聚合物表面活性剂与油藏匹配性及液流转向能力研究

王 伟，崔丹丹，严 曦，胡 南，庄永涛，苑光宇，闫云贵，王 欢

(中国石油大港油田分公司，天津 300280)

0 引言

目前，聚合物/表面活性剂二元驱、三元复合驱等三次采油技术已成为中国诸多油田提高原油采收率的主要技术［1－4］，现场取得了较好的效果，提高采收率超过15.00个百分点，但多元化学剂间的协同作用机理、色谱分离效应、碱带来的管道结垢和产出液破乳困难等系列难题仍未得到有效解决。为避免多种化学剂间相互干扰带来的复杂问题，国内许多科技工作者致力于将以上多种化学剂进行归一化处理，研发出兼具发挥聚合物流度控制能力和表面活性剂乳化增黏两者优势的一元新型驱油剂——聚合物表面活性剂(聚表剂)［5－8］，该类新型驱油剂因其独特分子结构在增黏、抗盐、多孔介质中传输、驱油等方面对比聚合物表现出较大优势，在一些矿场试验中取得了较好的增油效果。但聚表剂的分子结构、溶液特性、油藏深部传导能力、液流转向能力及与油藏匹配性等机理研究尚不完善。该文以大港油田A区块油藏适用的聚表剂为例，通过对比评价聚表剂与聚合物在分子聚集形态、液流转向能力、剩余油变化情况和驱油效果等方面的差异，充分明确聚表剂的技术优势，为其应用于中高渗油藏提高采收率提供理论支撑。

1 实验研究

1.1 材料与仪器

实验采用的聚合物为天津博弘化工有限公司生产的工业品 BHHP－112，聚合物的固含量为88%，相对分子质量为 2 500×104，水解度为22.3%。聚表剂为上海海博油田化学品有限公司生产的海博I，聚表剂的固含量为88%。实验用水为大港油田A区块注入水，矿化度为6 726 mg/L，钙离子含量为40 mg/L，镁离子含量为21 mg/L，钠钾离子含量为2 040 mg/L，碳酸氢根含量为3 224 mg/L，氯离子含量为1 401 mg/L。实验用油为大港油田A区块井口脱水原油，地下原油黏度为19.2 mPa·s。

实验设备包括美国NICOL ET－560型傅里叶变换红外光谱仪、日本Hitachi S－3 000 N型高分辨率(5～300 000倍)扫描电镜(SEM)、美国Brookfield DV－III黏度计、驱油实验装置等。

1.2 实验方法

1.2.1 与油藏匹配性实验

通过聚表剂溶液流经不同渗透率岩心的压力变化，评价其与岩心孔隙的匹配性。实验用岩心尺寸为Φ2.5 cm×10 cm。驱替过程为:注5.00倍孔隙体积聚表剂溶液，再进行后续水驱至压力稳定。实验注入速度为5 m/d。实验温度为53℃。

1.2.2 传导性实验

实验采用填砂管物理模型，岩心尺寸为Φ2.5 cm×60 cm，岩心渗透率为1 000 mD，岩心注入端布设压力监测点，随后每间隔15 cm布设一个压力监测点，共计4个压力监测点，相邻2点压力差值分别记为 Δp1、Δp2、Δp3、Δp4，其中，△p4为第 4 个测压点的压力。驱替过程为:水驱至岩心含水为98%时，转注0.50倍孔隙体积聚表剂溶液，再进行后续水驱至压力稳定。聚表剂溶液质量浓度分别为700、1 000 mg/L。实验注入速度为5 m/d。实验温度为53℃。

1.2.3 液流转向实验

实验选用三管并联物理模型，模型由高、中、低渗透率的均质岩心组成，单支均质岩心尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm，高渗层、中渗层、低渗层的渗透率分别为2 400、1 500、400 mD。其中，聚合物驱替岩心的高渗层、中渗层、低渗层的初始含油饱和度分别为83.21%、82.03%、77.98%，聚表剂驱替岩心的高渗层、中渗层、低渗层的初始含油饱和度分别为82.66%、81.76%、77.45%。驱替过程为:水驱至含水90%转注聚表剂或聚合物溶液0.33倍孔隙体积，再进行后续水驱至含水98%结束。聚合物和聚表剂溶液质量浓度均为1 000 mg/L。

1.2.4 驱油能力实验

实验选用环氧树脂胶结三层非均质岩心，岩心尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30.0 cm。驱替过程为:水驱至含水98%转注聚表剂或聚合物溶液1.00倍孔隙体积，再进行后续水驱至含水98%结束。聚合物和聚表剂溶液质量浓度均为1 000 mg/L。

1.2.5 分子结构表征

采用美国NICOL ET－560型傅里叶变换红外光谱仪表征聚合物与聚表剂的分子结构。

1.2.6 微观结构表征

采用日本Hitachi S－3 000 N型高分辨率(5～300 000倍)扫描电镜(SEM)观察溶液样品的微观结构。

1.2.7 黏度测定

在53℃ 下，采用美国Brookfield DV－III黏度计在转速为6 r/min(对应剪切速率7.34 s－1)下测定目标溶液的黏度。

2 实验结果与分析

2.1 分子结构

图1为聚合物和聚表剂的红外光谱图，二者谱图形态大致相似。波数在3 440.00 cm－1左右时，聚表剂和聚合物都具有水中－OH的伸缩振动峰和伯酰胺中－NH2的伸缩振动峰;波数在2 918.32 cm－1和 2 852.75 cm－1左右时，都具有－CH2－不对称振动峰;波数在1 643.78 cm－1左右时，都具有伯酰胺中C=O的对称伸缩振动峰。聚表剂与聚合物的不同之处主要体现在，聚表剂在波数为1 077.80 cm－1处出现聚醚的特征吸收峰，在1 381.46 cm－1处出现比较明显的甲基、亚甲基的特征吸收峰。该光谱特征充分说明了聚表剂是以丙烯酰胺为基本骨架，通过接枝亲水和疏水基团得到的丙烯酰胺改性共聚物。

图1 聚合物与聚表剂的红外光谱Fig.1 The infrared spectrum of polymer and polymer surfactant

2.2 微观结构

图2为聚合物、聚表剂溶液(质量浓度为2 000 mg/L)的扫描电镜照片。由图2可知:聚合物分子链间相互交缠少，形成稀疏大孔网状结构，这种分子聚集态包裹水分子的能力很弱，导致增黏性较差，易被挤压变形，空间位阻小，抗盐能力差;而聚表剂则不同，聚表剂分子线团尺寸较大，为1.7～7.3 μm，形成线状、网状聚集态，存在粗的主干和细的分支，分子链间相互缠绕，且整体密集程度均匀，在多孔介质中调剖能力很强，抗拖拽能力也很突出，驱替过程中不容易被拉断，更容易形成活塞驱，因此，聚表剂在盐水溶液中整体上表现为良好的增黏性。

图2 聚合物与聚表剂扫描电镜照片Fig.2 The stereoscan photograph of polymer and polymer surfactant

2.3 溶液特性

2.3.1 增黏性

图3为采用A区块注入水配制的聚合物与聚表剂溶液的黏度随浓度变化曲线图。由图3可知:随着溶液质量浓度的增加，聚合物溶液黏度以及聚表剂溶液黏度均呈指数关系增加。当溶液质量浓度为500～2 000 mg/L时，聚表剂溶液黏度大约为聚合物溶液黏度的3倍。分析原因:主要是由于聚表剂分子侧链上引入了疏水基团，当其在溶液极性增加的盐水溶液环境时，疏水缔合作用显著增强;同时这些疏水基团存在空间位阻效应，使分子链更为舒展，导致分子链刚性增强，增黏效果尤为显著。

图3 聚合物与聚表剂溶液黏度随浓度变化关系Fig.3 The relation of change in viscosity of polymer and polymer surfactant solution with concentration

2.3.2 抗盐性

图4a为聚合物、聚表剂溶液(质量浓度750 mg/L)黏度与NaCl质量浓度的关系曲线。由图4a可知:聚合物与聚表剂溶液黏度随盐度增加均呈下降趋势。当NaCl质量浓度从0 mg/L增至7 000 mg/L时，聚合物溶液黏度从58.6 mPa·s降至11.3 mPa·s，降幅达80.7%，其抗盐性较差;而聚表剂溶液黏度从84.2 mPa·s降至47.3 mPa·s，降幅为43.8%，其抗盐能力相对较强。分析原因:主要是由于盐度的增加，导致溶液分子链受到静电屏蔽作用开始变卷曲，溶液黏度均呈下降趋势。但当盐度增至5 000 mg/L时，随着溶液极性的增强，聚表剂分子链疏水基团的缔合效应加强，溶液黏度开始缓慢增加;而聚合物溶液不产生缔合效应，单方面受到盐离子的屏蔽效应，分子链变得更加卷缩，溶液黏度依然呈下降趋势。

图4b为聚合物、聚表剂溶液(质量浓度750 mg/L)黏度与钙镁离子质量浓度的关系曲线。由图4b可知:聚合物与聚表剂溶液黏度随钙镁离子质量浓度的增加呈下降趋势。当钙镁离子质量浓度从0 mg/L增至87 mg/L时，聚合物溶液黏度从58.6 mPa·s降至 9.3 mPa·s，降幅达 84.1%，其抗钙镁离子能力较差;而聚表剂溶液黏度从84.2 mPa·s降至 30.8 mPa·s，降幅为 63.4%，其抗钙镁离子能力相对较强。主要是由于Ca2+、Mg2+使溶液分子链由伸展构象变成卷曲构象，溶液黏度持续降低。当钙镁离子质量浓度达到600 mg/L时，聚表剂溶液出现盐增稠效应，盐的加入使溶液极性增大，疏水缔合作用增强。

图4 聚合物、聚表剂溶液黏度与不同盐、钙镁离子浓度变化关系Fig.4 The relation of change in viscosity of polymer and polymer surfactant solution with concentration of different salts and calcium＆magnesium ions

2.4 与油藏匹配性

图5为不同质量浓度聚表剂注入量与注入压力的关系曲线。在注入过程中，随着聚表剂溶液注入体积的不断增加，若注入压力升幅逐渐减小并趋于稳定，表明聚表剂分子与岩心匹配性良好;反之则表示该质量浓度的聚表剂溶液与岩心不匹配，即发生了堵塞。将聚表剂溶液通过岩心不发生堵塞的最低渗透率定义为该质量浓度聚表剂的极限渗透率。以质量浓度为200 mg/L的聚表剂溶液驱替为例(图5)。由图5可知:当岩心渗透率为600、500 mD时，在注入前期，注入压力随注入体积的增大逐渐升高，在注入后期压力趋于稳定，说明质量浓度为200 mg/L的聚表剂溶液与渗透率为600、500 mD岩心匹配，且随渗透率增大，压力升幅减小，说明聚表剂越易注入;当渗透率为400 mD时，注入压力随注入体积的增大而升高，但压力一直无法趋于稳定，说明质量浓度为200 mg/L的聚表剂溶液的极限渗透率为400 mD。依照该方法界定出了质量浓度为700、1 000、1 500 mg/L聚表剂对应的极限渗透率分别为800、1 000、1 350 mD。绘制聚表剂浓度与极限渗透率关系曲线，得到聚表剂浓度与渗透率匹配图版(图6)，图6中曲线的上部为流动区，曲线下部为堵塞区。

图5 注入压力与注入量的关系Fig.5 The relation between injection pressure and injection rate

图6 聚表剂浓度与渗透率匹配关系Fig.6 The matching relation between polymer surfactant concentration and permeability

2.5 传导性

图7为质量浓度分别为700、1 000 mg/L的聚表剂溶液，在渗透率为1 000 mD的长岩心中注入体积随压力梯度的变化曲线。由图7a可知:质量浓度为700 mg/L的聚表剂溶液，Δp1先上升，待到前缘突破后开始下降，Δp2、Δp3、Δp4的变化趋势与Δp1一致，说明聚表剂溶液能够在岩心中有效运移，质量浓度为700 mg/L的聚表剂溶液的极限渗透率为800 mD，其在1 000 mD的岩心中并不能形成特别有效的封堵，导致其注入压力在前缘突破后会呈下降趋势;由图7b可知:质量浓度为1 000 mg/L的聚表剂溶液Δp1先快速上升，前缘突破后仍然缓慢上升，而Δp2、Δp3、Δp4在压力上升后基本持平没有下降趋势，造成这种原因的关键在于溶液质量浓度与渗透率匹配性差，质量浓度为1 000 mg/L的聚表剂溶液的极限渗透率为1 000 mD，聚表剂在1 000 mD的岩心中运移，在注入前端发生了堵塞，Δp1持续上升，而后端由于没有聚表剂的有效运移，在前期少量聚表剂运移情况下建立的压差未发生较大改变。因此，聚表剂质量浓度与渗透率匹配图版中，只要在可流动区域内，聚表剂在岩心中均能顺利注入并显示出较好的传导性。

图7 聚表剂注入孔隙体积倍数与压力梯度关系Fig.7 The relation between PV value of polymer surfactant injection and pressure gradient

2.6 液流转向能力

表1、图8为液流转向能力实验数据。由表1可知:聚表剂在不同渗流层的采出程度均高于聚合物，聚表剂液流转向能力均强于聚合物;与聚合物相比，聚表剂对高渗层封堵能力强，高渗层流量大幅下降，开始绕流启动中低渗透层。由图8可知:随着聚合物或聚表剂体系的注入，高渗层的分流率降低，中低渗透层的分流率提高，总体上注入聚表剂后高渗层的分流率降低程度以及中低渗透层的分流率提高程度均高于聚合物。注入聚表剂后高渗层的分流率由81.4%最低下降到47.2%，中渗层的分流率由15.8%最高升至45.1%，低渗层的分流率由3.6%最高升至9.2%;注入聚合物后高渗层的分流率由82.7%最低下降到63.7%，中渗层的分流率由13.5%最高升至28.2%，低渗层的分流率由3.8%最高升至8.7%。为了更清晰地表达聚合物或聚表剂的液流转向能力，引入剖面改善率表征其大小，剖面改善率为高渗层在水驱和化学驱后分流率的相对降低能力。由式(1)计算的聚表剂剖面改善率为79.3%，而聚合物的剖面改善率仅为63.9%。主要是因为聚表剂具有网状聚集态，对高渗层的封堵能力更强，而聚合物为稀疏的网状结构，易被挤压变形，空间位阻小，对高渗层的封堵能力弱，液流转向能力弱，波及体积小。

图8 聚合物与聚表剂不同渗透层注入孔隙体积倍数与分流率的变化Fig.8 The changes in PV value and diversion ratio of polymer and polymer surfactant in different permeable formations

表1 聚合物与聚表剂驱采出程度对比Table 1 The comparison of recovery percents between polymer and polymer surfactant displacement

式中:λ 为剖面改善率，%;Qhb、Qmb、Qlb分别为高、中、低渗层水驱结束后的分流率，%;Qha、Qma、Qla分别为高、中、低渗层注化学剂后的分流率，%。

2.7 不同渗透层剩余油饱和度变化

表2为三管并联实验中不同驱替阶段剩余油饱和度的变化。由表2可知:聚表剂以及聚合物驱替后，高、中、低3个渗透率岩心剩余油饱和度均呈下降趋势，聚表剂驱后，中、高渗透层剩余油饱和度的降低幅度较大，降低幅度约为聚合物的2倍。这是因为相同质量浓度的聚表剂具有较高的黏度，其分子能形成网状密实度较强的聚集体，在多孔介质中拖拽能力更突出，聚集体中有较强的变形能力，更易形成活塞驱，对剩余油的驱替能力要远胜于聚合物。

表2 不同驱替阶段剩余油饱和度变化Table 2 The changes in remaining oil saturation in different displacement stages

2.8 驱油特性

表3为驱油能力实验结果。由表3可知，纯水驱采收率为55.03%，2倍体积系数水驱后若不开展化学驱而是继续水驱的情况下提高采收率1.11个百分点;聚合物驱最终采收率为64.18%，较纯水驱提高采收率10.44个百分点;聚表剂驱最终采收率为70.89%，较纯水驱提高采收率16.80个百分点，较聚合物驱采收率提高了6.36个百分点，进一步验证了聚表剂的驱油能力较聚合物更强。

表3 不同驱替体系不同阶段采出程度变化表Table 3 The changes in recovery percents in different stages of different displacement systems

3 结论及认识

(1)聚表剂分子上功能基团的疏水缔合作用是其具有增黏、抗盐特性的主要原因。在53℃、矿化度为6 726 mg/L情况下，溶液质量浓度为500～2 000 mg/L时，聚表剂溶液黏度约为聚合物溶液黏度的3倍。

(2)建立了聚表剂质量浓度与储层渗透率的匹配关系图版。随着聚表剂质量浓度的增大，聚表剂溶液对应的极限渗透率相应增大;聚表剂质量浓度为200 mg/L时，极限渗透率为400 mD;聚表剂质量浓度为1 500 mg/L时，极限渗透率为1 350 mD，通过传导性实验证实了匹配图版的正确性。

(3)聚表剂因其网状的分子结构赋予了独特的增黏及调堵能力，其剖面改善率为79.3%，比聚合物提高了15.40个百分点;且聚表剂对中、高渗透层驱油能力较强，中、高渗层含油饱和度降低幅度约为聚合物的2倍，聚表剂驱最终采收率较聚合物驱提高了6.36个百分点。

(4)聚表剂做为一种新型的驱油体系，在增黏性、流度控制方面较常规聚合物有优势，对比水驱提高采收率幅度大于15.00个百分点，聚表剂在高含水高采出程度的中、高渗油藏中做为一种新型大幅度提高采收率驱油剂具有广阔的应用前景。