三元复合体系性质参数沿程变化规律研究

汪宁宇，刘照钰，王梦雨，王玉星，徐 勇

（1.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江大庆 163318；2.大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163318）

三元复合体系性质参数沿程变化规律研究

汪宁宇1，刘照钰2，王梦雨2，王玉星1，徐 勇1

（1.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江大庆 163318；2.大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163318）

采用不同聚合物配置方式，配制分子量为700×104的聚合物和中分子量聚合物溶液，进而得到不同聚合物浓度下的三元复合体系溶液。通过实验测定不同注入阶段下界面张力和采出液黏度，得到三元复合体系驱油性质在岩心中的变化规律。结果表明，随着注入孔隙体积倍数的增加，界面张力呈先降低后升高的趋势；表观黏度呈先升高后降低的趋势。

三元复合驱；界面张力；表观黏度；注入孔隙体积

三元复合驱是近三十年发展起来的三次采油中的重要方法，在全国油田生产中均得到广泛推广与应用。驱油体系体系黏度和能否形成超低界面张力，是影响体系提高采收率效果的重要因素。研究随体系注入孔隙体系倍数的增加，这个过程中界面张力与黏度的变化情况与规律，对进一步研究三元复合体系驱油方法具有重要意义。

1 三元体系沿程油水界面张力测定实验

1.1 实验目的

探究三元复合体系经过岩心的剪切作用后，不同注入阶段下采出液的界面张力[1]变化情况，模拟油层在不同注入阶段注入下，复合体系界面张力的变化规律。

1.2 实验设备与条件

1.2.1 主要实验设备

平流泵，压力表，真空泵，压力传感器。

1.2.2 实验条件

（1）实验用水

根据实际地层水矿物组成及矿化度，人工配置与之相同的模拟水和驱替水，矿化度4 865.3mg/L；配制溶液用污水为大庆油田采油三厂提供，并经0.2μm微孔过滤，除去固体杂质。实验温度45℃。

（2）实验用液

以分子量为700×104聚合物、中分子量聚合物、石油磺酸盐[2]和Na2CO3为主剂，按照不同配比配制三元复合体系溶液，组合方式与性能参数见表1。

表1 三元复合体系溶液参数表

1.3 实验方案

本实验方案固定三元复合体系配方各组分浓度（聚合物分子量选用700×104，浓度1 000mg/L、表活剂0.3%、碱浓度1.0%）采用不同的配制方法，即清水配制污水稀释和污水配制污水稀释[3]，使复合体系通过有效渗透率为110×10-3μm2的岩心，采集随PV数的增加时采出端流出物，并使用界面张力仪进行界面张力的测定。测定结果如表2、图1。

1.4 实验结果及分析

对不同注入阶段界面张力的测定结果如图1。

图1 沿程界面张力与孔隙体积倍数关系图

从图1中可看出无论是采用清配污稀还是污配污稀方法配置的三元复合体系，随注入孔隙体积倍数的增加，即复合驱油体系注入量的增加，使得体系界面张力呈先降低后升高的趋势。对这种现象进行分析，因为随着三元复合体系的注入，界面张力开始降低，并达到最低值不再降低；而后续水的注入使得体系浓度降低，进而使体系降低界面张力的能力降低，岩心周围环境恢复，界面张力上升。两种配制方法对体系界面张力在注入复合体系初期几乎没有影响，当注入孔隙体积较大时，两者有较小区别。

2 复合体系黏度变化测定实验

2.1 实验目的

探究三元复合体系经过岩心的剪切作用后，随PV数的增加，采出物视黏度的变化，模拟不同注入阶段注入流体在油层中的黏度变化，并探究规律。

2.2 实验用液

本实验采用与第一节实验相同三元复合体系。实验温度45℃。

2.3 实验仪器

HAAKE-600流变仪。

2.4 实验方案

（1）分别采用不同的聚合物配置方法，即清水配制污水稀释和污水配制污水稀释，配制分子量为700×104聚合物浓度为1 000mg/L，表活剂和碱种类、浓度与上一实验相同的三元复合体系溶液（其原样黏度为mPa·s），注入有效渗透率为50×10-3μm2的岩心，对流出物进行黏度测定。

（2）配制浓度为1 700mg/L的中分子量聚合物溶液，其中活性剂浓度0.3%、碱浓度1.0%，注入有效渗透率为110×10-3μm2的岩心，收集随PV数增加时流出物，并进行黏度的测定[4]。

2.5 实验结果与分析

表2 三元体系黏度沿程变化数据表

图2 黏度与注入孔隙体积倍数关系曲线（700万1 000mg/L清配污稀）

从表2、3和图2、3可以看出三元复合溶液体系经过岩心剪切作用后，沿程的黏度降低程度大，黏度损失率很高[5]。经过高渗或低渗岩心，无论是700×104聚合物还是中等分子量聚合物，在整体的流动过程中岩心中的三元体系黏度随注入孔隙体积的增加呈先升高后降低的趋势，且值都很低。700×104分子量聚合物配制的三元体系在渗透率较低的50×10-3μm2岩心上流动时，黏度损失率比中分聚合物配制的三元体系在渗透率较高的110×10-3μm2岩心上流动时的黏度损失率整体要高。

表3 三元体系黏度沿程变化数据表

图3 黏度与注入孔隙体积倍数关系曲线（中分1 700mg/L 污配污稀）

3 结束语

1）清水配制污水稀释或污水配制污水稀释的三元复合体系在岩心中流动均是随着PV数的增加，界面张力在降低，后因后续水的注入，使体系降低界面张力的能力降低，所以升高。

2）经过岩心剪切后，体系沿程的黏度降低的很大，黏度损失情况严重。对高渗和低渗层，无论是700×104聚合物还是中分聚合物在清水配制污水稀释和污水配制污水稀释，在整体的流动过程中岩心中三元体系黏度都很低。

[1] 李华斌，陈中华.界面张力特征对三元复合驱油效率影响的实验研究[J].石油学报，2006，（5）：96-98.

[2] 岳晓云，楼诸红，韩冬，等.石油磺酸盐表面活性剂在三次采油中的应用[J].精细石油化工进展，2005，（2）：48-52.

[3] 魏勋.三类油层弱碱三元复合驱物理模拟技术研究[D].大庆：东北石油大学，2012.

[4] 石静.有机碱三元复合驱油体系与胜利原油的协同作用[J].石油化工应用，2013（1）：16-19.

[5] 李凯.二元体系黏度稳定性影响因素研究[J].中国石油和化工标准与质量，2012，（14）：245-246.

The Properties of Asp System Parameters Change Rule Along the Research

Wang Ning-yu，Liu Zhao-yu，Wang Meng-yu，Wang Yu-xing，Xu Yong

Using different polymer configuration，preparation of polymer molecular weight of seven million and medium molecular weight polymer solution，and then from different polymer concentration of the solution of ASP system.Through experiments under different injection phase determination of interfacial tension and produced liquid viscosity，and get the oil displacement properties of ASP system in the core.The results showed that with the increase of injection pore volume ratio，interfacial tension showed a trend of rise after the first reduce.The apparent viscosity was lower after the first rise trend.

alkali/surfactant/polymer flooding；interfacial tension；apparent viscosity；injection pore volume

TE358.3

B

1003–6490（2017）05–0140–02

2017–04–06

中国石油科技创新基金：特高含水期二元驱多段塞等流度驱油方法研究（2013D–5006–0203）。

汪宁宇（1992—），男，黑龙江勃利人，硕士在读，主要研究方向为油田开发及提高采收率技术。