吳文祥， 張世錄， 唐佳斌

（東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶163318）

我國陸上已投入開發(fā)的中低滲透油層的原油儲量占總動用儲量的比例越來越大［1］，而未開采石油地質儲量中，中低滲透儲層比例更大。如何更有效地開發(fā)此類油層，并在較大程度上提高原油采收率，對我國石油工業(yè)的發(fā)展具有重要意義。研究表明，對于儲層孔隙半徑在幾微米、滲透率在0.01～0.15 μm2的中低滲透油層［2］，使用中低相對分子質量的聚合物難以有效動用該類油層。因此，一方面如何在不造成油層堵塞的情況下，選擇注入性好、流動控制程度強的聚合物，另一方面從界面特性角度考慮，選擇能夠有效降低油水界面張力的表面活性劑，從波及體積及驅油效率兩方面提高驅油效果［3］，進一步有效開發(fā)已開采及未開采中低滲透油層。

針對以上問題，本文從流動性入手，針對中低滲透油藏聚合物溶液黏度損失較大的問題，研究計算了不同聚合物溶液流經(jīng)中低滲透巖心后的黏度損失率，并在界面張力評價的基礎上，進行了二元體系在中低滲透油層的驅油效果評價，實驗結果表明該二元體系能夠有效動用中低滲透油層。

1 實驗部分

1.1 實驗模型及材料

實驗模型：長慶油田中低滲透柱狀天然巖心（φ2.5cm×10cm）。

實驗用油：長慶油田井口原油與煤油配置而成的模擬油，50 ℃黏度為2.3mPa·s。

實驗用水：飽和天然巖心所用水為經(jīng)過多次過濾后長慶油田地層水，水驅、后續(xù)水驅及配置驅油體系用水為礦化度為4 726mg／L的模擬水。

實驗用劑：SNF3640D 聚合物（簡稱C，下同），由大慶煉化公司生產，其相對分子質量為（1.6～1.9）×107，純度100%；表面活性劑為甜菜堿B1型，有效質量分數(shù)為30%。

1.2 實驗設備

80－B2型恒溫箱（江蘇省無錫市石油儀器設備廠），ZX－4 型 旋 片 真 空 泵 （美 國 Validyne Engineering 公 司），DV－II型 旋 轉 式 黏 度 儀（美 國Brookfield公司），Texas－500型旋滴界面張力儀（美國科諾工業(yè)有限公司），JB－3 型手搖泵，AR1530／C電子秤（美國OHAUS公司，分辨率0.001g），磁力攪拌器（美國RUSK 泵），巖心夾持器（規(guī)格為φ2.5 cm×10cm，江蘇海安石油儀器公司），電子天平以及其它常用玻璃儀器等。

1.3 實驗步驟

1.3.1 流動性評價實驗

（1）氣測滲透率的測定，將柱狀天然巖心放入巖心夾持器，加上4 MPa左右的環(huán)壓，抽真空4h，飽和地層水，測巖心孔隙體積并計算巖心孔隙度，然后放入恒溫箱恒溫（50 ℃）12h以上；

（2）以0.1 mL／min 的驅替速度進行空白水驅，水驅至壓力保持30～50min穩(wěn)定不變或波動較小時，記錄水驅平穩(wěn)壓力；

（3）聚驅至壓力保持1.5h 穩(wěn)定或波動較小時，記錄聚驅平穩(wěn)壓力，然后并以同樣地速度改注后續(xù)水驅；

（4）后續(xù)水驅至壓力保持1.5h穩(wěn)定或波動較小時，記錄聚驅平穩(wěn)壓力，停止實驗；在實驗的每個注入環(huán)節(jié)，都應選取精密的壓力表，精確測量相應驅替壓力的數(shù)值。

1.3.2 驅油實驗

（1）將柱狀天然巖心放入巖心夾持器，加上4 MPa左右的環(huán)壓，抽真空4h，飽和地層水，測巖心孔隙體積并計算巖心孔隙度，然后放入恒溫箱恒溫（50 ℃）12h以上；

（2）油驅水至巖心夾持器出口端不出水為止，確定原始含油飽和度；

（3）按實驗方案設定的驅替速度進行空白水驅，水驅至夾持器出口端含水達到98%以上，計算水驅采收率；

（4）進行化學復合驅，當達到方案設定的孔隙體積倍數(shù)時，轉注后續(xù)保護段塞；

（5）化學復合驅的段塞全部注完后，接著進行后續(xù)水驅至出口端含水率達到98%以上，計算化學復合驅采收率。

2 驅油體系性能評價

2.1 聚合物在巖心中的流動性評價實驗

本實驗針對中低滲透巖心，其氣測滲透率在50×10－3μm2左右，較高分子質量聚合物溶液的注入性往往成為主要關注的問題，能夠有效注入是聚合物驅的基本前提，也是進行其它相關實驗的基本前提。

通過在氣測滲透率為42.6×10－3、63.4×10－3、81.5×10－3μm2的天然巖心上阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)的測定實驗，得到了質量濃度為1 400 mg／L C型聚合物在巖心孔隙中的流動特性［4］，實驗結果見表1，注入壓力和注入PV 數(shù)的關系曲線見圖1。

表1 質量濃度為1 400mg／L C型聚合物在天然巖心上的阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)Table 1 Mass concentration of 1 400 mg／L C－type polymer resistance factor and residual resistance factor on the natural core

由表1可知，該聚合物在天然低滲透巖心上的阻力系數(shù)隨著巖心滲透率的升高而降低，但都大于30，殘余阻力系數(shù)在3種滲透率的巖心上變化較小，均不低于4.5。說明該種聚合物在儲層中有較高的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。阻力系數(shù)大，聚合物溶液在油層中的流動阻力大，就有利于提高在油層中的波及體積，殘余阻力系數(shù)大，油層孔隙的滲透率下降大就越有利于提高原油采收率［5］。

圖1 C型聚合物在天然巖心上的注入壓力與PV 數(shù)的關系Fig.1 The relationship between injection pressure and the number of PV on the natural core of C－type polymer

從圖1中可以看出，開始注聚合物溶液時，隨著注入PV 數(shù)的增加，壓力逐漸上升。而后趨于平穩(wěn)，最后隨注入量的增加壓力保持不變。這種情況說明該種聚合物在油層中顯示出很好的可注入性和流動性，具有良好的匹配性［6］。

2.2 聚合物在孔隙介質中的黏度

聚合物溶液注入地層后，由于受到低速剪切、物理吸附和滯留等作用的影響，黏度損失比較嚴重，驅油效果將受到較大影響［7－9］。特別在對于中低滲透層，對有些聚合物溶液的剪切作用可能會較大。因此，聚合物溶液在油層中的黏度值，往往成為室內化學驅性能評價主要關注參數(shù)。

聚合物溶液注入地層后，在巖心中運移一段距離其黏度值和損失率達到穩(wěn)定［8］。聚合物溶液在孔隙介質中的阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)、聚合物溶液黏度和水的黏度之間的關系為［9］：

其中μp 為聚合物黏度，mPa·s；FR為阻力系數(shù)；FRR為殘余阻力系數(shù)；μw 為水的黏度，mPa·s。

表2分別給出了C 型聚合物溶液和低相對分子質量聚合物溶液在多孔介質中的黏度計算值。從表2中可以看出，相對分子質量為0.7×107的聚合物在滲透率為38.3×10－3μm2孔介質中的黏度為2.2mPa·s，其黏度損失率為92.1%，而兩種質量濃度的C型聚合物在滲透率為42.6×10－3μm2孔介質中的黏度分別為5.36、5.21mPa·s，其損失率分別為86.6%、89.4%，由此可以看出高相對分子質量的C型聚合物在流經(jīng)低滲透巖心的過程中黏度損失率較小，有較好的抗剪切、抗降解的能力，保證了遠離巖心注入端的黏度值。

表2 聚合物溶液在多孔介質中的黏度及損失率Table 2 Viscosity and it loss rate of polymer solution in porous media

2.3 驅油體系界面張力評價

在以上研究的基礎上，進一步評價了新型甜菜堿B1二元體系的界面張力。選用C 型聚合物，相對分子質量為1.6×107，質量濃度為1 400mg／L，實驗結果如圖2所示。從圖2中可以看出，二元體系的動態(tài)界面張力隨著體系中表面活性劑質量分數(shù)的增加而降低，當表面活性劑質量分數(shù)為0.15%時，若繼續(xù)增加表面活性劑的質量分數(shù)，體系的界面張力反而出現(xiàn)上升的趨勢［10］，這是因為當油水界面張力達到最低時，表面活性劑分子大量集中于油水界面，油、水及巖石界面三相間的分子作用達到了動態(tài)平衡［11－12］，若繼續(xù)增大表面活性劑的質量分數(shù)，使得富集在巖石界面上的表面活性劑分子增多，巖石界面上的這種動態(tài)平衡被破壞，出現(xiàn)界面張力上升的趨勢。

圖2 不同表面活劑質量分數(shù)二元體系動態(tài)界面張力Fig.2 Different surfactant mass fraction binary system dynamic interfacial tension

同時從動態(tài)界面張力圖2中也可以看到，體系的界面張力隨著時間的增加而下降，在75min后達到最低并趨于穩(wěn)定。表面活性劑的質量分數(shù)從0.10%時起，體系的油水界面張力就出現(xiàn)了（10－3mN／m）超低界面張力，并隨時間的增加穩(wěn)定性較好［13］。

3 天然巖心驅油實驗驗證

3.1 實驗方案

表3為天然巖心實驗方案。

表3 天然巖心實驗方案Table 3 Natural core experimental program

3.2 實驗結果及分析

天然巖心驅油實驗結果見圖3。

圖3 不同體系的采出程度對比Fig.3 Different system recovery percent comparison chart

結果表明，在低滲透天然巖心上，在水驅采收率相差不大的情況下，采用C 型聚合物的二元體系的化學驅采收率均達到12.2%以上，其中表面活性劑質量分數(shù)為0.15%的二元體系的界面張力最低，其化學驅采收率達到了14.75%的最高值，比采用相同聚合物類型單獨聚驅的化學驅采收率高出6.9%，這說明與C型聚合物復配的新型甜菜堿表面活性劑的洗油能力較強［14－15］，該方案在低滲透儲層上有很大的應用潛力。同時還可以看出，與相對分子質量為0.7×107聚合物實驗方案相比，采用C 型聚合物的二元復合體系和單聚的化學的采收率分別提高5.25%、2.4%。綜合以上分析可以看出，無論是C聚合物的單獨驅油體系還是用C 型聚合物的二元復合體系，在低滲透巖心上的采收率值都遠遠高出以往使用的低分子質量的聚合物的采收率［16］，存在工業(yè)化推廣應用的潛力。

4 結論

（1）在室內流動性評價實驗上，該種聚合物阻力系數(shù)均高于30，其殘余阻力系數(shù)不低于4.5，在低滲透儲層中有較高的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，表現(xiàn)出較高的流度控制能力，具備良好的可注入性和流動性能。

（2）研究聚合物溶液在多孔介質中黏度可知，在低滲透巖心孔隙中，該種聚合物的黏度損失率小于低相對分子質量0.7×107聚合物黏度損失率，保證了遠離巖心注入端的黏度值。

（3）驅油驗證實驗說明，無論是該種聚合物的單獨驅油體系還是與新型甜菜堿復配達到超低界面張力（10－3mN／m）的二元體系在低滲透儲層上都表現(xiàn)出較高的采收率，存在工業(yè)推廣的前景，其二元體系對低滲透油層的開發(fā)具有一定的指導性。

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