岳 青

(中国石油大庆油田有限责任公司,黑龙江 大庆 163000)

0 引 言

三元复合驱油技术既可以提高驱油效率又可以提高波及系数[1-2]，已成为中、高渗油田开发后期大幅度提高采收率的重要手段[3-6]。为模拟三元复合体系在地层中的渗流过程，研究人员通过建立填砂管模型评价驱替性能。目前的实验数据分析大多集中在化学剂的色谱分离、扩散与弥散等渗流特征[7-8]，却较少分析复合体系生成乳状液的传输及运移规律[9-10]。三元复合体系中的表面活性剂以及碱与原油皂化反应生成的活性物质，使采出液绝大多数以乳状液形式存在[11]。乳状液具有调剖封堵的作用，可以进一步扩大波及体积，提高采收率[12-15]。因此，需要对复合体系生成的乳状液进行深入分析，研究乳状液的粒径变化规律、复合体系生成乳化段塞的时机和距离及其对采收率的影响。基于长岩心物理模拟驱油实验系统，分析乳状液运移规律，并进行乳状液段塞驱实验，分析三元复合体系形成的乳状液对提高采收率的影响，应用于指导段塞设计及参数调整。

1 实验部分

1.1 试剂与仪器

大庆油田第四采油厂脱气脱水原油；模拟油(原油与航空煤油混配，45 ℃下模拟油黏度为10 mPa·s)；模拟污水，矿化度为5 608.3 mg/L；模拟地层水，矿化度为8 217.5 mg/L，离子成分见表1。

表1 实验用水离子成分Table 1 The ion composition of test water

大庆炼化公司石油磺酸盐；大庆炼化公司水解聚丙烯酰胺(相对分子质量为2 500×104，水解度为25%；)；天津大茂试剂厂试剂碱(NaOH)。

实验装置与仪器包括：DE-100LA型高速剪切分散乳化机(南通克莱尔混合设备有限公司)、DIN5309型黏度计、1200infintyseries型高效液相色谱(美国AGILENT公司)、Axbstar Plus显微镜(德国JENOPTIK公司)、P300001型电子天平、ISCO计量泵、填砂管、活塞容器及恒温箱等。

1.2 实验模型

实验模型均为人造填砂管，分为短岩心模型与长岩心模型2组，其中，短岩心实验模型长度为30 cm，直径为2.5 cm，平均渗透率为523 mD；长岩心实验模型长度为6 m，直径为2.5 cm，平均渗透率为479 mD，孔隙度为26.89%。设置7个采样点，实验流程如图1所示。

图1 实验流程示意图Fig.1 The schematic diagram of test process

1.3 实验步骤

1.3.1 长岩心模型实验

实验步骤为：①45 ℃恒温箱中，将长岩心模型抽真空48 h后饱和地层水，随后饱和油老化7 d。②以0.14 mL/min的驱替速度水驱，当出口端含水率达98%时停止。③实际注入段塞设计：第1段塞为聚合物段塞，聚合物质量浓度为1 300 mg/L，注入量为0.06倍孔隙体积；第2段塞为三元主段塞，聚合物质量浓度为1 900 mg/L，碱质量浓度为1.2%，表面活性剂质量浓度为0.3%，注入量为0.35倍孔隙体积；第3段塞为三元副段塞，聚合物质量浓度为1 900 mg/L，碱质量浓度为1.0%，表面活性剂质量浓度为0.2%，注入量为 0.15倍孔隙体积；第4段塞为聚合物段塞，质量浓度为1 700 mg/L，注入量为0.2倍孔隙体积，4个段塞总长度为0.76倍孔隙体积，然后水驱至出口端，含水率达98%时停止水驱，驱替速度为0.14 mL/min，实验温度为45 ℃。④每注入0.10倍孔隙体积驱替液体，各采样点采集3 mL样本，使用荧光显微镜分析其平均粒径变化。

1.3.2 短岩心模型实验

①根据长岩心实验数据，选择最强乳化状态的采样点，根据其乳状液的化学剂浓度、油水比、黏度，复配乳状液。②模型饱和盐水并称重，得到填砂模型的孔隙体积，盐水驱替，水相注入速度恒定为0.14 mL/min。③饱和油并水驱至含水98%，然后注入0.10倍孔隙体积的乳状液段塞，后续水驱至含水98%，记录注入量、产油量及产水量，实验中注入速度恒定为0.14 mL/min，实验温度为45 ℃。④改变乳状液段塞大小为0.20、0.30、0.50和0.70倍孔隙体积，重复上述实验步骤①～③。

2 结果与讨论

2.1 三元复合体系乳化阶段分析

图2为长岩心模型实验动态驱替曲线。由图2可知：采收率呈现先快速增加，随后基本不变，然后缓慢增加，最后基本不变的趋势。具体分为以下4个阶段。

图2 含水率和采收率变化曲线Fig.2 The curve of changes in water cut and recovery efficiency

第1阶段为水驱阶段：随注入量增加含水率升高，含水率快速大幅上升，注入0.40倍孔隙体积时含水率升至75%以上，水驱阶段注入总量为2.00倍孔隙体积，最后含水率达到98%。

第2阶段为乳化增强阶段：三元复合体系注入2.00～2.70倍孔隙体积，含水率快速下降，采收率增幅不断增加，2.70倍孔隙体积时含水率降至三元复合驱阶段最低值，采收率增幅最大，达到乳化最强状态。

第3阶段为乳化减弱阶段：三元复合体系注入2.70～3.50倍孔隙体积，含水率持续增加，采收率上升幅度减慢，3.50倍孔隙体积时含水率最高，采收率基本达到最大值。

第4阶段为乳化消失阶段：三元复合体系注入3.50～4.00倍孔隙体积，含水率基本不变，采收率基本不变，乳化效果不明显。

2.2 乳状液平均粒径变化

图3为各采样点乳状液的平均粒径变化曲线，图3中的注入体积从注入三元复合体系段塞开始计算。乳状液在各采样点处的平均粒径表现为先减小后增大的变化趋势，距离注入端入口越近，粒径降低时间越早，降至最低值后开始增大时间越早，增大速度越快。乳状液的平均粒径越小，复合体系的乳化程度越高，通过采样点处平均粒径的最小值可以看出，50、150 cm采样点处最小平均粒径处于10 μm范围内，250、350、450、550、600 cm采样点处最小平均粒径为15～20 μm，即填砂管前1/4段乳状液处于较强的乳化状态，填砂管后3/4段乳状液处于较弱的乳化状态。

图3 乳状液平均粒径变化曲线

由图3可知：50 cm采样点处与150 cm采样点处的粒径变化曲线较为接近，且三元复合体系注入量为0.40、0.50、0.60倍孔隙体积时，乳状液的平均粒径均小于10 μm。进一步分析50、150 cm采样点处情况，体系注入量为0.40、0.50、0.60倍孔隙体积时，乳状液的粒径分布(表2)，可以发现这2组的粒径累积分布范围也极为接近，大部分乳状液的粒径为1～15 μm，说明此时三元复合体系的乳化强度基本一致，生成的乳状液形态也基本一致，即三元复合体系在50 cm采样点与150 cm采样点之间形成了一段相同乳状液组成的乳化段塞，该段塞自体系注入量为0.40倍孔隙体积时开始，体系注入量为0.60倍孔隙体积时结束，乳化段塞注入量为0.20倍孔隙体积。

表2 50、150 cm采样点注入量为0.40、0.50、0.60倍孔隙体积时平均粒径分布数据Table 2 The data list of average particle size distribution when theinjection volume of 50 and 150 cm sampling points was 0.40, 0.50, 0.60 time the pore volume

2.3 乳状液段塞对采收率的影响

表3为短岩心模型乳状液段塞驱实验数据。由表3可知：5组实验的前期水驱采收率大致相同，均处于57.00%附近，注入乳状液段塞后，各组的总采收率均呈现增加的趋势，且总采收率随着注入段塞的增加而增加。乳状液在多孔介质中运移的过程中，根据粒径的不同，分为卡堵与吸附方式在地层滞留，一部分乳状液起到封堵作用，改变驱替液运移方向，提高化学剂波及效率。此外乳状液还可以通过剥蚀、挤压的作用对残余油进行驱替。因此，注入的乳状液段塞越大，体系的总采收率也越大。

表3 短岩心模型乳状液段塞驱实验数据Table 3 The test data of emulsion slug flooding of short core model

图4为采收率提高幅度(总采收率与前期水驱采收率的差值)随注入段塞尺寸变化曲线。由图4可知，随着注入段塞增大，采收率提高幅度增加，当注入体积为0.10～0.30倍孔隙体积时，采收率提高幅度快速增加，当注入体积为0.30～0.70倍孔隙体积时，采收率提高幅度趋于平缓，即乳状液的最佳驱替段塞尺寸为0.30倍孔隙体积，段塞尺寸继续增加，总采收率提高幅度趋缓。结合长岩心模型的实验数据可以看出，长岩心模型实验仅形成了0.20倍孔隙体积的乳化段塞，并未达到乳状液的最佳驱替段塞尺寸，因此，还需要对三元复合体系的驱替配方进行优化，应进一步加大三元复合体系的注入体积，增强体系的乳化强度和乳化持续时间，以便于形成最佳尺寸的乳状液驱替段塞。

图4 注入段塞尺寸对采收率提高幅度的影响曲线

3 现场应用情况

杏3区于2014年投产，2016年开展三元复合驱试验，总井数为321口，其中，注入井为151口，生产井为170口，目的层为葡I1—葡I3油层，共6个沉积单元，区块面积为5.8 km2，石油地质储量为658.97×104t，孔隙体积为1 168.79×104m3；采用五点法面积井网，注采井距为125 m；平均单井射开砂岩厚度为12.1 m，有效厚度为9.3 m，有效渗透率为482 mD，目前化学驱注入量为0.83倍孔隙体积，综合含水为92.61%，提高采收率为11.13个百分点。

驱油方案段塞设计为：第1段塞聚合物段塞，质量浓度为1 300 mg/L，注入量为0.06倍孔隙体积；第2段塞为三元主段塞，聚合物质量浓度为1 900 mg/L，碱质量浓度为12 000 mg/L，表面活性剂浓度为3 000 mg/L，注入量为 0.35倍孔隙体积；第3段塞为三元副段塞，聚合物质量浓度为1 900 mg/L，碱质量质量浓度为1.0%，表面活性剂质量浓度为2 000 mg/L，注入量为 0.15倍孔隙体积；第4段塞聚合物段塞，质量浓度为1 700 mg/L，注入量为0.2倍孔隙体积，4个段塞总长度为0.76倍孔隙体积。三元段塞合计为0.50倍孔隙体积,其中，主段塞为0.35倍孔隙体积，副段塞为0.15倍孔隙体积。

按照方案三元主段塞结束时已注入0.43倍孔隙体积，含水降至最低值83%，处于受效高峰期，由于原方案未达到最佳乳状液驱替段塞尺寸，因此，三元主段塞增加0.14倍孔隙体积，促使含水低值期延长8个月；三元副段塞延长了0.2倍孔隙体积，促使含水回升速度由每月0.35个百分点降至0.08个百分点，含水稳定在92%左右长达12个月，累计产油量较原方案增加了3.86×104t，提高采收率0.58个百分点。通过优化三元复合体系驱替配方，加大三元复合体系注入量，杏3区开发效果得到显著改善(图5)。

图5 杏3区生产曲线Fig.5 The production curve of Xing 3 Block

4 结 论

(1) 通过长岩心模型三元复合驱实验的采出动态曲线，可以将三元复合驱阶段的乳化强度分为乳化增强、乳化减弱、乳化消失3个阶段；随着三元复合体系运移距离的增加，体系的乳化能力不断减弱，填砂管前1/4段体系处于较强的乳化状态，填砂管后3/4段体系处于较弱的乳化状态。

(2) 50、150 cm采样点处，体系注入量为0.40、0.50、0.60倍孔隙体积时，复合体系生成的乳状液粒径分布极为一致，可视为同种形态，即复合体系在50 cm采样点与150 cm采样点之间形成了0.20倍孔隙体积的乳化段塞。

(3) 不同大小的乳状液段塞驱油实验表明，最佳的驱油段塞尺寸为0.30倍孔隙体积，实际在地层中仅形成了0.20倍孔隙体积的乳化段塞，乳化段塞未达到最佳尺寸，因此，还需要继续优化复合体系的驱替方案，以便于形成最佳尺寸的乳状液驱替段塞。现场区块增加三元段塞注入量后，开发效果得到显著改善。