牛麗偉,盧祥國,楊懷軍,張 杰,李建冰

(1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點實驗室,黑龍江大慶163318；2.中國石油大港油田公司采油工藝研究院,天津300280；3.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司第八采油廠,黑龍江大慶163514)

大慶油田實施聚合物驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用，可以在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率10%，但聚驅(qū)后仍有約50%原油儲量滯留儲層[1-3]。與聚合物驅(qū)相比較，三元復(fù)合驅(qū)增油降水效果更加明顯[4-6]，采收率增幅高達(dá)20%。但現(xiàn)有三元復(fù)合體系都需要添加強堿或弱堿，堿可以使驅(qū)油劑與原油間實現(xiàn)超低界面張力，但也帶來結(jié)垢、采出液乳化和聚合物溶液流度控制能力受到削弱等問題[7-10]。近年來，無堿二元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)受到重視[11-16]。傳統(tǒng)化學(xué)驅(qū)理論[17]認(rèn)為，擴(kuò)大波及體積和提高洗油效率是化學(xué)驅(qū)提高采收率基本途徑[18-19]，針對大港油田港西三區(qū)油藏，筆者通過實驗研究聚合物-表面活性劑二元復(fù)合體系流度控制作用對驅(qū)替效果影響，進(jìn)行二元復(fù)合驅(qū)合理流度(黏度)比(μw/μo)影響因素研究。

1 實驗條件

1.1 實驗材料

聚合物為部分水解聚丙烯酰胺，相對分子質(zhì)量2500×104，固含量88%。表面活性劑為非離子型表面活性劑DWS，有效含量為40%。

原油取自大港油田港西三區(qū)，溶劑水依據(jù)大港油田港西三區(qū)水質(zhì)分析室內(nèi)配制，其離子組成見表1。

二元復(fù)合體系由注入水配制，巖心飽和地層水。

巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造均質(zhì)和非均質(zhì)巖心[20]。均質(zhì)巖心滲透率分別為300×10-3、900×10-3和2700×10-3μm2，高、寬、長分別為4.5、4.5、30 cm。非均質(zhì)巖心包括高中低3個滲透層，高、寬、長分別為4.5、4.5、30 cm，各個小層厚度 1.5 cm。巖心物性參數(shù)如表面潤濕性、非均質(zhì)性、平均滲透率和孔隙度等參數(shù)依據(jù)試驗區(qū)油藏地質(zhì)特征確定，主要物性參數(shù)設(shè)計見表2。

表1 水質(zhì)分析Table 1 Water quality analysis

表2 平均滲透率ka、滲透率變異系數(shù)Vk和小層滲透率kgTable 2 Average permeability(ka)，permeability variation coefficient(Vk)and sublayer permeability(kg)

1.2 儀器設(shè)備

采用Brookfield布氏黏度計測試黏度，TX500旋滴界面張力儀測試界面張力，采用巖心驅(qū)替裝置評價驅(qū)油效果。驅(qū)替裝置包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等，除平流泵和手搖泵外，其他部分置于53℃恒溫箱內(nèi)。

1.3 方案設(shè)計

(1)考察聚合物、表面活性劑及其混合液聚合物-表面活性劑二元體系驅(qū)油效果。在ka=900×10-3μm2和Vk=0.59二維縱向非均質(zhì)巖心上進(jìn)行聚合物溶液、表面活性劑溶液及其混合液聚合物-表面活性劑二元復(fù)合驅(qū)油實驗。

(2)考察聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油效果及其影響因素。聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油實驗方案設(shè)計見表3。

表3 聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油實驗方案Table 3 Experimental schemes of polymer flooding and polymer-surfactant flooding

在原油黏度和巖心條件相同情況下，開展聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)油實驗，合計18次實驗，附加9次水驅(qū)空白實驗，總計27次實驗。水驅(qū)空白實驗為巖心水驅(qū)至1.72VP(VP為孔隙體積)，其采收率作為其余方案采收率增幅的對比基礎(chǔ)?；瘜W(xué)驅(qū)實驗為水驅(qū)至含水98%+0.38VP二元復(fù)合體系(或聚合物溶液)+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

(3)黏度比對二元復(fù)合驅(qū)采收率影響研究。μw/μo對二元復(fù)合驅(qū)采收率影響實驗中，μo=20 mPa·s；ka=1 300×10-3μm2；Vk=0.59；μw/μo分別為0.1、0.6、0.8、0.9、1.9、3.7、8.3。

(4)二元復(fù)合驅(qū)合理流度比(μw/μo)實驗。二元復(fù)合驅(qū)合理流度比實驗方案內(nèi)容設(shè)計見表4。

表4 二元復(fù)合驅(qū)合理流度比實驗方案Table 4 Experimental schemes of polymer-surfactant flooding with mobility ratio

通過改變聚合物濃度來調(diào)整二元復(fù)合體系黏度，進(jìn)而獲得不同的μw/μo，黏度比與平均滲透率ka、滲透率變異系數(shù)Vk和原油黏度μo組成144次(18組×8次/組)實驗(表5)。在每組實驗中，包含一次水驅(qū)空白實驗，實驗采用巖心水驅(qū)至1.72VP，其采收率作為其余方案采收率增幅計算的對比基礎(chǔ)，剩余7次實驗采用水驅(qū)至含水98%+0.38VP二元復(fù)合體系+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

實驗前，首先對二元復(fù)合體系或聚合物溶液進(jìn)行預(yù)剪切，使其黏度保留率為60%，然后用25 μm核孔濾膜進(jìn)行過濾，μw/μo為剪切后二元復(fù)合體系或聚合物溶液黏度與原油黏度的比值。

2 結(jié)果分析

流度是流體通過孔隙介質(zhì)能力的一種量度，其數(shù)值等于流體的有效滲透率與黏度的比值。流度比提供了驅(qū)替過程中流體相對運動的量度，描述了驅(qū)替過程的效率。流度比(M)定義為驅(qū)替相的流度與被驅(qū)替相的流度之比，即

式中，λd為驅(qū)替液(二元復(fù)合體系)流度；λo為被驅(qū)替液(原油)流度；kd為驅(qū)替液的有效滲透率；ko為被驅(qū)替液的有效滲透率；μd為驅(qū)替液黏度；μo為被驅(qū)替液黏度。

某一相流體的相對滲透率是指該相流體的有效滲透率與絕對滲透率的比值，即

式中，Krd為驅(qū)替相相對滲透率；Kro為被驅(qū)替相相對滲透率；k為滲透率。

將式(2)代入式(1)得M=(Krd/Kro)/(μd/μo)。令M=X/(μd/μo)，即流度比等于變量X與黏度比倒數(shù)的乘積。筆者通過改變二元復(fù)合體系與原油黏度比研究流度比對驅(qū)油效果的影響，并進(jìn)一步分析流度控制對提高采收率的貢獻(xiàn)。

2.1 聚合物、表面活性劑及其混合物驅(qū)油效果

聚合物溶液、表面活性劑溶液和聚合物-表面活性劑二元復(fù)合體系驅(qū)替實驗結(jié)果見表5。

表 5 采收率數(shù)據(jù)(μo=20 mPa·s，0.38VP)Table 5 Experimental data of recovery(μo=20 mPa·s，0.38VP)

從表5看出，3種驅(qū)油劑中二元復(fù)合體系的采收率增幅最大，其次是聚合物溶液，最后是表面活性劑溶液。與聚合物溶液和二元復(fù)合體系相比較，表面活性劑溶液滯留水平低、洗油效率高，不僅不能增加流動阻力，而且導(dǎo)致注入壓力降低(圖1)。因此，表面活性劑溶液注入巖心過程中仍沿原水流通道(孔隙)流動，沒有擴(kuò)大波及體積作用，僅靠降低水流通道(孔隙)中剩余油飽和度，采收率增幅僅為4.3%。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，二元復(fù)合驅(qū)采收率增幅大于單獨聚合物驅(qū)與表面活性劑驅(qū)采收率增幅之和。由此可見，由于聚合物攜帶表面活性劑進(jìn)入更多巖心孔隙，促使孔隙內(nèi)含油飽和度降低，表面活性劑洗油作用得到發(fā)揮，產(chǎn)生了疊加效應(yīng)。

圖1 注入壓力與孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系Fig.1 Relation of injection pressure and injection volume ratio in heterogeneous cores

2.2 巖心平均滲透率和非均質(zhì)性的影響

聚合物溶液與二元復(fù)合體系相比較，其黏度相同即流度控制能力相當(dāng)。因此，2種驅(qū)油劑驅(qū)替實驗采收率差異可認(rèn)為是洗油效率不同造成的。為此，定義流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率為

β=η聚驅(qū)/η復(fù)合驅(qū).

式中，η聚驅(qū)為聚合物驅(qū)采收率；η復(fù)合驅(qū)為二元復(fù)合驅(qū)采收率。

在巖心平均滲透率kg=500×10-3、900×10-3和1300×10-3μm2以及滲透率變異系數(shù)Vk=0.25、0.59和0.72條件下，流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率見表6。

表6 流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率Table 6 Contribution rate of mobility control effect to polymer-surfactant flooding recovery

從表6看出，隨著Vk的增加，流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率增大，洗油效率的貢獻(xiàn)率減小。隨巖心平均滲透率增加，流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率增大。

2.3 黏度比的影響

在kg=1300×10-3μm2、Vk=0.59、μo=20 mPa·s，μw/μo對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率計算結(jié)果見表7。

表7 黏度比對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率Table 7 Contribution rate of viscosity ratio to polymer-surfactant flooding efficiency

從表7看出，隨著μw/μo的增加，流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率增大，洗油效率的貢獻(xiàn)率減小。

綜上所述，在各種實驗條件下，流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率都超過65%。

2.4 二元復(fù)合驅(qū)合理流度比

(1)二元復(fù)合驅(qū)采收率及其影響因素。當(dāng)原油黏度為20 mPa·s、ka=500×10-3、900×10-3和 1300×10-3μm2時，二元復(fù)合驅(qū)采收率增幅與μw/μo1和Vk的關(guān)系見圖2(a)。

從圖2(a)看出，在巖心平均滲透率和黏度比相同條件下，隨滲透率變異系數(shù)增加，采收率增幅增大。在滲透率變異系數(shù)和黏度比相同條件下，隨平均滲透率增加，采收率增幅增大。在平均滲透率和滲透率變異系數(shù)相同條件下，隨黏度比增加，采收率增幅增大。

當(dāng)原油黏度為40 mPa·s、ka=500×10-3、900×10-3和1300×10-3μm2時，二元復(fù)合驅(qū)采收率增幅與μw/μo2和Vk的關(guān)系見圖2(b)。

由圖2看出，各個參數(shù)對采收率增幅影響的規(guī)律都相似。當(dāng)原油黏度從20 mPa·s增加到40 mPa·s后，采收率增幅絕對值減小。

(2)二元復(fù)合驅(qū)合理流度比。二元復(fù)合驅(qū)合理流度比確定包括以下幾個步驟：①依據(jù)大港港西油田儲層地質(zhì)特征建立典型地質(zhì)模型，確定儲層地質(zhì)儲量；②綜合室內(nèi)巖心實驗采收率增幅及其與已經(jīng)完成礦場試驗采收率增幅統(tǒng)計值間相關(guān)關(guān)系，確定采收率折算系數(shù)，進(jìn)而確定增油量計算所需采收率值，計算不同方案的增油量和經(jīng)濟(jì)效益即產(chǎn)出值；③依據(jù)礦場聚合物和表面活性劑藥劑價格、施工作業(yè)費和人工費等，計算不同方案所需投入費用；④計算產(chǎn)出投入比，繪制產(chǎn)出投入比與黏度比關(guān)系曲線，見圖3。

圖2 采收率增幅與黏度比和滲透率變異系數(shù)關(guān)系Fig.2 Relationship among recovery increment,viscosity ratio and permeability variation coefficient

圖3 產(chǎn)出投入比與黏度比的關(guān)系Fig.3 Relation between ratio of output to input and viscosity

從圖3看出，隨黏度比的增加，產(chǎn)出投入比呈先升后降趨勢，存在一個極大值范圍即合理黏度比范圍，該范圍為0.81～1.45。

在水驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)過程中，儲層巖石孔隙內(nèi)含油飽和度呈現(xiàn)不斷變化態(tài)勢，儲層中位置不同或位置相同但時間不同，含油飽和度不同，其流度kw/μw或ko/μo也不同。筆者選取水驅(qū)結(jié)束即二元復(fù)合體系開始注入時刻來建立黏度比與流度比間關(guān)系，首先確定水驅(qū)結(jié)束時巖心平均含油飽和度，然后由大港油田港西開發(fā)區(qū)港119井明化鎮(zhèn)組明三油組相滲曲線確定油水相滲透率，最后將黏度比轉(zhuǎn)換為流度比。

3 結(jié) 論

(1)隨油藏原油黏度、儲層平均滲透率和滲透率變異系數(shù)增加，流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率增大。

(2)流度控制作用對二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率超過65%，是制約化學(xué)驅(qū)增油效果的主要矛盾。

(3)隨黏度比增加，產(chǎn)出投入比呈先升后降趨勢，合理黏度比為0.81～1.45。

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