孫龍德，伍曉林，周萬富，李學(xué)軍，韓培慧

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司，黑龍江大慶 163002）

0 引言

20世紀(jì)40年代，美國、加拿大等國家開始探索化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)，但由于理論基礎(chǔ)薄弱、工藝技術(shù)不配套，該技術(shù)長時(shí)間停留在實(shí)驗(yàn)室研究及現(xiàn)場試驗(yàn)階段[1-4]。中國對(duì)該技術(shù)的研究始于20世紀(jì)60年代，首先在大慶油田開始化學(xué)驅(qū)技術(shù)的實(shí)驗(yàn)室研究，經(jīng)過不斷的實(shí)踐、認(rèn)識(shí)、再實(shí)踐、再認(rèn)識(shí)，突破了國外普遍認(rèn)為聚合物驅(qū)作為改性水驅(qū)技術(shù)僅能提高采收率2%～5%的傳統(tǒng)認(rèn)識(shí)。

統(tǒng)計(jì)大慶油田注水開發(fā)效果，一次采油采收率為7%～8%，實(shí)施分層注水、分層采油等強(qiáng)化措施，油田水驅(qū)最終采收率只能達(dá)到 40%左右[5]，可見原油采收率仍有巨大的提升空間。鑒于此，大慶油田于1972—1991年先后開展了聚合物驅(qū)小井距、單雙層先導(dǎo)試驗(yàn)，大井距、多井組工業(yè)性擴(kuò)大試驗(yàn)，效果顯著；1995年實(shí)現(xiàn)工業(yè)化推廣應(yīng)用，平均提高采收率超過 12%；在聚合物驅(qū)取得巨大成功的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步發(fā)展了三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)[6]，1991年開展先導(dǎo)及擴(kuò)大性現(xiàn)場試驗(yàn)，2014年推廣應(yīng)用，期間創(chuàng)建了低酸值原油形成超低界面張力匹配關(guān)系理論，研發(fā)出烷基苯磺酸鹽產(chǎn)品及工業(yè)生產(chǎn)技術(shù)，至2017年三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊平均提高采收率超過18%。

大慶油田聚合物和三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)在應(yīng)用過程中不斷發(fā)展完善，目前已形成了成熟的油藏工程、采油工程及地面工程配套技術(shù)，成為油田持續(xù)有效開發(fā)的重要技術(shù)。本文系統(tǒng)總結(jié)大慶油田開展化學(xué)驅(qū)所形成的理論、技術(shù)，分析其適應(yīng)性及存在問題，提出未來的發(fā)展方向及思路。

1 基礎(chǔ)理論

傳統(tǒng)驅(qū)油理論認(rèn)為，聚合物溶液本身不具備降低界面張力的能力，無法提高微觀驅(qū)油效率，難以大幅度提高采收率。大慶油田通過多年研究，建立了聚合物黏彈性驅(qū)油理論，為聚合物驅(qū)采收率提高值突破10%提供了理論依據(jù)[7]。隨著化學(xué)驅(qū)理論的發(fā)展，國外針對(duì)高酸值原油提出了三元復(fù)合驅(qū)方法。針對(duì)大慶原油酸值低（0.01 mg/g）不適合三元復(fù)合驅(qū)的問題，對(duì)原油各組分與表面活性劑相互作用機(jī)理開展研究。

將大慶原油按族組成進(jìn)行分離，研究原油各組分對(duì)界面張力的影響程度。結(jié)果表明，膠質(zhì)、瀝青質(zhì)對(duì)降低界面張力的作用要大于飽和烴、芳烴。在族組成研究的基礎(chǔ)上，采用改性硅膠色譜將膠質(zhì)、瀝青質(zhì)進(jìn)一步精細(xì)分離，提取出酸性組分（質(zhì)量占原油的0.024%，相當(dāng)于酸值 0.005 mg/g）和含氮雜環(huán)化合物（質(zhì)量占原油的0.16%）[8]。對(duì)比分析不同堿濃度條件下大慶原油、酸性組分和含氮雜環(huán)化合物的界面張力，發(fā)現(xiàn)原油中除了酸性組分外，含氮雜環(huán)化合物在堿性條件下通過油水界面擴(kuò)散、排列，對(duì)降低油水界面張力也具有一定的作用。這一發(fā)現(xiàn)表明，高酸值并不是形成超低界面張力的唯一途徑。

在原油組成研究的基礎(chǔ)上，根據(jù)親水親油平衡理論，對(duì)于單組分的烴類，當(dāng)與之對(duì)應(yīng)的單組分表面活性劑在油水界面親油、親水達(dá)到平衡時(shí)，可形成超低界面張力，且表面活性劑當(dāng)量與油相相對(duì)分子質(zhì)量存

在最佳對(duì)應(yīng)關(guān)系。同理，對(duì)于多種烴類混合物組成的油相，依據(jù)同系表面活性劑的親水、親油平衡值的加和性以及同系烷烴作用的協(xié)同效應(yīng)，可以推導(dǎo)出表面活性劑當(dāng)量分布與油相相對(duì)分子質(zhì)量分布形態(tài)相似、表面活性劑的平均當(dāng)量與油相的平均相對(duì)分子質(zhì)量相匹配時(shí)，表面活性劑與油相間可形成超低界面張力。基于上述原理，進(jìn)一步通過不同當(dāng)量表面活性劑與不同平均相對(duì)分子質(zhì)量原油界面張力實(shí)驗(yàn)，結(jié)合原油中不同組分與界面張力的關(guān)系，確定出非極性組分與極性組分的校正系數(shù)，建立表面活性劑當(dāng)量與低酸值原油的匹配關(guān)系（（1）式），進(jìn)而創(chuàng)建低酸值原油三元復(fù)合驅(qū)油理論。

2 表面活性劑研制及工業(yè)生產(chǎn)

國外表面活性劑價(jià)格昂貴、產(chǎn)品供應(yīng)不可控，是三元復(fù)合驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用的技術(shù)瓶頸。依據(jù)表面活性劑當(dāng)量與低酸值原油匹配關(guān)系理論，綜合考慮原料來源、工藝路線、產(chǎn)品性能等因素，確定出烷基苯磺酸鹽為主劑的發(fā)展方向。

2.1 烷基苯原料及烷基苯磺酸鹽組分定量分析方法

為有效控制原料和產(chǎn)品性能，采用氣-質(zhì)聯(lián)用儀和液-質(zhì)聯(lián)用儀，研制專用氣相和液相色譜柱，優(yōu)化氣相色譜程序升溫和液相色譜梯度洗脫等分離條件，對(duì)原料和產(chǎn)品中各組分進(jìn)行有效分離。分離后的原料各組分通過譜庫定性分析后，先對(duì)同分異構(gòu)體的響應(yīng)值進(jìn)行加和，再對(duì)不同組分分子離子峰的響應(yīng)值進(jìn)行歸一化處理，確定原料相對(duì)含量及分布（見圖 1）；分離后的烷基苯磺酸鹽經(jīng)電噴霧質(zhì)譜分析，得到不同質(zhì)荷比的相對(duì)豐度，再經(jīng)過歸一化處理，確定產(chǎn)品中不同當(dāng)量烷基苯磺酸鹽的相對(duì)含量及分布（見圖2）。

2.2 烷基苯磺化工藝

根據(jù)烷基苯磺化反應(yīng)動(dòng)力學(xué)及放熱效應(yīng)計(jì)算，理論上只有當(dāng)混合烷基苯原料組分相對(duì)分子質(zhì)量差別小于 100時(shí)才可同時(shí)磺化。從烷基苯原料的分析結(jié)果中可以看出，其相對(duì)分子質(zhì)量差別高達(dá)150，致使原料磺化難度大。根據(jù)原料的組分組成分布，采用不同磺化工藝參數(shù)（見表1）對(duì)原料進(jìn)行磺化。結(jié)果表明，烷基苯磺酸鹽當(dāng)量隨著工藝條件的不同而變化，采用雙磺化工藝可以改善烷基苯磺酸鹽表面活性劑產(chǎn)品的當(dāng)量分布，烷基苯磺酸鹽形成超低界面張力的堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)跨度從約 0.4%拓寬至 0.6%以上（見圖 3），解決了相對(duì)分子質(zhì)量差別高的烷基苯原料難磺化的問題。

圖1 烷基苯原料組分含量及分布

圖2 烷基苯磺酸鹽組分含量及分布

表1 烷基苯磺化工藝參數(shù)

圖3 不同磺化工藝產(chǎn)品界面張力

烷基苯磺化工藝參數(shù)優(yōu)化過程中，單純以酸值和活性物含量為主要指標(biāo)控制原料磺化轉(zhuǎn)化率，導(dǎo)致多組分原料整體轉(zhuǎn)化率低，為此，建立匹配度概念：

通過匹配度控制每一組分轉(zhuǎn)化量，實(shí)現(xiàn)多組分均衡磺化，結(jié)合活性物含量，通過多種工藝優(yōu)化磺化工藝參數(shù)，最佳匹配度提高至95%以上（見圖4），進(jìn)一步提高驅(qū)油用烷基苯磺酸鹽表面活性劑產(chǎn)品性能。

圖4 不同磺化工藝下匹配度和活性物含量

通過烷基苯磺酸鹽表面活性劑原料性能控制、產(chǎn)品定量分析方法、磺化工藝、中和復(fù)配一體化等配套技術(shù)研究，實(shí)現(xiàn)了強(qiáng)堿烷基苯磺酸鹽國產(chǎn)化，整體性能與國外產(chǎn)品相當(dāng)，商品價(jià)格降低 50%。截至目前，已累計(jì)生產(chǎn)驅(qū)油用烷基苯磺酸鹽產(chǎn)品39×104t。

3 油藏工程關(guān)鍵技術(shù)

3.1 注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

3.1.1 聚合物注入?yún)?shù)

聚合物分子尺寸直接影響聚合物溶液的注入能力。早期利用分子回旋半徑表征聚合物分子尺寸，認(rèn)為分子尺寸只受相對(duì)分子質(zhì)量影響，方案設(shè)計(jì)僅參考聚合物相對(duì)分子質(zhì)量與儲(chǔ)集層滲透率的對(duì)應(yīng)關(guān)系。隨著聚合物驅(qū)規(guī)模的擴(kuò)大，儲(chǔ)集層物性變差，配制方式也由清配清稀轉(zhuǎn)為清配污稀，導(dǎo)致部分區(qū)塊出現(xiàn)了注入困難和聚合物用量增大等問題。近兩年利用水動(dòng)力學(xué)半徑表征聚合物分子尺寸方法的實(shí)驗(yàn)表明，聚合物分子尺寸不僅與相對(duì)分子質(zhì)量相關(guān)，而且與質(zhì)量濃度、配制水礦化度以及聚合物種類也密切相關(guān)[9]。

為進(jìn)一步提高聚合物驅(qū)儲(chǔ)集層儲(chǔ)量動(dòng)用程度，改善聚合物驅(qū)技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果，開展了注入?yún)?shù)優(yōu)化。

①利用天然巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)，以殘余阻力系數(shù)與阻力系數(shù)的比值小于等于1/5為判別界限，研究相對(duì)分子質(zhì)量、質(zhì)量濃度、礦化度和儲(chǔ)集層物性對(duì)聚合物注入能力的影響。結(jié)果表明，聚合物相對(duì)分子質(zhì)量與可注入滲透率下限線性相關(guān)；聚合物質(zhì)量濃度與可注入滲透率下限呈半對(duì)數(shù)線性關(guān)系。在大慶油田水質(zhì)礦化度范圍內(nèi)，配制水礦化度對(duì)可注入滲透率下限也有影響，礦化度越高，可注入滲透率下限越低（見圖5）。

通過線性回歸建立不同開發(fā)區(qū)聚合物相對(duì)分子質(zhì)量、質(zhì)量濃度與可注入滲透率下限間的函數(shù)關(guān)系式為：

以此關(guān)系式為基礎(chǔ)，可繪制不同開發(fā)區(qū)注聚參數(shù)與儲(chǔ)集層滲透率匹配關(guān)系圖版（見圖 6），根據(jù)儲(chǔ)集層滲透率，查找相應(yīng)的匹配區(qū)域后即可得到對(duì)應(yīng)的可注入相對(duì)分子質(zhì)量與聚合物濃度組合，用于聚合物驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)。

圖5 大慶杏北地區(qū)聚合物相對(duì)分子質(zhì)量、濃度及地層水礦化度與滲透率下限關(guān)系

圖6 大慶長垣注入?yún)?shù)與儲(chǔ)集層滲透率匹配關(guān)系圖版（清配清?。?/p>

②通過天然巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，以聚合物溶液可注入為前提條件，進(jìn)一步研究相對(duì)分子質(zhì)量、質(zhì)量濃度、巖心滲透率、注入量等對(duì)聚合物驅(qū)采收率提高值的影響。實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)學(xué)回歸表明，聚合物驅(qū)采收率提高值與相對(duì)分子質(zhì)量、濃度、注入孔隙體積及巖心有效滲透率具有函數(shù)關(guān)系：應(yīng)用該公式計(jì)算的驅(qū)油效果與天然巖心實(shí)驗(yàn)結(jié)果間的誤差小于1%[10]。

③在上述兩項(xiàng)研究基礎(chǔ)上，以新增可采儲(chǔ)量最大化為目標(biāo)，建立非均質(zhì)儲(chǔ)集層注入?yún)?shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)方法，具體步驟為：依據(jù)匹配關(guān)系圖版，確定各層可注入的相對(duì)分子質(zhì)量和質(zhì)量濃度范圍；對(duì)均質(zhì)儲(chǔ)集層選擇相對(duì)分子質(zhì)量上限，以相對(duì)分子質(zhì)量確定可注入質(zhì)量濃度；對(duì)非均質(zhì)多儲(chǔ)集層，將其劃分為若干相對(duì)單一均質(zhì)儲(chǔ)集層，依據(jù)（5）式計(jì)算每種匹配相對(duì)分子質(zhì)量和相應(yīng)質(zhì)量濃度下各層新增可采儲(chǔ)量和總新增可采儲(chǔ)量，以新增可采儲(chǔ)量最大化為原則確定相對(duì)分子質(zhì)量和質(zhì)量濃度；根據(jù)技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)確定聚合物用量。

應(yīng)用該方法，在27個(gè)聚合物驅(qū)區(qū)塊實(shí)施注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)和跟蹤調(diào)整，匹配率平均由65%提高到90%以上，減少措施工作量1/3，并大幅度提高儲(chǔ)集層儲(chǔ)量動(dòng)用程度，聚合物驅(qū)經(jīng)濟(jì)效果顯著提高。

3.1.2 表面活性劑配方

不同性質(zhì)原油需要個(gè)性化的表面活性劑配方。大慶原油物性分析結(jié)果表明，長垣地區(qū)由南向北，原油平均相對(duì)分子質(zhì)量從 365逐漸升高至 461（見圖 7），不同油田、不同開發(fā)區(qū)塊、不同儲(chǔ)集層原油的平均相對(duì)分子質(zhì)量存在較大差異，但其分布規(guī)律相似。

圖7 大慶長垣不同區(qū)塊原油平均相對(duì)分子質(zhì)量分布

根據(jù)表面活性劑與原油定量匹配關(guān)系，主要針對(duì)大慶長垣不同區(qū)塊原油平均相對(duì)分子質(zhì)量，形成個(gè)性化調(diào)整烷基苯磺酸鹽表面活性劑配方的方法，提高三元復(fù)合驅(qū)體系的適應(yīng)性，有效保證了三元復(fù)合驅(qū)體系降低界面張力、提高洗油效率的作用。例如，薩中地區(qū)薩爾圖儲(chǔ)集層原油平均相對(duì)分子質(zhì)量419，采用當(dāng)量為 395的表面活性劑時(shí)，三元復(fù)合驅(qū)體系僅在高堿區(qū)域才能達(dá)到超低界面張力，把表面活性劑當(dāng)量調(diào)整到419后，三元復(fù)合驅(qū)體系可以在較寬的堿濃度范圍內(nèi)達(dá)到超低界面張力（見表2）。

表2 調(diào)整表面活性劑配方前后的三元復(fù)合驅(qū)體系界面張力

三元復(fù)合驅(qū)體系對(duì)原油的乳化能力對(duì)提高采收率至關(guān)重要[11]。乳化可以增溶、攜帶原油進(jìn)而形成油墻，但乳化能力過強(qiáng)會(huì)影響注采能力，乳化程度與儲(chǔ)集層特性必須匹配，才能達(dá)到更好的驅(qū)油效果。

室內(nèi)研制出具有不同乳化能力的系列表面活性劑產(chǎn)品，并采用油相含水率、水相含油率兩項(xiàng)指標(biāo)，建立乳化程度的量化表征方法。在此基礎(chǔ)上，利用天然巖心開展了乳化對(duì)采收率影響的單因素分析，結(jié)果表明，三元復(fù)合驅(qū)體系乳化能力越強(qiáng)，化學(xué)驅(qū)采收率越高。定量分析油相含水率、水相含油率與采收率增幅的關(guān)系，可定義乳化貢獻(xiàn)程度為乳化提高采收率與總采收率的比值，具體表達(dá)式為：

天然巖心（滲透率2 000×10-3μm2）單因素分析結(jié)果（見表3）表明，乳化能力弱和較弱三元復(fù)合驅(qū)體系對(duì)采收率貢獻(xiàn)程度小于 10%，乳化能力較強(qiáng)和很強(qiáng)的三元復(fù)合驅(qū)體系對(duì)采收率貢獻(xiàn)程度大于20%。

表3 天然巖心三元復(fù)合驅(qū)體系乳化性能與采收率關(guān)系

不同儲(chǔ)集層條件下，乳化會(huì)對(duì)滲流能力產(chǎn)生不同影響，三元復(fù)合驅(qū)體系存在最佳乳化程度。物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，均質(zhì)巖心條件下，滲透率越高，與之相匹配的乳化程度越強(qiáng)，乳化程度對(duì)采收率的貢獻(xiàn)率越大。非均質(zhì)巖心同樣存在最佳乳化程度，滲透率相同時(shí)，巖心非均質(zhì)性越強(qiáng)，匹配的乳化程度越高（見表4）。

表4 人造巖心中三元復(fù)合驅(qū)體系乳化性能與采收率的關(guān)系

利用三元復(fù)合驅(qū)體系乳化程度與儲(chǔ)集層特性匹配關(guān)系研究成果，實(shí)現(xiàn)乳化性能的個(gè)性化設(shè)計(jì)，保證三元復(fù)合驅(qū)取得最佳驅(qū)油效果。

3.2 數(shù)值模擬技術(shù)

隨著化學(xué)驅(qū)技術(shù)的快速發(fā)展，商業(yè)化的數(shù)值模擬器已不能滿足需求。為此，大慶油田建立了以對(duì)流、彌散和擴(kuò)散為基礎(chǔ)的油、氣、水三相化學(xué)驅(qū)基本數(shù)學(xué)模型，黏彈性聚合物、多種相對(duì)分子質(zhì)量聚合物、多元表面活性劑驅(qū)油和色譜分離驅(qū)油數(shù)學(xué)模型，并提出了復(fù)雜數(shù)學(xué)模型快速求解方法。在此基礎(chǔ)上，結(jié)合商業(yè)化數(shù)值模擬器研發(fā)了功能完善的化學(xué)驅(qū)數(shù)模模塊及功能完善的前后處理軟件。成果在大慶油田化學(xué)驅(qū)提高采收率領(lǐng)域得到廣泛應(yīng)用。

3.2.1 驅(qū)油機(jī)理和物理化學(xué)現(xiàn)象描述數(shù)學(xué)模型

聚合物黏彈性驅(qū)油：數(shù)學(xué)模型利用第一法向應(yīng)力差表征聚合物溶液的彈性大小，它是聚合物的相對(duì)分子質(zhì)量、質(zhì)量分?jǐn)?shù)和剪切速率的函數(shù)。殘余油飽和度是第一法向應(yīng)力差和毛細(xì)管數(shù)的函數(shù)：

多元表面活性劑驅(qū)油：當(dāng)儲(chǔ)集層中不同部位注入不同類型表面活性劑后，在不同部位的交界處不同類型的表面活性劑會(huì)出現(xiàn)混合現(xiàn)象，對(duì)單獨(dú)類型表面活性劑界面張力產(chǎn)生影響。因此，在計(jì)算混合表面活性劑界面張力時(shí)，需要考慮協(xié)同效應(yīng)和對(duì)抗效應(yīng)，具體計(jì)算公式為：

化學(xué)劑色譜分離：通過引入堿對(duì)聚合物溶液黏度的影響關(guān)系描述三元復(fù)合驅(qū)過程中由于色譜分離、聚合物濃度前緣堿濃度降低、聚合物分子鏈重新伸展而引起的黏度增加現(xiàn)象：

3.2.2 基本數(shù)學(xué)模型及求解方法

為了使化學(xué)驅(qū)數(shù)學(xué)模型能夠描述油、氣、水三相流動(dòng)，模擬溶解氣等彈性驅(qū)動(dòng)過程，實(shí)現(xiàn)水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)無縫連接一體化模擬，采用基于黑油 PVT（壓力-體積-溫度）概念的物質(zhì)守恒方程作為油、氣、水三相的連續(xù)性方程，同時(shí)為描述化學(xué)劑在油藏中發(fā)生的對(duì)流、彌散和擴(kuò)散傳質(zhì)現(xiàn)象，化學(xué)物質(zhì)守恒方程采用對(duì)流擴(kuò)散模型[12]。

化學(xué)驅(qū)油數(shù)學(xué)模型是一個(gè)非線性耦合系統(tǒng)，尤其彌散、擴(kuò)散過程的引入，使方程形式更為復(fù)雜，加大了求解難度。為此，建立了先求解油、氣、水三相物質(zhì)守恒方程，后求解化學(xué)物質(zhì)傳質(zhì)對(duì)流擴(kuò)散方程的解耦順序求解模式。油、氣、水三相連續(xù)性方程的求解方法有全隱式解法、順序求解法和隱式壓力顯式飽和度方法[13]。化學(xué)傳質(zhì)對(duì)流擴(kuò)散方程采用算子分裂技術(shù)求解，將其算子分裂為對(duì)流方程和擴(kuò)散方程，采用隱式交替求解對(duì)流方程和擴(kuò)散方程得到化學(xué)物質(zhì)傳質(zhì)方程的解。對(duì)流方程沿流動(dòng)方向求解，以顯格式計(jì)算量獲得隱格式解。擴(kuò)散方程在直角網(wǎng)格下采用交替方向方法求解，角點(diǎn)網(wǎng)格下采用迭代方法求解。

自主研制的化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬器替代了國外引進(jìn)，在大慶油田全面推廣應(yīng)用，目前已應(yīng)用于39個(gè)區(qū)塊的方案優(yōu)化設(shè)計(jì)和開采指標(biāo)評(píng)價(jià)，涉及8 000余口井，含油面積188 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量2.49×108t。

4 采油及地面工程配套技術(shù)

4.1 化學(xué)驅(qū)分質(zhì)分層注入技術(shù)

籠統(tǒng)注入工藝不能滿足同井多層的均衡注入，沿用水驅(qū)分層工藝化學(xué)劑黏損率達(dá) 60%，難以解決高流阻與低剪切、低流阻與高剪切的矛盾。為實(shí)現(xiàn)不同儲(chǔ)集層定量匹配注入量和相對(duì)分子質(zhì)量的目的，研發(fā)了低黏損流量調(diào)節(jié)器和低壓差相對(duì)分子質(zhì)量調(diào)節(jié)器。

4.1.1 低黏損流量調(diào)節(jié)器

聚合物溶液流過每一個(gè)節(jié)流單元時(shí)，過流面積從小到大變化一次，流速從高到低變化一次，流態(tài)及流場分布也相應(yīng)產(chǎn)生一次變化，從而使一部分能量消耗在聚合物分子鏈的變形與恢復(fù)上，產(chǎn)生局部能量損失，形成節(jié)流壓差。根據(jù)迷宮密封原理，研制出由工作筒和節(jié)流芯組成的環(huán)型降壓槽結(jié)構(gòu)的節(jié)流元件。節(jié)流芯外表面有等距環(huán)型槽圓柱體，與工作筒內(nèi)壁形成過流通道。在70 m3/d流量范圍內(nèi)，化學(xué)劑黏損由原工藝的50%降低到8%以下，實(shí)現(xiàn)了高滲透層注入量的有效調(diào)控。

4.1.2 低壓差相對(duì)分子質(zhì)量調(diào)節(jié)器

聚合物分子鏈?zhǔn)侨嵝越Y(jié)構(gòu)，流速急劇變化過程中作用在聚合物分子鏈上的強(qiáng)剪切應(yīng)力可以導(dǎo)致分子鏈斷裂、聚合物相對(duì)分子質(zhì)量降低。根據(jù)上述原理，設(shè)計(jì)出噴嘴式相對(duì)分子質(zhì)量調(diào)節(jié)元件，通過改變噴嘴直徑控制降解強(qiáng)度，調(diào)節(jié)聚合物相對(duì)分子質(zhì)量。噴嘴對(duì)聚合物的降解作用是：在聚合物溶液通過噴嘴時(shí)，過流面積減小和流速突然增大產(chǎn)生一級(jí)降解，調(diào)節(jié)器腔室強(qiáng)烈渦流造成聚合物分子鏈斷裂形成二級(jí)降解。

通過建立壓差、黏損與結(jié)構(gòu)參數(shù)、流量參數(shù)之間的準(zhǔn)則方程，對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行回歸分析，確定出相對(duì)分子質(zhì)量調(diào)節(jié)器壓降及黏損計(jì)算經(jīng)驗(yàn)公式來指導(dǎo)相對(duì)分子質(zhì)量調(diào)節(jié)器設(shè)計(jì)：

研制的低壓差相對(duì)分子質(zhì)量調(diào)節(jié)器，相對(duì)分子質(zhì)量剪切率可調(diào)范圍20%～50%，壓差由原來的3.5 MPa降到小于1.5 MPa，可實(shí)現(xiàn)單層注入相對(duì)分子質(zhì)量有效匹配儲(chǔ)集層滲透率。

通過低黏損流量調(diào)節(jié)器和低壓差相對(duì)分子質(zhì)量調(diào)節(jié)器的組合使用，實(shí)現(xiàn)聚合物單管分質(zhì)分壓注入，解決同井同管不同層定量注入不同相對(duì)分子質(zhì)量聚合物的難題，應(yīng)用超過10 000井次，儲(chǔ)集層儲(chǔ)量動(dòng)用程度提高12%。

4.2 清防垢采油工藝技術(shù)

由于堿的存在，三元復(fù)合驅(qū)生產(chǎn)過程中形成碳酸鹽與硅酸鹽復(fù)合垢，機(jī)采井頻繁卡泵、斷桿，導(dǎo)致油井連續(xù)生產(chǎn)時(shí)間短、維護(hù)成本高[14-16]。針對(duì)這一問題，開展垢的演變機(jī)制及物理、化學(xué)清防垢研究，形成了相應(yīng)的預(yù)測與防治方法。

4.2.1 油井鈣、硅復(fù)合垢預(yù)測方法

跟蹤分析大慶油田 5個(gè)工業(yè)性三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊油井不同階段垢樣、采出液中離子組成，發(fā)現(xiàn)結(jié)垢初期以碳酸鹽垢為主，然后碳酸鹽垢含量減少、硅酸鹽垢增加，結(jié)垢后期硅酸鹽垢含量達(dá) 60%以上，形成難以處理的復(fù)合沉積垢。其形成過程為：碳酸鹽率先析出成核，隨后硅酸及硅酸根離子縮合沉積在其表面，融合、包裹成復(fù)合垢。

三元復(fù)合驅(qū)采出液中離子變化特征表現(xiàn)為 Ca2+、Mg2+濃度先升后降，隨著pH值的升高，硅離子濃度不斷增加，采出液離子濃度變化特征與垢質(zhì)成分含量變化特征具有一致性，根據(jù)三元復(fù)合驅(qū)采出液離子濃度變化規(guī)律，可確定出判定油井結(jié)垢條件的 4個(gè)參數(shù)：pH 值及 Si4+、Ca2++Mg2+、濃度，據(jù)此可建立結(jié)濃度小于 50 mg/L（濃度下降階段）、濃度大于500 mg/L時(shí)，以碳酸鹽垢為主（見圖 8a）；當(dāng)采出液pH值大于等于9.0、Si4+濃度大于30 mg/L時(shí)，形成以硅酸鹽為主的復(fù)合沉積垢（見圖8b）。

4.2.2 系列防垢舉升設(shè)備

4.2.2.1 螺桿泵防垢優(yōu)化

三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場應(yīng)用中，螺桿泵工作扭矩大且波動(dòng)頻繁，容易導(dǎo)致桿疲勞斷裂、結(jié)垢高峰期卡泵等問題。分析螺桿泵不同過盈條件下的扭矩變化（見圖9），發(fā)現(xiàn)過盈值每減小0.05 mm，螺桿泵定、轉(zhuǎn)子初始扭矩降低10.4%～11.9%，定、轉(zhuǎn)子接觸應(yīng)力下降0.11～0.16 MPa（見圖10）。通過適當(dāng)減小過盈值，可延長泵的使用壽命。

4.2.2.2 柱塞抽油泵防垢優(yōu)化

圖8 油井結(jié)垢判別圖版

圖9 GLB120型螺桿泵不同過盈扭矩曲線

圖10 過盈與接觸應(yīng)力關(guān)系曲線

對(duì)常規(guī)短柱塞抽油泵結(jié)構(gòu)存在的不足進(jìn)行 3項(xiàng)優(yōu)垢判別圖版（見圖 8），并依據(jù)圖版及時(shí)采取清防垢措施[10]。井口連續(xù)采樣過程中，當(dāng)采出液中 Ca2++Mg2+化：①將柱塞長度由1.2 m增加到4.5 m以上，完善成長柱塞短泵筒抽油泵；②取消普通短柱塞抽油泵柱塞與泵筒之間形成的楔形結(jié)構(gòu)，將常規(guī)柱塞上的防砂槽結(jié)構(gòu)改為等直徑無槽柱塞，避免防砂槽內(nèi)結(jié)垢沉積卡泵；③過流部分采用流線型設(shè)計(jì)，能有效地減少阻力，使流體快速流動(dòng)，防止懸浮物凝結(jié)。

4.2.3 清防垢劑系列產(chǎn)品

依據(jù)成垢機(jī)理，研發(fā)復(fù)合垢防垢劑：利用高分子螯合劑物理吸附和化學(xué)反應(yīng)，將晶核由“硬粒子”變成“軟離子”，阻止晶核的生長，同時(shí)螯合劑的官能團(tuán)與SiO2中的硅離子絡(luò)合，阻止晶核的形成，對(duì)碳酸鹽垢的防垢率達(dá)到95%，對(duì)硅酸鹽垢的阻垢率達(dá)到80%。

已吸附在舉升設(shè)備上的硅酸鹽垢，常規(guī)清垢劑只能清垢 50%左右，效果較差，為此研發(fā)出硅酸鹽垢清垢劑：充分利用前置液具有較好的滲透分散作用的特點(diǎn)，將前置液與主劑組合，形成硅酸鹽垢清垢劑，其中前置液能溶解垢中的有機(jī)物，主劑可以溶蝕垢質(zhì)中的碳酸鹽和硅酸鹽，清垢率大幅提高至84.3%。

應(yīng)用上述技術(shù)，三元復(fù)合驅(qū)油井平均連續(xù)運(yùn)轉(zhuǎn)時(shí)間由87 d延長到383 d，清防垢效果良好。

4.3 三元復(fù)合驅(qū)配注及采出液處理工藝

三元復(fù)合驅(qū)注入量大、組分多、工藝流程復(fù)雜，國內(nèi)外沒有成熟的工業(yè)化配注工藝可借鑒。采出液中油、氣、水、固、微乳相并存，水相黏度大，并伴隨鈣和鎂的碳酸鹽及硅酸鹽的沉淀反應(yīng)，導(dǎo)致油、水、固三相難分離，甚至無法分離，外輸原油和回注污水不達(dá)標(biāo)[17]。

4.3.1 大容量多組分配注工藝技術(shù)

通過不同配制方法對(duì)三元復(fù)合驅(qū)體系性能的影響研究，界定了化學(xué)劑最佳混溶濃度和匹配順序，并創(chuàng)建了“低壓三元、高壓二元”配注工藝（見圖11），明確了主體設(shè)備結(jié)構(gòu)、材質(zhì)參數(shù)及相關(guān)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)。一方面，低壓下采用聚合物+堿+表面活性劑投加順序，按目的濃度配制成含堿和表面活性劑的聚合物母液；另一方面，通過高壓二元混配工藝，按目的濃度配制成堿和表面活性劑高壓二元水溶液。通過高壓配水閥組將高壓二元水溶液與升壓后的低壓三元來液混合，完成配注過程，可實(shí)現(xiàn)單井注入聚合物濃度可調(diào)、堿和表面活性劑濃度不變、三元復(fù)合驅(qū)體系黏損低、界面張力低的目標(biāo)。與傳統(tǒng)配注流程相比，減少占地面積50%，降低投資26.5%。狀液難分離的機(jī)理：由于堿的溶蝕作用，Si4+、含量增加，導(dǎo)致采出液水相過飽和，持續(xù)析出粒徑小于1 μm的碳酸鹽、非晶質(zhì)二氧化硅等新生礦物微粒，懸浮于水中或吸附在油水界面上，形成空間位阻阻礙油珠之間的聚并，造成油、水、固三相分離困難（見圖12）。

圖11 低壓三元、高壓二元配注裝置簡圖

在搞清油水乳化機(jī)理研究基礎(chǔ)上，研制出水質(zhì)穩(wěn)定劑，將采出水中堿土金屬碳酸鹽由過飽和態(tài)轉(zhuǎn)變?yōu)榍凤柡蛻B(tài)，抑制新生微粒析出，從而降低水中懸浮固體去除難度；研制出系列破乳劑，使油水界面上吸附的膠態(tài)和納米級(jí)的顆粒潤濕性發(fā)生反轉(zhuǎn)，消除了顆粒造成的空間位阻，并可聚集、聚并原油乳狀液中的細(xì)小油珠，實(shí)現(xiàn)破乳。

4.3.2 采出液處理破乳劑和水質(zhì)穩(wěn)定劑

采用微觀可視化方法，研究采出油、水乳狀液微觀結(jié)構(gòu)及相分離特性變化規(guī)律，揭示出多相態(tài)采出乳

圖12 礦物微粒吸附于油珠表面顯微照片

4.3.3 原油脫水、污水處理核心設(shè)備和采出液處理工藝

通過對(duì)乳狀液在電場作用下的含水變化規(guī)律研究，發(fā)明了平豎掛組合電極脈沖式供電的電脫水處理系統(tǒng)，可避免水滴拉鏈短路，從而降低運(yùn)行電流，有效解決脫水設(shè)備易垮電場問題。采用批次進(jìn)液方式實(shí)現(xiàn)靜態(tài)沉降，消除下向流對(duì)小油珠上浮的干擾，避免集水和配水不均造成的短流影響，提高分離效果。進(jìn)而形成“兩段脫水”和“序批式沉降+兩級(jí)過濾”采出液處理工藝，制訂出工藝參數(shù)和主體設(shè)備的技術(shù)指標(biāo)，形成技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)現(xiàn)設(shè)備完全國產(chǎn)化。目前大慶油田外輸油含水率低于國家標(biāo)準(zhǔn)（0.5%），每年有效處理采出液近1×108m3，污水全部達(dá)標(biāo)回注。

5 應(yīng)用效果

大慶油田化學(xué)驅(qū)于1995年在國際上首先實(shí)現(xiàn)了工業(yè)化應(yīng)用，1996年產(chǎn)量近300×104t，2002年產(chǎn)量突破1 000×104t。截至2017年12月，年產(chǎn)油量連續(xù)16年保持在1 000×104t以上，累計(jì)產(chǎn)油2.44×108t，累計(jì)增油 1.46×108t，三次采油年產(chǎn)量已超過油田年產(chǎn)油的1/3，有力支撐了大慶油田的持續(xù)高效開發(fā)。

聚合物驅(qū)技術(shù)在油藏適應(yīng)性及驅(qū)油機(jī)理研究取得重要突破的基礎(chǔ)上，創(chuàng)新形成了聚合物注入?yún)?shù)個(gè)性化設(shè)計(jì)、分質(zhì)分層注入等關(guān)鍵技術(shù)，制定了5大類48項(xiàng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，于1995年實(shí)現(xiàn)了聚合物驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用。截至2017年12月，聚合物驅(qū)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量10.9×108t，累計(jì)產(chǎn)油2.19×108t，累計(jì)增油1.31×108t。聚合物驅(qū)工業(yè)化區(qū)塊平均提高采收率超過12%。

在研發(fā)、應(yīng)用聚合物驅(qū)的同時(shí)，大慶油田于1987年開始三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)研究，逐步深化驅(qū)油機(jī)理，形成了驅(qū)油劑研制生產(chǎn)、油藏工程、采油工程和地面工程配套技術(shù)，研發(fā)出專用裝備、工藝、流程，制定22項(xiàng)技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范。2014年開始工業(yè)化推廣，三元復(fù)合驅(qū)開采結(jié)束區(qū)塊提高采收率超過18%。截至2017年底，三元復(fù)合驅(qū)累計(jì)應(yīng)用井?dāng)?shù)9 170口，累計(jì)動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量2.34×108t，累計(jì)產(chǎn)油 2 463×104t。

6 技術(shù)發(fā)展方向

化學(xué)驅(qū)已成為大慶油田持續(xù)有效開發(fā)的主體技術(shù)，但還存在以下幾方面的問題亟待解決：①特高含水后期開發(fā)階段，剩余油高度分散，如何實(shí)現(xiàn)剩余油的精準(zhǔn)表征；②化學(xué)驅(qū)后仍有 40%～50%的儲(chǔ)量滯留地下，如何更大幅度地提高采收率；③采出液舉升、處理及集輸成本高，如何提高效率、降低成本。針對(duì)上述技術(shù)難題，提出3個(gè)技術(shù)發(fā)展思路。

6.1 油藏表征由精細(xì)向精準(zhǔn)發(fā)展

油藏表征重點(diǎn)發(fā)展、攻關(guān)3類技術(shù)：①發(fā)展完善井震結(jié)合儲(chǔ)集層微構(gòu)造表征技術(shù)，細(xì)分沉積微相，建立可視化精準(zhǔn)三維地質(zhì)模型；②攻關(guān)納米機(jī)器人等智能油藏描述技術(shù)，精準(zhǔn)定量表征剩余油飽和度、剩余油及優(yōu)勢(shì)滲流場的空間分布狀況；③攻關(guān)水平井全直徑巖心滲流規(guī)律、高精度數(shù)字巖心儲(chǔ)集層微觀孔隙結(jié)構(gòu)和微觀剩余油賦存狀態(tài)表征技術(shù)，發(fā)展高精度油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)。

6.2 提高采收率技術(shù)向智能、高效方向發(fā)展

提高采收率技術(shù)重點(diǎn)發(fā)展、攻關(guān) 2類技術(shù)：①發(fā)展高效驅(qū)油體系配方優(yōu)化技術(shù)，攻關(guān)納米智能驅(qū)油、自適應(yīng)調(diào)堵和深度液流轉(zhuǎn)向驅(qū)替技術(shù)；②攻關(guān)儲(chǔ)集層“助劑廠”和井下煉制技術(shù)，如固/液耦合、原油地下熱敏、加氫改質(zhì)、內(nèi)源微生物產(chǎn)生生物聚合物和表面活性劑、微生物產(chǎn)甲烷氣等技術(shù)。

6.3 配套工藝向環(huán)保、高效、智能化發(fā)展

配套工藝重點(diǎn)發(fā)展、攻關(guān) 3類技術(shù)：①發(fā)展完善水平井、多分支井、多目標(biāo)井、智能井和過油管旋轉(zhuǎn)鉆井技術(shù)；②發(fā)展井下油水分離同井注采技術(shù)，在同井筒內(nèi)實(shí)現(xiàn)注入與采出兩種模式同步進(jìn)行、一井兩用；③發(fā)展完善數(shù)字油田，配注、采出液處理和集輸過程實(shí)現(xiàn)無人值守、實(shí)時(shí)監(jiān)控，力求高效、環(huán)保。

7 結(jié)語

大慶油田自20世紀(jì)60年代開始，至今進(jìn)行了近60年的化學(xué)驅(qū)技術(shù)攻關(guān)，建立了完整的化學(xué)驅(qū)理論、產(chǎn)品制備工藝、采油及地面工程配套技術(shù)，聚合物驅(qū)提高采收率12%，三元復(fù)合驅(qū)提高采收率 18%，應(yīng)用效果顯著。進(jìn)一步解決好精準(zhǔn)油藏表征問題，發(fā)展智能高效提高采收率技術(shù)，形成環(huán)保、高效、智能化配套工藝技術(shù)，必將大幅降低開發(fā)成本、提高可采儲(chǔ)量，成為產(chǎn)業(yè)發(fā)展的變革性技術(shù)，推動(dòng)中國石油工業(yè)轉(zhuǎn)型升級(jí)。

符號(hào)注釋：

a——原料組分轉(zhuǎn)化的量，mol；b——原料組分的總量，mol；A，B——校正系數(shù)，無因次；A2，A3，B2，B3，C2，C3，D3——回歸系數(shù)，無因次；Ap1，Ap2，Ap3，T1，T2，α，β，ω——由實(shí)驗(yàn)資料確定的參數(shù)，無因次；CJ——聚合物濃度，mg/L；D——噴嘴直徑，m；D1——圓柱腔室的內(nèi)徑，m；De——乳化貢獻(xiàn)程度，%；Es——基準(zhǔn)三元復(fù)合驅(qū)體系采收率增幅，%；ΔEo——油相含水率變化引起的采收率增幅，%；ΔER——聚合物驅(qū)采收率增幅，%；ΔEs——與基準(zhǔn)三元復(fù)合驅(qū)體系相比的采收率增幅，%；ΔEw——水相含油率變化引起的采收率增幅，%；i——原料組分編號(hào)；j——原油中非極性組分編號(hào)；k——原油中極性組分編號(hào)；Kw——巖心有效滲透率，10-3μm2；l——儲(chǔ)集層編號(hào)；L——噴嘴的長度，m；m——烷基苯原料中的組分總數(shù)；M——烷基苯磺酸鹽產(chǎn)品與原料間匹配度，%；Mr——相對(duì)分子質(zhì)量；MrF——原油中非極性組分相對(duì)分子質(zhì)量；MrJ——原油中極性組分相對(duì)分子質(zhì)量；n——儲(chǔ)集層總層數(shù)；Na——表面活性劑當(dāng)量與原油相對(duì)分子質(zhì)量的匹配系數(shù)，無因次；Nco——毛細(xì)管數(shù)，無因次；N——表面活性劑中組分當(dāng)量；NoRF——分層新增可采儲(chǔ)量，104t；NoR——總新增可采儲(chǔ)量，104t；Np1——第一法向應(yīng)力差，kPa；Qipv——注入孔隙體積倍數(shù)；Re——雷諾數(shù)；Sor——?dú)堄嘤惋柡投龋?；or,hS——極限高彈性和高毛管數(shù)理想情況下化學(xué)驅(qū)殘余油飽和度的極限值，%；or,wS——水驅(qū)殘余油飽和度，%；v——聚合物溶液注入的平均流速，m/s；aw——堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；pww——水相中聚合物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；sepw——水相中有效含鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)，%；x，y——某注入?yún)?shù)組合下聚合物編號(hào)；X——表面活性劑中組分含量，%；XoF——原油中非極性組分含量，%；XoJ——原油中極性組分含量，%；Δp——壓降，MPa；wμ——水相黏度，mPa·s；w,0μ——零剪切速率下水相黏度，mPa·s；Δμ——黏損，mPa·s；Jρ——聚合物溶液的密度，kg/m3；owσ——不同類型表面活性劑混合后的油水界面張力，mN/m；ow1σ，ow2σ，ow3σ——單獨(dú)強(qiáng)堿、弱堿、無堿表面活性劑體系油水界面張力，mN/m。