PV～1.12 PV时采出液含油量极少，驱替液在稳定液流路径中携带残余油（见图7）。

60 cm处采集样品：0.42 PV～0.59 PV时采出液未乳化，含油量多。0.59 PV～1.12 PV采出液略有乳化现象，含油量多。三元驱替液主要沿着原液流路径流动，比较于30 cm处采集样品含油量多（见图8）。

图5 距岩心入口60 cm处不同注入量（PV）时取样照片

90 cm处采集样品：0.79 PV～1.01 PV时采出液未乳化，含油量多，采出液中的油为乳化油墙前缘。1.01PV～1.30 PV时采集样品有乳化现象，采出液中的油为乳化油墙后缘，主要为稳定液流路径中的残余油。三元驱替液刚流出岩心出口时，岩心中含驱替液1.01 PV（见图9）。

图6 岩心出口处不同注入量（PV）时取样照片

图7 距岩心入口30 cm处不同注入量（PV）时取样照片

图8 距岩心入口60 cm处不同注入量（PV）时取样照片

图9 岩心出口处不同注入量（PV）时取样照片

随渗透率增加，测压点2、测压点3及出口乳化现象出现依次推迟，驱替液波及体积依次增大。对于2 733 mD的岩心出口开始乳化在1.01 PV以后，即使336 mD和1 384 mD的岩心出口开始乳化也在0.89 PV和0.96 PV以后，显然三元驱替液前缘中的表面活性剂和碱被岩心吸附，而没有及时出现乳化现象。所以渗透率越大三元驱替液波及体积越大，采出液乳化现象的出现越会延迟，乳化程度越会降低（见表1）。

表1 三元复合体系在不同渗透率岩心中的乳化情况统计表

3 结论

（1）随渗透率升高，新注入的三元驱替液在岩心入口引起的流场变化趋势降低，注入端剩余油动用程度及靠近注入口处采出液乳化程度降低。

（2）随渗透率升高，新增加的注入压力在非原液流路径中的有效传递程度升高，远离注入口的剩余油动用程度升高，采出液乳化程度降低。

（3）随渗透率升高，采出液乳化现象推迟，乳化程度降低，三元驱替液波及体积升高。