低渗油藏二元复合驱协同机理研究

刘 晨，李 竞，王 凯，王业飞，周文胜

（1.海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028；2.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028；3.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266555）

低渗油藏具有与中高渗油藏不同的地质特征和流体渗流特点，其开发方式也存在一定的差异。化学驱油技术经过100 多年的发展，在理论、实践方面都取得了长足进步，特别是我国的化学驱油技术已经成为提高原油产量的重要技术，各种化学驱配套工艺相对完善[1-7]，开展化学驱油技术在低渗油藏的应用研究对低渗油田的开发具有重要意义。当前低渗油藏化学驱开展最多的是聚合物驱，但提高采收率效果一般，表面活性剂在低渗油藏更多的是用作降压增注剂[8-12]。低渗油藏二元复合驱的提出，充分发挥了表面活性剂的驱油效果，同时具有流度控制机理，引起了人们的重视，室内实验已经证实低渗油藏聚/表二元复合驱较水驱可提高10 %以上的采收率，具有良好的应用前景[13-18]。当前低渗透油藏二元复合体系的聚合物和表面活性剂在协同驱油方面的作用机制尚不完全明确。因此，本文基于表面活性剂在石英砂和储层净砂吸附性能方面的差异，探究了二元复合驱油体系中聚合物和表面活性剂在低渗油藏提高采收率中的协同作用机制，为二元复合体系在现场的应用提供指导。

实验以陆相区块A 的储层条件为基础。区块A 为高温、中盐、中孔、低渗储层，地层温度83 ℃，矿化度24 534 mg/L～26 069 mg/L，孔隙度平均为21.9 %，渗透率平均值为51.1×10-3mD。先期实验已筛选出由梳形聚合物HF 和非离子阴离子型表面活性剂NPAC（壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠）构成的二元复合体系0.4 PV（1 000 mg/L HF+0.3 % NPAC）在区块A 具有较好的增油效果。因此，本文基于该二元复合体系进行机理研究。

1 实验部分

1.1 仪器与材料

DY-III 型多功能物理模拟装置（自制）、蓝天牌101-6A 电热鼓风干燥箱、UV2802 型紫外可见分光光度计、IKA4000i control 恒温摇床、电动离心机、Mettler-Toledo 电子天平等。

梳形聚合物HF，相对分子质量616 万，水解度21%，固含量88.1 %；非离子-阴离子表面活性剂NPAC（壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠）；模拟油田产出水（矿化度分析见表1）；脱水原油（83 ℃黏度为2 mPa·s）；氯化钠，无水氯化钙，碳酸氢钠，六水合氯化镁等，均为分析纯；石英砂人造柱状岩心、天然露头砂人造柱状岩心。

1.2 实验方法

（1）吸附实验：将已知初始浓度的待测液与油田净砂按固液比1:20 的比例放入锥形瓶中，密封摇匀，放在83 ℃恒温摇床中，以一定速度连续振荡72 h 后取出，测量此时待测液浓度，记为吸附达到平衡时的平衡浓度；根据初始浓度和平衡浓度，计算待测化学剂的饱和吸附量。

（2）驱替实验：将饱和原油的岩心在83 ℃恒温下老化48 h，以0.3 mL/min 的速度进行水驱，直到产出液瞬时含水率达到100 %，注入规定孔隙体积倍数的驱油剂，转后续水驱至产出液瞬时含水率达到100 %。

2 结果与讨论

2.1 化学剂吸附性能

表1 配制用水离子组成Tab.1 The ion composition of produced water

实验测量了1 000 mg/L 的HF 溶液、质量百分数为0.3 %的NPAC 溶液以及二元复合体系（1 000 mg/L HF+0.3 %NPAC）分别在石英砂和储层净砂的饱和吸附量（见表2）。

表2 饱和吸附实验结果Tab.2 The static adsorption result

化学剂在地层吸附量大小与地层矿物组成密切相关，一般在黏土矿物上吸附量较大，在石英砂上吸附量很少[19，20]。由表2 可知，聚合物HF 在石英砂和净砂的吸附量均小于2 mg/g，表现出较好的抗吸附性能，有利于在地层中发挥驱油效果。由于NPAC 在溶液中可增强聚合物链的伸展性和负电性，因此，二元体系中HF在净砂的饱和吸附量仅为0.4 mg/g，低于单一体系中HF 在净砂的吸附量，这有利于二元复合驱油体系进入岩心深部发挥驱油性能。表面活性剂NPAC 在石英砂表面的饱和吸附量仅为0.5 mg/g，在净砂的吸附量高达5.0 mg/g，差异明显。区块A 储层净砂黏土含量较高，故对NPAC 表现出较强的吸附性。聚合物HF 的存在可占据净砂表面的部分吸附位，故二元体系中NPAC 在净砂的吸附量为3.5 mg/g，略低于单一体系中NPAC 在净砂的吸附量。由于表面活性剂NPAC 在石英砂的吸附量很小，因此，选用石英砂岩心进行驱油实验可基本消除表面活性剂吸附的影响。

2.2 低渗油藏二元复合驱机理研究

实验选取天然露头砂人造均质岩心和石英砂人造均质岩心，分析了HF 与NPAC 复配二元体系及单一体系的驱油效果，探究了低渗油藏中聚合物和表面活性剂对二元复合体系提高采收率的贡献，并分析了表面活性剂降压增注在低渗油藏二元复合驱中的作用。

人造均质岩心驱油实验的基础数据及实验结果（见表3、表4）。从表3 和表4 可知，实验选用的三组天然露头砂人造均质岩心基本一致，原始含油饱和度和水测渗透率都比较接近，为不同驱油配方的驱油效果对比提供了基础；实验选用的三组石英砂人造均质岩心基本一致，原始含油饱和度和水测渗透率都比较接近，为不同驱油配方的驱油效果对比提供了基础。

2.2.1 天然露头砂人造均质岩心驱油效果分析 方案Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ考察了二元复合体系与单一体系在天然露头砂人造均质岩心的驱油效果，实验结果（见图1）。

由图1 可知：二元复合驱的采收率在水驱基础上提高了13.46 %，单一聚合物驱的采收率在水驱基础上提高了11.25 %，单一表面活性剂驱的采收率在水驱基础上提高了4.88 %。由此可见，二元复合体系的驱油效果最好，聚合物驱略差，最不理想的是表面活性剂驱。这是由于二元复合驱发挥了聚合物和表面活性剂的协同效应，既可以较好的扩大波及系数，又可以通过降低界面张力来提高驱油效率。一方面，聚合物的加入有效防止了活性水及后续驱替水沿水驱已形成的水流通道向前突进，改善了后续水驱效果，聚合物的存在也有利于减少表面活性剂在地层的吸附，增加表面活性剂有效作用距离；另一方面，表面活性剂的存在可以降低油水间的界面张力，有利于残余油的驱动。由于表面活性剂吸附量较大，造成表面活性剂在岩心运移时被大量损耗，驱油效果不显著，二元复合驱采收率仅比单一聚合物驱提高了2.21 %，单一表面活性剂驱仅在水驱基础上提高了4.88 %。由此可见，在天然露头砂人造均质岩心上，二元复合驱的驱油效果主要是由聚合物贡献的。

表3 人造均质岩心驱油实验基础数据表Tab.3 The basic data of artificial homogeneous core flooding

表4 人造均质岩心驱油实验数据Tab.4 The experiment result in artificial homogeneous core

图1 不同驱替方案在天然露头砂人造均质岩心驱油效果对比图Fig.1 The result contrast of different flooding scheme in natural outcrop sand core

2.2.2 石英砂人造均质岩心驱油效果分析 方案Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ考察了二元复合体系与单一体系在石英砂人造均质岩心的驱油效果，实验结果（见图2）。

由图2 可知：二元复合驱的采收率在水驱基础上提高了16.66 %，单一聚合物驱的采收率在水驱基础上提高了11.59 %，单一表面活性剂驱的采收率在水驱基础上提高了9.30 %。由此可见，驱油效果最好的仍是二元复合体系，其后是聚合物驱和表面活性剂驱。由于表面活性剂在石英砂上的吸附量较小，其驱油效果得到充分发挥，因此，在石英砂人造均质岩心上，聚合物和表面活性剂均有较好的驱油效果，二者对二元复合驱的驱油效果均有重要贡献。

2.2.3 两种人造均质岩心驱油实验对比 对比天然露头砂岩心与石英砂岩心驱油实验结果（见图3）可知，方案Ⅱ在石英砂岩心的驱油效果与天然露头砂岩心驱油效果基本一致，这表明聚合物在不同岩心上驱油效果相同，而方案Ⅰ和方案Ⅲ的驱油效果在两种岩心上有明显区别，两种方案在石英砂岩心的驱油效果要明显好于天然露头砂岩心，这是由于石英砂岩心表面活性剂吸附量小，可以充分发挥表面活性剂的驱油效果，而天然露头砂岩心由于表面活性剂的大量吸附，其驱油作用未能得到充分体现。

另一方面，对比天然露头砂岩心与石英砂岩心驱油实验压力梯度比值（见图4）可知，表面活性剂具有降低注入压力的作用。方案Ⅰ单独表面活性剂驱，转注表面活性剂后天然露头砂岩心和石英砂岩心的注入压力均出现明显下降，表面活性剂减少了孔喉中残余油，提高了水相渗流能力。方案Ⅲ二元复合驱，转注二元复合体系后虽然天然露头砂岩心和石英砂岩心的注入压力均出现上升的趋势，但增加幅度明显小于单一聚合物驱，二元复合体系一方面可以提高水相渗流能力，另一方面也可以减小聚合物在地层的吸附滞留。由此可见，低渗油藏二元复合驱时，表面活性剂具有降压的作用。

图2 不同驱替方案在石英砂人造均质岩心驱油效果对比图Fig.2 The result contrast of different flooding scheme in the quartz sand homogeneous core

图3 天然露头砂岩心与石英砂岩心驱油效果对比图Fig.3 The result contrast in the natural outcrop sand and the quartz sand homogeneous core

图4 天然露头砂岩心与石英砂岩心压力梯度比值对比图Fig.4 The pressure gradient ratio contrast in the natural outcrop sand and the quartz sand homogeneous core

3 结论

（1）在天然露头砂人造均质岩心上，二元复合驱的驱油效果主要是由聚合物贡献的，二元复合驱采收率仅比单一聚合物驱提高2.21 %，单一表面活性剂驱仅在水驱基础上提高4.88 %。

（2）表面活性剂NPAC 在石英砂岩心上具有较好的驱油效果，采收率提高幅度可达9.3 %，远高于天然露头砂岩心，同时二元复合驱的采收率比单一聚合物驱提高5.07 %，协同驱油作用明显。

（3）低渗油藏二元复合驱时，表面活性剂不仅可以降低原油界面张力提高采收率，还具有降低注入压力的作用，二元复合体系在石英砂人造岩心的注入压力远低于单一聚合物体系的注入压力。