徐子健，王 斅，王 云，潘 一

（ 遼寧石油化工大學，遼寧 撫順 113001）

三元復合驅(qū)油機理實驗研究

徐子健，王 斅，王 云，潘 一

（ 遼寧石油化工大學，遼寧 撫順 113001）

三元復合驅(qū)提高采收率技術(shù)于上世紀80年代開始廣泛應(yīng)用，指堿劑、表面活性劑、聚合物按一定比例混合作為注入液注入地層。相對于熱水驅(qū)及一、二元三元復合驅(qū)，三元復合驅(qū)能更好的降低油水間的界面張力，擴大波及體積，因此具有更好的開采效果。通過三維井網(wǎng)模型實驗，與熱水驅(qū)實驗結(jié)果進行對比，分析了宏觀和微觀角度下的三元復合驅(qū)提高采收率機理。

三元復合驅(qū)油；物理模擬；采收率；機理分析

三元復合驅(qū)是一種進一步提高水驅(qū)油藏采收率的重要方法[1]。它向油層中注入按一定比例混合的堿劑、表面活性劑、聚合物來改變驅(qū)替流體與原油之間的界面間的性質(zhì)，從而提高原油采出程度[2-4]。三元復合驅(qū)提高采收率技術(shù)已在國內(nèi)各大油田中廣泛應(yīng)用，同時部分技術(shù)已達到國際先進水平[5-7]。

一維填砂管驅(qū)油實驗通常作為研究三元復合驅(qū)驅(qū)油機理的主要手段，但其忽略了實際地層的復雜性[8-10]。而三維井網(wǎng)模型驅(qū)油模擬裝置可模擬真實地層情況，通過更為可靠的模擬數(shù)據(jù)分析提高采收率機理，進而指導油田的實際開發(fā)。

1 實驗部分

1.1 實驗條件

大型高壓三維非均質(zhì)砂巖儲層模擬驅(qū)油裝置，其最高耐壓5 MPa，最大工作溫度為100 ℃，控制精度±1 ℃，注入流量范圍為0.01～30 mL/min；該裝置由注入單元、物理模型單元、狀態(tài)顯示與檢測單元、采出計量單元、管路流程單元、數(shù)據(jù)采集與控制單元及輔助單元組成。系統(tǒng)流程示意圖見圖1所示。

三維井網(wǎng)模型尺寸為500 cm×500 cm×400 cm。加熱方式為恒溫箱加熱，及空氣均勻轉(zhuǎn)化加熱原理。上覆壓力通過液壓站加載，控溫采用PID方式。設(shè)計壓力為5 MPa，靠注入單元和回壓系統(tǒng)控制模型壓力。底板上設(shè)有壓力場、溫度場、飽和度場測點共116個。數(shù)據(jù)采集模塊可實時采集壓力、溫度、流體飽和度的數(shù)值，實時采集注入速度、累計注入量、注入壓力，并利用計算機對外部設(shè)備進行控制。實驗過程中，溫度壓力和流量等數(shù)據(jù)以直觀的形式顯示在計算機界面的相應(yīng)流程中。

1.2 原油物性參數(shù)

原油樣品取自甘西南淺薄層砂巖稠油油藏，埋深約312～365 m，地層溫度平均溫度39.33 ℃。實驗室測得凝固點15 ℃，析蠟點35 ℃，蠟熔點37～38 ℃。族組分膠質(zhì)45.5%，含蠟量18.19%。平均含油飽和度為59.38%，原始地層溫度下油粘度為1052 mPa·s。

1.3 三元復合驅(qū)替劑制備

三元復合驅(qū)替劑主要使用氫氧化鈉、十二烷基苯磺酸鈉及聚丙烯酰胺進行配比。溶劑比例為：NaOH 1.2 g/L, 十二烷基苯磺酸鈉 0.3 g/L, 聚丙烯酰胺1.5 g/L。

溶劑制備分兩批次完成：

①稱取3.013 4 g聚丙烯酰胺加入2 000 mL水中，以500 r/min的旋轉(zhuǎn)速度攪拌2 h。在此溶劑中加入NaOH 2.400 3 g、十二烷基苯磺酸鈉 0.623 8 g,以700 r/min的速度攪拌30 min。調(diào)整旋轉(zhuǎn)速度，500 r/min繼續(xù)攪拌2 h。

②聚丙烯酰胺2.131 8 g、NaOH 1.709 2 g、十二烷基苯磺酸鈉 0.4295 g，分別加入1 400 mL水中，方法同①。

2 實驗方法及結(jié)果

2.1 實驗方法

向三維井網(wǎng)模型內(nèi)填入87.2 kg油砂，總計向油藏注入12 800 mL熱水，注采比約為0.84，將注入熱水速度分為了兩個個不同階段，第一階段將注入熱水速度設(shè)為0.7 mL/min，出口回壓設(shè)為1.0 MPa；第二階段進行三元復合驅(qū)油，在335 h時，將注入三元聚合驅(qū)油劑速度設(shè)為0.7 mL/min，出口回壓設(shè)為1.0 MPa。

2.2 實驗結(jié)果

當用熱水驅(qū)油時，對實驗模型油藏進行長時間334.88 h連續(xù)驅(qū)油，共計采出油砂油1.538 kg，最總采收率為21.28%。共計注入12 800 mL熱水，注采比為0.84。

當采用三元復合驅(qū)油時，注入速度、回壓、油藏溫度、儲液容器恒溫箱溫度均保持不變。共計注入3 000 mL化學劑，歷時49.47 h，累計采出油砂油0.933 kg，注采比為0.93，最終采收率達到34.19%，采收率相比熱水驅(qū)提高了約13個百分點。熱水驅(qū)與三元復合驅(qū)開發(fā)效果對比如表1所示。

表1 熱水驅(qū)和三元復合驅(qū)開發(fā)效果對比Table 1 Comparison of development effects between hot water flooding and ASP flooding

通過對三元復合驅(qū)和熱水驅(qū)的數(shù)據(jù)進行分析處理，得出本次實驗模型油砂的驅(qū)替液注入時間與采出程度變化關(guān)系如圖2所示。

圖2 注入時間與采出程度變化關(guān)系Fig.2 Relationship between injection time and the degree of recovery

從圖中可以看出，在熱水驅(qū)階段，采收率圖像的斜率逐漸降低，進入300 h后，開發(fā)潛能接近衰竭，此時改用三元復合驅(qū)油劑進行驅(qū)油，與熱水驅(qū)的斜率相比，顯著升高。

3 提高采收率機理分析

3.1 宏觀機理

由圖3及圖4可看出，由于注入井位于模型左上方，故穩(wěn)產(chǎn)階段熱水驅(qū)的壓力場主要分布在油藏的左上方，相比熱水驅(qū)，三元復合驅(qū)油的壓力場面積更廣，壓力場分布更為均勻，這是由于在在三元復合驅(qū)油體系中，聚合物可改善驅(qū)油劑流度比，提高宏觀波及效率，同時表面活性劑和堿劑與原油發(fā)生乳化作用，抑制驅(qū)油劑沿原水流通道突進。

3.2 微觀機理

通過計算可知，如圖5所示，隨著注入時間的增加，熱水驅(qū)驅(qū)油使油藏的滲透率不斷增大，形成越來越多的舌進通道，造成產(chǎn)油量下降，產(chǎn)水量升高。

圖3 穩(wěn)產(chǎn)階段熱水驅(qū)壓力場分布Fig.3 Pressure field distribution of hot water flooding in stable stage

圖4 穩(wěn)產(chǎn)階段三元復合驅(qū)壓力場分布Fig.4 Pressure field distribution of ASP flooding in stable stage

圖5 注入時間與滲透率變化關(guān)系Fig.5 Relationship between injection time and permeability

當335 h后，進入三元復合驅(qū)油實驗，由于油層的非均質(zhì)性，熱水驅(qū)無法波及到滲透率相對較低的部位，成為未波及水驅(qū)的剩余油，因此聚丙烯酰胺作為高分子聚合物堵塞油藏微小孔隙，導致滲透率下降，從而增大注入井波及面積，驅(qū)油效率得以提高。通過室內(nèi)實驗可知，原油的族組分膠質(zhì)45.5%，含蠟量18.19%。故NaOH與其反應(yīng)，生成表面活性物質(zhì)，在十二烷基苯磺酸鈉的基礎(chǔ)上，進一步降低驅(qū)油劑與原油的界面張力。同時改變油層孔隙的潤濕性，進而提高微觀驅(qū)油效率。

4 結(jié) 論

（1）通過對比可知，在同溫、同壓差、同注入速度條件下，三元復合驅(qū)油劑驅(qū)替油砂油的效率約是熱水驅(qū)替油砂油的3～4倍。

（2）三元復合驅(qū)中對稠油油藏疏松砂巖的滲透率改善效果顯著，其中聚合物可抑制驅(qū)油劑的突進，從而增大波及面積。

（3）三元復合驅(qū)與普通濃度聚合物溶液相比較，高濃度聚合物溶液黏度高，黏彈性強，注入壓力高及壓力梯度大，微觀波及范圍大，因而驅(qū)油效率高。

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Experimental Study on the Mechanism of ASP Flooding

XV Zi-jian，WANG Xiao，WANG Yun，PAN Yi
（Liaoning Shihua University, Liaoning Fushun 113001，China）

ASP flooding enhanced oil recovery technique is to inject the mixture of alkali, surfactant and polymer into the formation; it has been widely used since 1980s. Among all kinds of flooding techniques, ASP flooding can best reduce the interfacial tension between oil and water, and expand swept volume, so it has the best exploitation effect. In this paper, based on three-dimensional network model experiments, compared with hot water flooding experimental results, EOR mechanism of ASP flooding technique was analyzed from the macro and micro perspectives.

ASP flooding；Physical simulation；Recovery ratio；Mechanism analysis

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）01-0024-03

2014-06-20

徐子?。?990-），男，河北廊坊人，碩士生，研究方向：油氣田開發(fā)工程。E-mail：guanyu9008@sina.com。

潘一（1976-），男，副教授，博士，研究方向：油氣田開發(fā)工程。E-mail：panyi_bj@126.com。