不同化学驱油体系微观驱油机理评价方法

陈 霆， 孙志刚

(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015)

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不同化学驱油体系微观驱油机理评价方法

陈 霆， 孙志刚

(中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营 257015)

为了分析胜利油田应用的3种化学驱油体系的微观驱油机理，并对其非均质油藏的适用性进行评价，利用微观刻蚀模型润湿性7级控制方法和波驱贡献比分析方法，结合现场情况，借助微观模拟驱油试验，开展了不同润湿性条件、非均质性条件和不同驱替阶段的化学驱油机理研究，建立了利用波驱贡献比评价化学驱油体系微观驱油机理的方法。试验表明:聚合物和二元复合体系在非均质级差1∶9模型试验中水驱后采收率提高不足10%，平均波驱贡献比小于1.5，扩大波及的能力弱，主要驱油机理无法发挥；在各组非均质渗透率级差模型试验中，新型非均相复合体系的平均波驱贡献比大于3，说明其在非均质条件下扩大波及的能力强，主要是凝胶颗粒间歇式封堵和转向式扩大波及共同作用的结果。微观运移特征和驱替方式研究及现场试验表明，聚合物驱后的非均质油藏实施非均相复合驱，可以大幅度提高驱油效率和波及系数。

聚合物驱 复合体系驱 非均相体系驱 波及系数 提高采收率 微观驱油 胜利油田

胜利油田实施聚合物驱后，油藏采收率一般达到50%左右，还有近一半原油滞留在地下。随着聚合物驱油技术的不断推广，滞留在地下的原油仍在不断增加。经过聚合物驱后油藏的采出程度已经很高，含水也接近极限，非均质性更强、剩余油分布更加零散，采取常规井网调整、二元复合驱等措施的挖潜能力有限。这就意味着，对于经过聚合物驱的油藏，亟须寻找新的更为有效的驱油方法[1-2]。目前对不同化学驱驱油体系的研究大多侧重于化学驱油剂的优选和性能评价,对驱油过程的机理和现象研究较少。为使驱油体系的研究和设计具有更强的针对性，需要通过微观模拟手段研究目前各种化学驱油体系的驱油机理及规律，为其油藏适应性提供理论依据。为此，笔者应用微观刻蚀模型润湿性7级控制方法和波驱贡献比分析方法，并结合现场情况，评介了聚合物体系、二元复合体系和非均相复合体系对非均质油藏的适用性，为新型非均相复合体系的研发及应用提供了理论依据。

1 试验研究

微观物理模拟试验技术是在孔隙级水平上对不同驱油体系的驱油过程进行动态分析，对剩余油的形成机理进行分类研究和定量解释[3-4]。其技术优势有两点：一是模型和驱替条件的可重复性，能保证试验结果具有可对比性；二是可定量化，能定量计算驱油体系的驱油效率、波及系数和采收率。

1.1 微观模拟驱油试验2种新方法

1.1.1 微观模型润湿性精确控制方法

传统的微观刻蚀模型润湿性处理方法存在稳定性差、不耐酸碱，持续时间短的弊端，无法达到精确控制。微观模型润湿性精确控制方法是传统方法的替代，是新型润湿性控制方法，通过对不同材料的筛选，分别得到了接触角<40°、40°<接触角<90°、90°<接触角<140° 和接触角>140°的4种薄膜：TiO2薄膜、聚甲基丙烯酸甲酯(PMMA)薄膜、聚苯乙烯(PSt)薄膜和不同粒径SiO2颗粒溶胶-凝胶颗粒。采用这4种高分子润湿材料，通过控制其浓度形成贴覆于模型表面的7种薄膜，实现微观模型润湿性的7级控制：强亲水、亲水、弱亲水、中性、弱亲油、亲油、强亲油。这7种薄膜的接触角不仅达到了技术要求，还具有一定的化学稳定性，并且能够顺利注入模拟岩石中孔径25～250 μm的孔隙。

对7种薄膜进行稳定性测试，考察了它们的耐酸、耐碱、耐盐水和耐水的能力，结果表明，这7种薄膜的稳定性均能达到要求。表1是接触角小于40°的TiO2薄膜稳定性测试数据。由表1可看出，TiO2薄膜在酸、碱、盐和水4种环境中都能够长时间保持润湿性的稳定。

表1 TiO2薄膜稳定性测试Table 1 Stability test data with TiO2 thin film

1.1.2 波驱贡献比计算方法

对三维空间进行二值化处理是图像分析法数据处理的传统方法，很早就被引用到微观驱油试验中用来计算模型的驱油效率。随着石油开采难度日趋增大，在试验中仅知道采收率已不能满足驱油机理分析的要求，“三次采油”的研究重点的是提高采收率，这需要弄清是驱油效率的提高贡献大还是波及系数增大贡献大。为此，笔者等人提出了波驱贡献比概念，并建立了计算方法，并重点描述了2个参数：波及系数对提高采收率的贡献率和驱油效率对提高采收率的贡献率，波驱贡献比就是两者的比。波驱贡献比能够明确反映出驱油体系的波及能力和驱油能力对采收率提高的贡献程度以及在不同条件下两种能力的对比情况。

1.2 不同化学驱油体系微观试验

1.2.1 试验流程

试验设备包括微观仿真模型和动态图像处理系统、体视显微镜、高清摄像头、模型夹持器、微量驱替泵、活塞容器等，流程如图1所示。

图1 微观驱油试验流程示意Fig.1 Flow chart of micro-oil-displacement experiment

1.2.2 试验设计及试验条件

3种化学驱油体系是聚合物、二元复合体系和非均相复合体系。聚合物体系为质量浓度2 000 mg/L的HPAM溶液，其在25 ℃下的黏度为37.6 mPa·s，HPAM的水解度23%～28%，相对分子质量2 100万。二元复合体系配方为2 000 mg/L PAM+0.4%非离子型活性剂，其表面张力为5.0 μN/m，在25 ℃下黏度为29.8 mPa·s。非均相复合体系配方为1 000 mg/L PAM+1 000 mg/L PPG+0.4%活性剂，其表面张力为5.8 μN/m，在25 ℃下的黏度为31.3 mPa·s。

试验设计的对比条件分别是不同润湿性条件、非均质性条件和不同驱替阶段。不同润湿性条件采用亲水模型和中性润湿模型来表示。非均质性条件通过不同渗透率级差的微观模型来实现，包括均质模型、渗透率级差1∶3,1∶6和1∶9共4种情况。不同驱替阶段是水驱后阶段和聚合物驱后阶段。试验用油用坨4井原油和煤油配制，其在25 ℃下的黏度为107.0 mPa·s。试验用水为模拟地层水。试验温度25 ℃。

2 不同化学驱试验及其机理分析

2.1 3种化学驱驱油体系驱油机理验证

通过检索国内外文献数据库，总结了3种化学驱油体系的驱油机理[5-7]，并通过水驱后不同化学驱的微观试验对3种化学驱油体系的驱油机理进行验证，结果见表2。

表2 水驱后3种化学驱油体系的驱油机理

由表2可看出，试验反映的聚合物体系和二元复合体系的微观驱油机理与相关文献的认识存在共识性，但非均相复合体系所用的PPG是一种既具有交联网络、又具有高分子支化链结构的新型部分支化黏弹性颗粒驱油剂(preformed particle gel，PPG)，具备可动颗粒体系的特征,其作用机理尚未完全明确[8]。

2.2 不同条件下采收率提高值对比

表3为通过微观驱油试验求得的不同条件下3种化学驱油体系的采收率提高值。

表3 不同条件下3种化学驱采收率提高值对比Table 3 Comparison of recovery efficiencies of three different chemical flooding systems %

由表3可看出，在不同润湿性情况，亲水与中性相比采收率提高值平均高1.12%。这是因为亲水玻璃模型的实现程度、准确性、稳定性均比中性模型好，水线在亲水模型中会沿着孔道壁突进，有利于驱油体系的波及范围增大。

由表3还可看出，随着非均质性的增强，3种化学驱油体系驱油能力均呈下降趋势，但下降幅度不同。例如，中性条件下均质模型水驱后二元复合驱试验中采收率提高了49.3%，而非均质渗透率级差1∶9模型水驱后二元复合驱试验中采收率仅提高了18.6%，而在相同条件下，非均相复合驱采收率提高了24.3%。这说明非均相复合体系对强非均质性地层适应能力更强。

2.3 3种化学驱油体系波驱贡献比和主控驱油机理

同一种化学驱油体系在不同条件下，采收率提高值不同。其原因是一种化学驱油体系的主控驱油机理在某些条件下受到限制。如二元复合体系能够大幅提高洗油效率，但是在非均质性较强的区域，受到波及能力的制约，二元复合体系不能充分与油接触，无法发挥作用，这时其主控驱油机理近似失效[9-11]。各种化学驱油体系在不同条件下发挥的主控驱油机理是不同的，也就是说研究化学驱油体系的驱油机理不能脱离油藏的具体条件(润湿性、非均质性条件等)。评价一种化学驱油体系，只有明确各种条件下的主控驱油机理，才能掌握驱油体系发挥其主控驱油作用的条件；只有进一步明确波及系数和驱油效率对提高采收率的影响程度才能揭示各种条件下的主控驱油机理。

波驱贡献比是波及系数对提高采收率的贡献率与驱油效率对提高采收率的贡献率的比，是由采收率的提高值、驱油效率增加油以及波及系数对提高采收率的贡献率计算而得。

表4为3种化学驱油体系在不同条件下的波驱贡献比。

表4 不同条件下3种化学驱油体系波驱贡献比

由表4可以看出，3种化学驱油体系驱油效率增加和波及系数增大对采油率提高贡献的大小。如水驱后聚合物驱采收率提高主要来自于波及能力提高的贡献；二元复合体系在渗透率级差1∶9模型中聚合物驱后采收率仅提高6.3%，但主要来自于驱油效率提高的贡献。

由表4还可以看出，非均相复合体系在各组非均质模型试验中的平均波驱贡献比大于3.0，这意味着该驱油体系在非均质条件下具备较强的波及能力。非均相复合体系在非均质条件下的主控驱油机理是凝胶颗粒间歇式封堵和转向式扩大波及的共同作用。同时，该驱油体系中的表面活性剂能够大幅度降低油水界面张力，洗油能力较强。因而，与二元复合体系相比，更加适用于聚合物驱后的非均质油藏。

2.4 非均相复合体系微观驱油机理研究

“固液共存”的非均相复合体系不仅包含黏弹性颗粒驱油剂“PPG”，而且含有聚合物和表面活性剂，既能封堵，又能驱油，还能洗油。

聚合物驱后油藏适合采用非均相复合体系，非均相复合体系的洗油机理与聚合物相比却不尽相同。图2描述了非均相复合体系经过孔隙盲端时对盲端剩余油的挤油过程。由图2可看出，凝胶颗粒能够有效地挤出盲端中原有的剩余油，其变化过程方向不定、形状怪异，不同于均相体系[12-13]。该特点有利于提高洗油效率，但是不能简单认为“聚合物+PPG颗粒”的洗油能力就优于聚合物。

图2 非均相复合体系“挤油”过程Fig.2 Diagram of the oil-squeezing process by heterogeneous chemical flooding system

图3为聚合物驱和聚合物驱后预交联体系驱剩余油分布对比。从图3中所圈的2个孔隙区域可以明显看出，预交联体系驱后剩余油不降反增。颗粒的运移会导致油藏原有的流线和压力场发生改变，剩余油的赋存位置重新分布，原来没有剩余油的区域会重新驻留剩余油，从而影响洗油能力。预交联体系虽然能够扩大波及体积，但是矿场效果并不理想，其原因可能是洗油效率不高所致。

PPG颗粒的“挤油”能力虽然能够提高洗油效率，但其运移和驻留会影响洗油效率。从提高洗油效率角度考虑，添加表面活性剂是有效的手段，“PPG颗粒+表面活性剂+聚合物”复配具有加合增效作用。非均相复合体系的洗油能力大幅超越聚合物，接近二元复合体系。微观驱油试验显示，在均质、非均质1∶3、非均质1∶6、非均质1∶9模型的各组试验中，非均相复合体系的驱油效率均超过聚合物体系10%以上。

图3 聚合物驱和聚驱后预交联体系驱剩余油对比Fig.3 Comparison of remaining oil areas of polymer flooding and pre-crosslinked flooding following polymer flooding

图4为亲水条件非均质级差1∶6模型水驱后聚合物驱、二元复合驱和非均相复合驱3种驱替方式的波及情况。由图4可以直观地看出，非均相复合驱在非均质条件下具有强大的波及能力。

图4 亲水条件非均质级差1∶6模型水驱后3种化学驱低渗带波及面积Fig.4 Diagrams of swept area of chemical flooding after water flooding in a water-wet reservoir with 1∶6 heterogeneous level difference

非均相复合体系中的凝胶颗粒能够对小孔道实现封堵，造成形变阻力，在驱动力作用下，以“变形虫”或者破裂方式行进；颗粒的驻留和堆积对大孔道形成“堆积封堵”，并以逐步破坏的方式行进。这2种阻力对非均相复合体系运移的交互作用是该驱油体系在非均质储层增大波及范围的实质原因[14-17]。

以上试验证明了非均相复合体系对聚合物驱后非均质性油藏的有效性，明确了进一步研发和实施的可行性。

3 现场试验

胜利油田在孤岛中一区进行了聚合物驱后井网调整非均相复合驱先导试验。孤岛中一区含油面积0.275 km2，地质储量123×104t，为高渗透、高饱和度、中高黏度、强非均质性油藏。该区聚合物驱时取得了显著降水增油效果，其动态变化规律符合胜利油田聚合物驱开发的一般规律。为进一步提高采收率，该区于2010年10月底开始注入非均相复合体系，共设计了2种井网调整方式、28套方案，最终优选出垂直原井排方向的135 m×150 m的行列井网，方案设计中心井区油井10口、注入井15口。数值模拟预测，应用非均相复合驱可增产原油10.5×104t，使油藏最终采收率达到63.6%。

目前已有4口井见到明显降水增油效果，其中11XN411井日产液60.0 m3，日产油由注入前的0.5 t升至13.0 t，综合含水由注入前的98.5%降至75.6%；10X3010井日产液30.0 m3，日产油由注入前的4 t升至10 t，综合含水由注入前的90.9%降至65.5%。另外，还有3口井已有见效趋势。

目前，胜利油田已实施聚合物驱项目30个,动用地质储量35.6×108t，应用非均相复合驱如果采收率能提高7%～10%，那么可采储量可增加(2 490～3 560)×104t。非均相复合驱技术可为聚合物驱后继续提高油藏采收率提供新的技术支持。

4 结论与建议

1) 利用波驱贡献比与油藏润湿性和非均质性的量化关系，建立了可以评价不同化学驱油体系的主控驱油机理的方法。

2) 非均相复合驱油体系既能封堵，又能驱油，还能洗油，能进一步提高高温高盐、聚合物驱后油藏的采收率，还能解决严重非均质油藏采收率低的问题。

3) 室内研究和先导试验初步明确了研发和应用非均相复合体系驱油的必要性，今后需进一步开展非均相复合体系中颗粒粒径与孔喉配伍关系、颗粒软硬度与扩大波及能力关系等方面的研究。

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MicroscopicFloodingMechanismofDifferentChemicalDisplacementSystems

ChenTing,SunZhigang

(GeologicalScientificResearchInstitute,SinopecShengliOilfieldCompany,Dongying,Shandong，257015,China)

The microscopic oil displacement mechanism of three chemical flooding systems applied in Shengli Oilfield was studied,and its applicability in heterogeneous reservoirs was appraised.Using wettability controlling method for micro-etching model and contribution ratio analysis method of conformance efficiency to displacement efficiency,chemical flooding mechanism under different conditions and different displacement stages were studied through microscopic flooding experiment.In addition,a new method using contribution ratio analysis method of conformance efficiency to displacement efficiency to evaluate the microscopic displacement mechanism of chemical flooding system was established.Experiment results showed that oil recovery increase from polymer or polymer-surfactant flooding after water driving was less than 10% and contribution ratio of conformance efficiency to displacement efficiency was less than 1.5 in the model with permeability contrast of 1∶9,which verifies that polymer and polymer-surfactant system had a weak ability to expand conformance efficiency and the main drive mechanism could not be brought into full play.Experiment results also showed that average contribution ratio of conformance efficiency to displacement efficiency was greater than 3 from heterogeneous composite system in the models with different permeability contrasts,which verified that heterogeneous composite system had a strong ability to expand conformance efficiency and the main mechanism of oil displacement was the combination of intermittent sealing and enlarging conformance efficiency by changing direction of gel particles.The results of micro-migration and displacement mode research and field test showed that heterogeneous compound flooding can greatly enhance oil displacement efficiency and sweep efficiency for heterogeneous reservoirs after polymer flooding.

polymer flooding；polymer-surfactant flooding；heterogeneous combination flooding；sweeping efficiency；enhanced oil recovery；microscopic oil displacement；Shengli Oilfield

2012-09-17；改回日期2013-01-26。

陈霆(1971—)，男，河北保定人，1992年毕业于武汉大学计算机及其应用专业，2012年获中国石油大学(北京)石油地质专业硕士学位，高级工程师，主要从事微观模拟驱油试验和微观驱油机理方面的研究。

联系方式：914766577@qq.com。

中国石化重大先导性项目“孤岛中一区聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验”(编号：P08012)部分研究成果。

10.3969/j.issn.1001-0890.2013.02.017

TE357.46

A

1001-0890(2013)02-0087-06