劉春天，陸 屹，田燕春，李 星，王 穎，宋志瑞，李欣欣

（大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院&國家能源陸相砂巖老油田持續(xù)開采研發(fā)中心，黑龍江大慶 163712）

大慶油田三元復(fù)合驅(qū)從20世紀(jì)80年代開始攻關(guān)，經(jīng)歷了室內(nèi)基礎(chǔ)研究、先導(dǎo)性試驗(yàn)、工業(yè)性試驗(yàn)和工業(yè)化應(yīng)用四個(gè)階段，取得了較好的開發(fā)效果，相對水驅(qū)提高采收率18 個(gè)百分點(diǎn)以上［1-3］，已成為支撐大慶油田持續(xù)發(fā)展的主導(dǎo)開發(fā)技術(shù)之一。室內(nèi)研究和現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明，表面活性劑的吸附損耗是影響復(fù)合體系作用效果的重要因素［4-6］。近年來，隨著復(fù)合驅(qū)技術(shù)應(yīng)用規(guī)模不斷擴(kuò)大，開發(fā)區(qū)塊的儲層物性發(fā)生變化，黏土礦物含量增多、油砂粒徑變小，導(dǎo)致表面活性劑的損耗加重［7］。增大表面活性劑濃度有利于提高采收率，但將使化學(xué)劑成本增加。因此，本文通過分析現(xiàn)場試驗(yàn)過程中三元段塞在地下的運(yùn)移規(guī)律，采用換砂不換液、換液不換砂兩種實(shí)驗(yàn)方法，模擬段塞不同位置油砂對表面活性劑的吸附作用，從注入方式上針對復(fù)合體系抗吸附性能進(jìn)行優(yōu)化，形成表面活性劑梯度降濃方式。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

部分水解聚丙烯酰胺HPAM，相對分子質(zhì)量1600×104～1900×104，固含量88%，水解度25%，大慶煉化公司；Na2CO3，分析純，遼寧泉瑞試劑有限公司；石油磺酸鹽表面活性劑，大慶煉化公司。物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)用模擬油：由大慶油田采油四廠外輸原油與航空煤油配制而成，黏度10 mPa·s（45 ℃）。實(shí)驗(yàn)用水為模擬地層水，礦化度6778 mg/L，在1 L蒸餾水中加入3.977 g NaCl、0.028 g CaCl2、0.046 g MgCl2·6H2O、0.093 g Na2SO4和2.634 g NaHCO3配制而成。油砂：將天然巖心用苯和汽油清洗，研磨粉碎后，篩分出80～120 目的部分，粒徑0.125～0.180 mm；貝雷巖心：氣測滲透率300×10-3μm2，動(dòng)態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)巖心尺寸為φ2.5 cm×10 cm，物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)巖心尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

TX500C型界面張力儀，美國CNG公司；Innova 40型恒溫?fù)u床，美國New Brunswick Scientific公司；多功能驅(qū)油裝置，江蘇華安科研儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

采用聚合物濃度1800 mg/L、堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%、表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%的弱堿石油磺酸鹽復(fù)合體系，開展換砂不換液、換液不換砂兩種靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)，分析段塞不同位置表面活性劑的損耗規(guī)律；采用聚合物濃度1800 mg/L、堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%、表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.35%、0.3%、0.25%的弱堿石油磺酸鹽復(fù)合體系，開展靜態(tài)、動(dòng)態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)和物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，分析不同注入方式對表面活性劑損耗和提高采收率的影響。

（1）靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)

換砂不換液靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)?zāi)M三元段塞前端的吸附情況。將三元復(fù)合體系與油砂按照液固比9∶1 混合后放置于錐形瓶中，在恒溫?fù)u床（溫度45℃，轉(zhuǎn)速120 r/min）上震蕩48 h，靜置后將溶液與油砂分離。將分離后的溶液與新油砂按照上述步驟進(jìn)行重復(fù)實(shí)驗(yàn)。

換液不換砂靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)?zāi)M三元段塞中部及后端的吸附情況。每次采用新配制的溶液與吸附后的油砂混合進(jìn)行吸附實(shí)驗(yàn)。

每次吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)束后，采用兩相滴定法檢測溶液中的表面活性劑濃度。在溶液中加入酸性混合指示劑和二氯甲烷，然后向溶液中滴加海明，根據(jù)指示劑顏色變化判斷滴定終點(diǎn)，確定表面活性劑濃度。采用界面張力儀檢測溶液與原油間的界面張力。

（2）動(dòng)態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)

將貝雷巖心抽真空12 h，飽和模擬水，分別采用不同三元體系進(jìn)行動(dòng)態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)。第一個(gè)實(shí)驗(yàn)采用恒定表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%、堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%、聚合物質(zhì)量濃度1800 mg/L 的三元體系連續(xù)驅(qū)替9 PV，后續(xù)進(jìn)行水驅(qū)。第二個(gè)實(shí)驗(yàn)依次采用表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.35%、0.3%、0.25%，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.2%，聚合物質(zhì)量濃度1800 mg/L 的三元體系驅(qū)替3 PV，后續(xù)進(jìn)行水驅(qū)。檢測采出液中表面活性劑濃度，確定表面活性劑的損耗。

（3）物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

將貝雷巖心抽真空12 h，飽和模擬水，飽和模擬油，采用模擬水驅(qū)替巖心至含水98%，注入0.3 PV的三元段塞，然后注入0.2 PV 濃度為1400 mg/L 的聚合物保護(hù)段塞，后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

2 結(jié)果與討論

2.1 三元復(fù)合體系的靜態(tài)吸附分析

兩種靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)中表面活性劑濃度見表1。由表1可以看出，吸附1次后，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)由0.3%降低至0.18%，損失40%。采用換砂不換液方式，新油砂對表面活性劑的吸附作用強(qiáng)，吸附3次后，表面活性劑損失接近67%；采用換液不換砂方式，經(jīng)過上一輪的吸附后，油砂表面已被化學(xué)劑占據(jù)一部分，吸附作用減弱，吸附3 次后表面活性劑損失降低至53%。由此可見，三元復(fù)合體系在地下運(yùn)移過程中，由于段塞前緣接觸的都是未經(jīng)吸附的新油砂，表面活性劑損耗較大，應(yīng)適當(dāng)提高濃度，后續(xù)段塞的表面活性劑損耗相對較小，可適當(dāng)降低濃度。

表1 不同類型靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)果

基于以上分析，提出梯度降濃注入方式，即將0.3 PV 的三元段塞劃分為3 個(gè)0.1 PV，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)依次為0.35%、0.3%、0.25%，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)保持為1.2%，聚合物濃度保持為1800 mg/L。采用換砂不換液方式模擬三元段塞前端，對比分析表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.35%和0.3%時(shí)的抗吸附性能。采用換液不換砂方式模擬三元段塞中部及后端，對比分析表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)遞減為0.3%、0.25%的三元體系與表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)恒定為0.3%的三元體系抗吸附性能。

根據(jù)對比實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，將表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)提高到0.35%，吸附3次后，溶液中的表面活性劑仍可保持在0.16%，這將擴(kuò)大段塞前緣達(dá)到超低界面張力的距離，有利于提高驅(qū)油效果（表2）。段塞中部表面活性劑初始質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%，采用梯度降濃方式時(shí)，表面活性劑吸附3 次后的濃度為0.15%，高于常規(guī)恒定質(zhì)量分?jǐn)?shù)時(shí)的0.13%。段塞后部采用梯度降濃方式時(shí)，表面活性劑吸附3 次后的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.11%，低于常規(guī)恒定濃度時(shí)的0.16%。這主要是由于該階段的初始表面活性劑濃度低，在實(shí)際驅(qū)替過程中，該階段可借助段塞前端形成的油墻實(shí)現(xiàn)提高采收率。將吸附三元體系后的油砂用模擬水浸泡24 h，檢測到水中表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%，表明表面活性劑存在脫附現(xiàn)象，使后續(xù)段塞中的表面活性劑濃度升高，有利于提升梯度降濃注入方式的效果。

表2 不同注入方式靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)果

2.2 不同表面活性劑注入方式下的動(dòng)態(tài)吸附

分別采用常規(guī)恒濃方式和梯度降濃方式注入9 PV 的三元體系，后續(xù)進(jìn)行水驅(qū)，注入過程中采出液中表面活性劑含量隨注入體積變化見圖1。三元體系中聚合物濃度保持為1800 mg/L，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)保持為1.2%，常規(guī)恒濃方式的表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，梯度降濃方式的表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.35%、0.3%、0.25%。梯度降濃方式在注入9 PV三元體系后，采出液中的表面活性劑濃度出現(xiàn)明顯的上升峰，然后下降，進(jìn)一步驗(yàn)證了靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)中表面活性劑存在脫附現(xiàn)象的推斷。脫附后的表面活性劑進(jìn)入后續(xù)段塞進(jìn)行濃度補(bǔ)償，有利于梯度降濃方式保持超低界面張力作用距離。

圖1 動(dòng)態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)采出液中表面活性劑含量隨注入體積變化

2.3 不同注入方式下的驅(qū)油效果對比

分別采用梯度降濃方式和常規(guī)恒濃方式進(jìn)行物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，具體方案見表3，驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4，驅(qū)替過程中采收率、含水和注入壓力隨注入體積變化見圖2和圖3。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，方案2采用表面活性劑梯度降濃方式，可相對水驅(qū)提高采收率28.62 百分點(diǎn)，與方案1 常規(guī)恒濃方式相比，采收率進(jìn)一步提高了0.91 百分點(diǎn)。前端注入0.1 PV三元體系中的表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.35%，高濃度的表面活性劑有利于形成油墻，同時(shí)可減少油砂和原油作用下的表面活性劑損耗；中間注入0.1 PV三元體系中的表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，可維持較高的洗油效果，盡管后續(xù)段塞的0.1 PV的三元體系中表面活性劑濃度降低，但仍具有提高采收率作用，從而在相同化學(xué)劑用量條件下改善了三元復(fù)合驅(qū)效果。從圖2 和圖3 可以看出，采用梯度降濃方式使驅(qū)替壓力上升幅度增大且持續(xù)時(shí)間長，含水下降快、降幅明顯，注入段塞階段的采收率更高。方案3將表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增至0.4%，可相對常規(guī)恒濃方式進(jìn)一步提高采收率2.53百分點(diǎn)，但表面活性劑用量增加了33%。

表3 不同注入方式實(shí)驗(yàn)方案

表4 不同注入方式物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖2 貝雷巖心20驅(qū)油實(shí)驗(yàn)曲線（常規(guī)恒濃注入）

圖3 貝雷巖心18驅(qū)油實(shí)驗(yàn)曲線（梯度降濃注入）

以地質(zhì)儲量100×104t計(jì)算，在三元主段塞表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%、二類B油層復(fù)合驅(qū)提高采收率16百分點(diǎn)的基礎(chǔ)上，采用表面活性劑梯度降濃注入方式進(jìn)一步提高采收率0.91百分點(diǎn)，噸油化學(xué)劑成本可降低4.76%，采用表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.4%的體系，噸油化學(xué)劑成本可降低2.17%。因此，表面活性劑梯度降濃方式可獲得更好的經(jīng)濟(jì)效益。

3 結(jié)論

根據(jù)三元段塞不同位置的化學(xué)劑吸附損耗規(guī)律，提出表面活性劑梯度降濃方式，將段塞前端的表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)提高到0.35%，擴(kuò)大超低界面張力體系的作用距離，三元體系沖刷后的油砂吸附作用減弱，同時(shí)由于被吸附的表面活性劑脫附后可進(jìn)入后續(xù)段塞增加濃度，所以三元段塞中端和后部的表面活性劑濃度可依次設(shè)計(jì)為0.3%、0.25%。在化學(xué)劑用量相同條件下，采用表面活性劑梯度降濃方式，室內(nèi)貝雷巖心物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)進(jìn)一步提高采收率0.91百分點(diǎn)?，F(xiàn)場試驗(yàn)過程中，三元體系運(yùn)移距離長，油砂體積大，表面活性劑的損耗嚴(yán)重，采用表面活性劑梯度降濃方式具有更重要的意義，預(yù)計(jì)提高采收率幅度將進(jìn)一步增大，有效改善三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果。