非均相复合驱油体系设计与性能评价

石油学报（石油加工）　２０ｌ３年２月　ＡＣＴＡ　ＰＥＴＲＯＬＥＩ　ＳＩＮＩＣＡ（ＰＥＴＲＯＬＥＵＭ　ＰＲＯＣＥＳＳＩＮＧ　ＳＥＣＴＩＯＮ）　第２９卷第１期　文章编号：１００１～８７１９（２０１３）０１—０１１５　０７　非均相复合驱油体系设计与性能评价　曹绪龙　（中国石化胜利油田分公司地质科学研究院，山东东营２５７０１５）　摘要：为进一步提高聚驱后油藏采收率，针对聚驱后油藏非均质性强、剩余油普遍分布的特点，提出了非均相复　合驱油体系。非均相复合驱油体系包括黏弹性颗粒驱油剂（ＰＰＧ）、表面活性剂和聚合物。通过研究黏弹性颗粒驱油　剂的溶胀能力、黏弹性、滤过能力和在岩心中运移性能，及其与表面活性剂、聚合物之间相互作用，得到了适合　于胜利高温高盐油藏和聚合物驱后油藏的非均相复合驱油体系１０００　ｍｇ／Ｌ　ＰＰＧ＋ｉ０００　ｍｇ／Ｌ聚合物＋０．３　胜利石　油磺酸盐＋０．１　非离子表面活性剂ｌ　７０９。结果表明，ＰＰＧ可遇水溶胀，耐盐性能好，在油藏中具有封堵和运移性　能，较单一聚合物能够更好地提高波及体积。在含水９８　条件下注入０．３倍孔隙体积的非均相复合驱油体系，聚　合物驱后提高采收率１３．６　（ＯＯＩＰ）。该体系可应用于高温高盐油藏或聚合物驱后油藏大幅度提高采收率。　关键词：非均相复合驱油体系（ＨＰＣＦ）；提高采收率（ＥＯＲ）；黏弹性颗粒驱油剂（ＰＰＧ）；聚合物；表面活性　文献标识码：Ａ　ｄｏｉ：１０．３９６９／ｊ．ｉｓｓｎ．１。（］１—８７１９．２０１３．０１．０１９　剂；黏弹性　中图分类号：ＴＥ３５７．６　Ｄｅｓｉｇｎ　ａｎｄ　Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ　Ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　ｏｎ　ｔｈｅ　Ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｏｕｓ　Ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ　Ｆｌｏｏｄｉｎｇ　Ｓｙｓｔｅｍ　ＣＡＯ　Ｘｕｌｏｎｇ　（Ｇｅｏｓｃｉｅｎｃｅ　Ｒｅｓｅａｒｃｈ　Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ　ｏｆ　Ｓｈｅｎｇｌｉ　Ｏｉｌｆｉｅｌｄ　Ｃｏｍｐａｎｙ，ＳＩＮＯＰＥＣ，Ｄｏｎｇｙｉｎｇ　２５７０１５，Ｃｈｉｎａ）　Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｉｎ　ｏｒｄｅｒ　ｔｏ　ｅｎｈａｎｃｅ　ｔｈｅ　ｏ订ｒｅｃｏｖｅｒｙ　ａｆｔｅｒ　ｐｏｌｙｍｅｒ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ，ｔｈｅ　ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｏｕｓ　ｐｈａｓｅ　ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｓｙｓｔｅｍ（ＨＰＣＦ）ｃｏｎｓｉｓｔｉｎｇ　ｏｆ　ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ，ｐｏｌｙｍｅｒ　ａｎｄ　ｐｒｅｆｏｒｍｅｄ　ｐａｒｔｉｃｌｅ　ｇｅｌ　（ＰＰＧ）ｗａｓ　ｄｅｓｉｇｎｅｄ　ｆｏｒ　ｔｈｅ　ｓｔｒｏｎｇ　ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｉｔｙ　ｏｆ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｗｉｄｅｌｙ　ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄ　ｒｅｍａｉｎｉｎｇ　ｏｉｌ．Ｔｈｅ　ｄｉｌａｔｉｖｅ　ｃａｐａｃｉｔｙ，ｖｉｓｃｏｅｌａｓｔｉｃ　ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ，ｆｉｌｔｅｒａｂｉｌｉｔｙ　ａｎｄ　ｍｉｇｒａｔｉｏｎ　ｉｎ　ｃｏｒｅｓ　ｆｏｒ　ａ　ｓｅｒｉｅｓ　ｏｆ　ｓｙｎｔｈｅｓｉｚｅｄ　ＰＰＧ，ａｎｄ　ｔｈｅ　ｉｎｔｅｒａｃｔｉｏｎｓ　ｂｅｔｗｅｅｎ　ＰＰＧ　ａｎｄ　ｐｏｌｙｍｅｒ　ａｎｄ　ｔｈｅ　ｉｎｆｌｕｅｎｃｅｓ　ｏｆ　ＰＰＧ　ｐｌｕｓ　ｐｏｌｙｍｅｒ　ｏｎ　ＩＦＴ　ｗｅｒｅ　ｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅｄ．Ｔｈｅ　ｒｅｓｕｌｔｓ　ｓｈｏｗｅｄ　ｔｈａｔ　ＰＰＧ　ｗａｓ　ａ　ｋｉｎｄ　ｏｆ　ｖｉｓｃｏｅｌａｓｔｉｃ　ｄｉｌａｔｉｖｅ　ｐａｒｔｉｃｌｅ　ｉｎ　ｂｒｉｎｅ　ａｎｄ　ｃｏｕｌｄ　ｂｅ　ｍｉｇｒａｔｅｄ　ｕｎｄｅｒ　ｉｎｊｅｃｔｉｏｎ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｉｎ　ｃｏｒｅｓ．Ｔｈｅ　ｅｆｆｅｃｔｉｖｅ　ＨＣＦＳ　ｕｓｅｄ　ｆｏｒ　ｈｉｇｈ　ｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅ　ａｎｄ　ｓａｌｉｎｉｔｙ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ａｎｄ　ｐｏｓｔ　ｐｏｌｙｍｅｒ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｒｅｓｅｒｖｏｉｒ　ｗａｓ　ａｓ　１０００　ｍｇ／Ｌ　ＰＰＧ＋１０００　ｍｇ／Ｌ　ｐｏｌｙｍｅｒ＋０．３　Ｓｈｅｎｇｌｉ　ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　ｓｕｌｐｈｏｎａｔｅ＋０．１　ｎｏｎｉｏｎｉｃ　ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ　１７０９．　Ｔｈｅ　ｅｎｈａｎｃｅｄ　ｏｉｌ　ｒｅｃｏｖｅｒｙ　ｗａｓ　１３．６　（ＯＯＩＰ）ａｆｔｅｒ　ｐｏｉｙｍｅｒ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｗｈｅｎ　０．３　ｐｏｒｅ　ｖｏｌｕｍｅ　ＨＰＣＦ　ｆｌｕｉｄ　ｗａｓ　ｉｎｊｅｃｔｅｄ　ａｔ　ｗａｔｅｒ　ｃｕｔ　ｏｆ　９８　．　Ｋｅｙ　ｗｏｒｄｓ：ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｏｕｓ　ｐｈａｓｅ　ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｓｙｓｔｅｍ（ＨＰＣＦ）；ｅｎｈａｎｃｅｄ　ｏｉｌ　ｒｅｃｏｖｅｒｙ　（ＥＯＲ）；ｐｒｅｆｏｒｍｅｄ　ｐａｒｔｉｃｌｅ　ｇｅｌ（ＰＰＧ）；ｐｏｌｙｍｅｒ；ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ；ｖｉｓｃｏｅｌａｓｔｉｃ　ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ　自２０世纪９ｏ年代以来，聚合物驱油技术在大　庆油田Ⅲ、胜利油　。　等现场获得大规模应用并取　和扩大试验表明，ＡＳＰ三元复合驱油技术具有更大　幅度提高采收率的效果　，但由于结垢　、采出液　处理难等问题而很难大规模推广。２０００年以来，胜　得显著降水增油效果。大庆油田和胜利油田的先导　收稿日期：２０１１－１０－０８　基金项目：国家重大专项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”（２０１１ＺＸ０５０１１）资助　通讯联系人：曹绪龙，男，教授级高级工程师，博士，从事油田提高采收率技术研究；Ｔｅｌ：０５４６—８７１５３８４￣Ｅ－ｍａｉｌ：ｃａｏｘｕｌｏｎｇ．ｓｌｙｔ＠ｓｉｎｏｐｅ￣ｃｏｒｎ　１１６　石油学报（石油加工）　第２９卷　利油田借助分子模拟等技术，深入研究了无碱的低　浓度表面活性剂一聚合物二元复合驱油体系　。　，从　油一水界面活性、构效关系及色谱分离等角度，提出　了“油剂相似富集、阴非加合增效、聚表抑制分离”　理论认识并指导了二元复合驱油体系配方设计。孤　东七区西南５４－６　二元复合驱油先导试验ｌ＿１阳表明，　中心井区提高采收率１８　，比同类油藏采用单一聚　合物驱的采收率提高８　。上述驱油方法对胜利油　田一类和二类油藏具有较好的提高采收率效果ｌ２］。　但是，随着聚合物驱油技术不断推广，聚合物驱后　进一步提高采收率的问题倍受关注，而聚合物驱后　油藏非均质性强、剩余油普遍分布，需要进一步扩　大波及体积和提高洗油效率，已有的驱油方法应用　效果有限。为解决这一问题，提出了非均相复合驱　油体系。该体系由低浓度表面活性剂、聚合物和具　有黏弹性且在多孔介质中可运移的黏弹性颗粒驱油　剂（ＰＰＧ）组成。ＰＰＧ在水中不能完全溶解，所以该　体系为非均相体系。通过发挥ＰＰＧ与聚合物在增加　体系黏弹性方面的加合作用，进一步扩大波及体积，　发挥表面活性剂具有的大幅度降低油一水界面张力的　作用，提高洗油效率。笔者研究了合成的ＰＰＧ的性　能，优选了表面活性剂和聚合物，优化了适合于胜　利高温高盐油藏和聚合物驱后油藏的非均相复合驱　油体系配方，考察了其驱油性能。　１实验方法　１．１试剂及原油　石油磺酸盐（ＳＬＰＳ），大明中胜国际公司产品，　有效物质量分数３Ｏ　。非离子表面活性剂１７０９，东　营远大化工公司产品，有效物质量分数５Ｏ　。聚丙　烯酰胺（ＫＹＰＡＭ一２），有效物质量分数８９．８　，相　对分子质量２６００万，水解度２２．８　９／６；改性聚丙烯　酰胺（ＫＹＰＡＭ～６），有效物质量分数８８．２　，相对　分子质量２２００万，水解度２３．６　，均为北京恒聚　油田助剂公司产品。改性结构类增黏聚合物　（Ｐ—ＡＭＰＳ），自制，有效物质量分数９０．２　，相对　分子质量１５００万，水解度２５．０　。黏弹性颗粒驱油　剂（ＰＰＧ），自制，固体质量分数８８．２　～８９．２　。　原油取自孤岛中一区Ｎｇ３试验区１１一Ｊｌ１井和　１３—１０井，经脱水处理后使用。　１．２　ＰＰＧ在溶液中溶胀能力的测定　称取一定量ＰＰＧ干粉颗粒分散于９９．５　体积　分数乙醇溶液中，用Ｍｉｃｒｏｔｒａｃ￥３５００激光粒度仪测　定干粉的中值粒径Ｍｄ　然后称取相同量的ＰＰＧ　干粉颗粒置于模拟盐水中，在７５℃下充分溶胀２４　ｈ　后，用粒度仪测定分散体系的中值粒径Ｍｄ　按　式（１）计算溶胀倍数Ｑ。　Ｑ—Ｍｄ　／Ｍｄ。　（１）　１．３　ＰＰＧ黏弹性的测定　采用矿化度ＴＤＳ＝１９３３４　ｍｇ／Ｌ模拟配制水将　ＰＰＧ配制成待测液，固定应力、频率，在７５℃下应　用ＨＡＫＫＥ　６００型流变仪在振动过程中测定其弹性　参数，记录弹性模量、黏性模量、复数模量、复数　黏度、相角；在剪切速率７．３４０　Ｓ　下，测定待测液　的黏度。　１．４　ＰＰＧ滤过能力测试　将定量的待测样品注入自行设计研发的滤过比　装置的进样管中，出１２１处用２５　ｍ的滤网封堵，对　样品施加压力，使样品通过滤网，记录流速、滤过　时间。　１．５油・水界面张力测定　利用矿化度ＴＤＳ一１９３３４　ｍｇ／Ｌ的配制水，配　制质量分数０．４　的表面活性剂溶液，采用ＴＸ－５００　Ｃ　界面张力仪在７５℃下测定试验区原油的油一水界面　张力。　１．６物理模拟实验　１．６．１阻力系数、残余阻力系数测定　在７５℃下，　２．５４　ｃｍ×３０　ｃｍ气测渗透率为　３．０　ｍ　的人造岩心模型经模拟配制水（ＴＤＳ＝　１９３３４　ｒａｇ／Ｌ）饱和，并经水驱压力平衡（Ｐ　）后，注　入２０００　ｍｇ／Ｌ　ＰＰＧ的模拟配制水溶液，至压力稳定　（　ｚ），再转注模拟配制水至压力稳定（Ｐ。）。　ｚ／ｐ　为阻力系数，Ｐ。／ｐ　为残余阻力系数。　１．６．２分流量实验　分别采用　２．５４　ＣｌＴＩ×３０　Ｃ１ＴＩ、渗透率为１．０和　３．０　ｍ。的人造岩心模型，经抽空、饱和模拟配制　水（ＴＤＳ＝＝＝１９３３４　ｍｇ／Ｌ）后，注入ＰＰＧ进行分流量　实验，考察高低渗管产液量变化情况。　１．６．３物理模拟驱油实验　分别采用　２．５４　ｃｍ　Ｘ　３０　ｃｍ、渗透率为１．０和　３．０　ｍ　人造岩心模型，在饱和模拟配制水后，再　用孤岛中一区Ｎｇ３试验区脱水模拟油饱和，老化　２４　ｈ，进行驱油实验。先水驱至采出液含水体积分　数９８　，转注０．３倍孔隙体积的聚合物段塞，然后　第１期　非均相复合驱油体系设计与性能评价　１１７　转水驱至采出液含水９８　，注入０．３倍孔隙体积的　非均相体系段塞，转后续水驱至９８　以上，结束　实验。　２结果与讨论　２．１黏弹性颗粒驱油剂（ＰＰＧ）性能评价结果　２．１．１悬浮性能　ＰＰＧ在聚合物溶液中的悬浮性能是其能否作为　驱油剂的基本参数。将ＰＰＧ与ＫＹＰＡＭ一２溶液混　合，于７５℃静置４８　ｈ，观察其悬浮情况。表１列出　了采用引发体系１（硝酸铈胺／多元醇）、体系２（过氧　化物／功能单体）、体系３（过氧化物／多元醇）所合成　的ＰＰＧ样品在ＫＹＰＡＭ一２溶液中的悬浮性能。由　表１可见，采用引发体系２、３合成的ＰＰＧ样品，即　使中值粒径Ｍｄ　大于４００　ｍ的３　和６　～８　ＰＰＧ　样品在ＫＹＰＡＭ一２中悬浮也很稳定，体系不分层，　表明它们在聚合物溶液中的悬浮性良好。　表１采用不同引发体系合成的ＰＰＧ在聚丙烯　酰胺（ＫＹＰＡＭ－２）溶液中的悬浮性能　Ｔａｂｌｅ　ｌ　Ｔｈｅ　ｓｕｓｐｅｎｄｅｄ　ｓｔａｔｅ　ｏｆ　ＰＰＧ　ｓｙｎｔｈｅｓｉｚｅｄ　ｗｉｔｈ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　ｉｎｉｔｉａｔｉｏｎ　ｓｙｓｔｅｍｓ　ｉｎ　ＫＹＰＡＭ一２　ｓｏｌｕｔｉｏｎ　ｃ（ＰＰＧ）一ｉ００００　ｍｇ／Ｌ；ｃ（ＫＹＰＡＭ一２）一ｉ０００　ｍｇ／Ｉ　２．１．２溶胀能力　表２为６　ＰＰＧ在使用去离子水配制的ＮａＣ１溶　液中的溶胀倍数。由表２可知，随着ＮａＣ１质量分　数的增加，ＰＰＧ溶胀倍数下降，当ｃ（ＮａＣ１）＜３２８６８　ｍｇ／Ｌ时，降幅较大；当Ｃ（ＮａＣ１）＞３２８６８　ｍｇ／Ｌ　时，降幅变缓。表３为ＮａＣ１溶液中加入Ｃａ　后６　ＰＰＧ颗粒的溶胀倍数。对比表２可见，在矿化度保　持不变的情况下，随着Ｃａ抖浓度增加，ＰＰＧ颗粒的　溶胀倍数下降，但降低幅度不大。从溶胀能力而言，　ＰＰＧ颗粒具有一定的抗盐和抗Ｃａ。　能力，对于高矿　化度油藏有一定的适用性。　表２　６　ＰＰＧ颗粒在ＮａＣＩ溶液中的溶胀倍数（Ｑ）　Ｔａｂｌｅ　２　Ｓｗｅｌｌｉｎｇ　ｒａｔｉｏ（Ｑ）ｏｆ　６　ＰＰＧ　ｉｎ　ＮａＣＩ　ｓｏｌｕｔｉｏｎ　表３　ＮａＣｉ溶液中加入ｃａ２　后６　ＰＰＧ颗粒的溶胀倍数（Ｑ。）　Ｔａｂｌｅ　３　Ｓｗｅｌｌｉｎｇ　ｒａｔｉｏ（Ｑ１）ｏｆ　６　ＰＰＧ　ｉｎ　ＮａＣＩ　ｓｏｌｕｔｉｏｎ　ｗｉｔｈ　Ｃａ　ａｄｄｅｄ　１）△一（（Ｑ—Ｑ１）／Ｑ）×１００　２．１．３黏弹性　较高的表观黏度和黏弹模量是保证驱油体系具　有较大波及体积和运移能力的关键。１　、２　ＰＰＧ　样品基本无黏弹性，３　～８　ＰＰＧ样品均具有黏弹　性特征，６　ＰＰＧ样品复合黏度高达１０３１．０　ｍＰａ・Ｓ，　相角３３．２。，具有明显黏弹性特征，如表４所示。　表４　ＰＰＧ水溶液的黏弹性　Ｔａｂｌｅ　４　Ｖｉｓｃｏｅｌａｓｔｉｃ　ｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓ　ｏｆ　ＰＰＧ　ｓｏｌｕｔｉｏｎ　ＴＤＳ＝１９３３４　ｍｇ／Ｌ：ｃ（ＰＰＧ）一１００００　ｍｇ／Ｌ　１）Ｓｔｏｒａｇｅ　ｍｏｄｕｌｕｓ；２）Ｌｏｓｓ　ｍｏｄｕｌｕｓ；３）Ｃｏｍｐｌｅｘ　ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ；　４）Ｐｈａｓｅ　ａｎｇｌｅ　１１８　石油学报（石油加工）　第２９卷　２．１．４滤过能力　采用自动滤过能力评价装置测定了６　ＰＰＧ、　６＃ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ－２在不同压力下的滤过能力，结　果如图１所示。由图１（ａ）可知，当压力为６．８９　ｋＰａ　时（图中１区间），随着滤过时间增加，ＰＰＧ流动速　率大幅减小，此时大部分ＰＰＧ颗粒在滤网端面上堆　积，形成一层滤饼，阻止后续ＰＰＧ通过滤膜，在端　面造成封堵；但当压力升高至１０３．３５　ｋＰａ时（图中　５区间），大部分颗粒能够在压力的驱动下变形通过　滤膜，流动速率骤然上升，且粒径变化不大。　喜　争　童　图１　６　ＰＰＧ和６　ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ体系在不同压力下　通过２５　ｍ滤网时流动速率（ｑ　）随时间的变化　Ｆｉｇ．１　Ｆｌｏｗ　ｒａｔｅ（　）ｖｓ　ｔｉｍｅ　ｗｈｅｎ　ＰＰＧ　ａｎｄ　ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ　ｓｙｓｔｅｍ　ｔｈｒｏｕｇｈ　２５　ｍ　ｆｉｌｔｅｒ　ｕｎｄｅｒ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　ｖｅｓｓｅｌ　ｐｌ＇ｅＳＳｉｌｒｅ￥　（ａ）６　ＰＰＧ，ｃ（ＰＰＧ）一２０００　ｒａｇ／！　；（ｂ）６＃ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ一２，　ｃ（ＰＰＧ）：１０００　ｍｇ／Ｌ，ｆ（ＫＹＰＡＭ一２）一１０００　ｍｇ／Ｌ　ｐ／ｋＰａ：１—６．８９；２—２０．６７；３—３４．４５；４—５５．１２；　５　１０３．３５：６　１３７．８０　由图１（ｂ）可知，ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ一２体系与单一　ＰＰＧ表现出相似的滤过能力，但在５５．１２　ｋＰａ时（图　中４区间），ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ－２体系滤过能力比单一　ＰＰＧ强。ＰＰＧ在一定压力下具有变形通过能力。　２．１．５岩心阻力系数与残余阻力系数　表５为采用各ＰＰＧ样品测得的岩心阻力系数　（ＲＦ）与残余阻力系数（ＲＲＦ）。由表５可知，ＰＰＧ的　封堵效率均高于９７％，远高于ＫＹＰＡＭ一２，阻力系　数也远大于ＫＹＰＡＭ一２的阻力系数。通过观察岩心　注入端面，１　、２　、５　样品在注入端面有大量颗　粒堆积，发生封堵，注入能力较差。　表５　采用各ＰＰＧ样品测得的岩心阻力系数（ＲＦ）与　残余阻力系数（ＲＲＦ）　Ｔａｂｌｅ　５　Ｔｈｅ　ＲＦ　ａｎｄ　ＲＲＦ　ｍｅａｓｕｒｅｄ　ｉｎ　ｓａｎｄ　ｐａｃｋｅｄ　ｃｏｒｅｓ　ｗｉｔｈ　ＰＰＧ　１＃ＰＰＧ　ｌ５８　２＃ＰＰＧ　８７７　３＃ＰＰＧ　４１４　４＃ＰＰＧ　１６８　５＃ＰＰＧ　１７８　６＃ＰＰＧ　１５４　７＃ＰＰＧ　１５２　８＃ＰＰＧ　１４３　ＫＹＰＡＭ一２　１５．９　Ｃ（ＰＰＧ）一２０００　ｍｇ／！　；Ｃ（ＫＹＰＡＭ一２）＝２０００　ｍｇ／Ｌ　２．１．６在岩心中运移能力　图２为ＫＹＰＡＭ一２、６　ＰＰＧ溶液驱过程中不同　测压点压力随注入量（以孑Ｌ隙体积倍数计）的变化。　从图２可见，ＫＹＰＡＭ一２溶液作为均一体系，在岩　心中运移能力较好，４个测压点压力变化较均匀，　但压力增加幅度较小，最高注入压力０．０３５　ＭＰａ，　表明实验条件下ＫＹＰＡＭ一２溶液的调堵能力不够。　而注入ＰＰＧ溶液后，压力上升明显，进口注入压力　和各个测压点的压力增长幅度明显高于ＫＹＰＡＭ一２　溶液，最高注入压力达０．３５　ＭＰａ，调堵能力明显。　从不同位置测压点的压力传递看出，ＰＰＧ溶液能够　在岩心中运移，但其运移和压力传递速率较　ＫＹＰＡＭ一２溶液慢。　２．１．７　非均质渗透率岩心模型的分流量　图３为ＫＹＰＡＭ一２、ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ一２驱注入　过程中非均质岩心的分流量变化。对比ＫＹＰＡＭ一２、　ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ一２的调整非均质能力，ＫＹＰＡＭ一２　注入模型后，高渗模型产液占比由７５　下降至　５５％，低渗模型产液占比由２５　升至４５　，岩心非　均质性得到改善，但转后续水驱后开始变差，总注　入量达２．５倍孔隙体积后，调整非均质性基本失效。　聚合物驱后由于非均质造成的矛盾加剧，流体主要　进入高渗模型。　筹芑第１期　非均相复合驱油体系设计与性能评价　１１９　Ｉｎｊｅｃｔｅｄ　ｐｏｒｅ　ｖｏｌｕｍｅ（Ｒａｔｉｏ　ｏｆｐｏｒｅ　ｖｏｌｕｍｅ）　矗　、　Ｉｎｊｅｃｔｅｄ　ｐｏｒｅ　ｖｏｌｕｍｅ（Ｒａｔｉｏ　ｏｆｐｏｒｅ　ｖｏｌｕｍｅ）　图２　ＫＹＰＡＭ一２、６　ＰＰＧ溶液驱过程中不同测压点　压力随注入量的变化　Ｆｉｇ．２　Ｔｈｅ　ｐｒｅｓｓｕｒｅ　ｍｅａｓｕｒｅｄ　ａｔ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　ｔａｐ　ＶＳ　ｉｎｊｅｅｔｉｏｎ　ｖｏｌｕｍｅ　ｄｕｒｉｎｇ　ＫＹＰＡＭ一２　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ａｎｄ　６　ＰＰＧ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　（ａ）ＫＹＰＡＭ一２．ｆ（ＫＹＰＡＭ一２）＝２０００　ｍｇ／Ｉ　；　（ｂ）６＃ＰＰＧ，ｃ（ＰＰＧ）一２０００　ｒａｇ／Ｌ　图３　ＫＹＰＡＭ－２、６＃ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ－２驱注入　过程中非均质岩心的分流量变化　Ｆｉｇ．３　Ｔｈｅ　ｓｐｉｌｔ　ｆｒａｃｔｉｏｎ　ｐｒｏｄｕｃｅｄ　ｆｒｏｍ　ｈｅｔｅｒｏｇｅｎｅｏｕｓ　ｃｏｒｅ　ｄｕｒｉｎｇ　ＫＹＰＡＭ－２　ａｎｄ　６　ＰＰＧ　ＫＹＰＡＭ一２　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　１　一ＫＹＰＡＭ一２　ｆｌｏｏｄｉｎｇ，ｃ（ＫＹＰＡＭ－２）＝２０００　ｍｇ／Ｌ；　２—６＃ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ一２　ｆｌｏｏｄｉｎｇ，ｃ（ＰＰＧ）一１０００　ｍｇ／Ｌ，　ｆ（ＫＹＰＡＭ一２）＝１０００　ｍｇ／Ｌ　注入６　ＰＰＧ＋ＫＹＰＡＭ－２复配体系的段塞过程　中，出现了低渗模型分流量超过高渗模型的现象，　高渗模型的分流量由近９８　９／６迅速下降至５　９／６，低渗　模型分流量由约２　迅速上升至９５　，且因ＰＰＧ非　连续性运移，分流量出现波动性变化。这种分流量　调整在后续水驱阶段持续有效。上述结果表明，　ＰＰＧ颗粒能够在岩心中不断地变形而通过、运移，　具有较长期持续的剖面调整和驱替能力。　２．２非均相复合驱油体系中表面活性剂选择　表面活性剂能否有效降低界面张力取决于其在　油一水界面上的排布方式和排列密度　。通过阴一非　离子表面活性剂复配可提高表面活性剂的界面效率，　有利于大幅度降低油一水界面张力［７，１０　１１］。　表６为表面活性剂配比及使用量对油一水界面张　力（ＩＦＴ）的影响。由表６可知，ＳＬＰＳ与Ｐ１７０９复配　比在３：１～１：３范围内均可使油一水界面张力达到　１０　ｍＮ／ｍ数量级的超低水平。ＳＬＰＳ与Ｐ１７０９复　配较其单一使用时的油一水界面张力低１个数量级。　ＳＩ　ＰＳ与Ｐ１７０９按１：１复配时，油一水界面张力随其　使用量降低而有所升高；当ｓＬＰｓ＋Ｐ１７０９总质量分　数低于０．０６　时，油一水界面张力已上升至１０　ｍＮ／ｍ数量级。考虑表面活性剂吸附及地层水稀释作　用，推荐非均相复合驱油体系中采用０．２　ＳＩ　ＰＳ＋　０．２　Ｐ１７０９的配方。　表６　表面活性剂ＳＬＰＳ与Ｐ１７０９配比及用量对油一水　界面张力（ＩＦＴ）的影响　Ｔａｂｌｅ　６　Ｔｈｅ　ｅｆｆｅｃｔ　ｏｆ　ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ　ｒａｔｉｏ　ａｎｄ　ａｄｄｉｔｉｏｎ　ａｍｏｕｎｔ　ｏｎ　ＩＦＴ　０．４　Ｓｔ　ＰＳ　８．４９×１０—２　０．３　ＳＩ　ＰＳ＋０．１　Ｐ１７０９　２．９５×１０　３　０．２　ＳＩ　ＰＳ＋０．２　Ｐ１７０９　２．４６×１０　３　０．１　ＳＩ　ＰＳ＋０．３　Ｐ１７０９　３．９０×１０　３　０．４　Ｐ１　７０９　３．７８×１０　２　０．１５　ＳＩ　ＰＳ＋０．１５　Ｐ１７０９　３．３５×１０—３　０．１　ＳＩ　ＰＳ＋０．１　Ｐ１７０９　６．３０×１０　３　０．０５　ＳＩ　ＰＳ＋０．０５　Ｐ１７０９　８．３５×ｌ０—３　０．０４　ＳＩ　ＰＳ＋０．０４　Ｐ１７０９　９．８５×１０　３　ｏ．０３　ＳＩ　ＰＳ＋ｏ．０３％Ｐ１７０９　１．０２×１０—０　２．３　非均相复合驱油体系中聚合物优选　目前，驱油用聚合物主要是超高相对分子质量　聚丙烯酰胺、以聚丙烯酰胺为基础的改性聚合物等。　１２Ｏ　石油学报（石油加工）　第２９卷　研究表明口］，聚合物评价除了表观黏度、热稳定性、　表８为ＰＰＧ与ＫＹＰＡＭ一６的黏弹性能。由表８　可知，单一的ＫＹＰＡＭ一６体系损耗模量（Ｇ，　）大于储　能模量（Ｇ　），力学损耗角（或相位角　）较大，虽然　具有一定的黏弹性特征，但以黏性为主。同比实验　耐温抗盐能力等性能外，还需要有聚合物溶液通过　多孔介质所表现的流动视黏度。对４种聚合物样品　的评价结果列于表７。由表７可知，具有常规超高　相对分子质量的聚合物ＫＹＰＡＭ～２和改性聚合物　条件下，对单一６　ＰＰＧ体系而言，其Ｇ，，，Ｊ、于Ｇ　，　较小，弹性大于黏性。将ＫＹＰＡＭ一６和ＰＰＧ按　ＫＹＰＡＭ一６均具有较高的表观黏度和流动视黏度；　改性结构类增黏聚合物Ｐ—ＡＭＰＳ不仅具有较高的表　观黏度，还具有更高的流动视黏度。在非均相复合　驱油体系中可选择改性超高相对分子质量聚丙烯酰　胺或相对分子质量１５００万以上的改性结构类增黏聚　合物。　表７　４种聚合物流动视黏度及表观黏度　Ｔａｂｌｅ　７　Ｔｈｅ　ａｐｐａｒｅｎｔ　ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ　ｍｅａｓｕｒｅｄ　ｂｙ　ｃｏｒｅ　ａｎｄ　Ｂｒｏｏｋｆｉｅｌｄ　ｍｅｔｅｒ　ｏｆ　ｆｏｕｒ　ｐｏｌｙｍｅｒｓ　１：１复配，总质量浓度保持３０００　ｒｎｇ／Ｌ，测得体系　表观黏度（ｒ／）比单一ＫＹＰＡＭ－６、单一６＃ＰＰＧ体系　大幅升高，表现出明显的黏弹特征，调驱性能增强。　２．４．２　ＰＰＧ及ＫＹＰＡＭ一６对油一水界面张力的影响　由于非均相复合驱油体系黏度比表面活性剂体　系黏度大幅增加，减缓了表面活性剂由体相向界面　的扩散速率，使得０．２　ＳＬＰＳ＋０．２　Ｐ１７０９中加　入１０００　ｍｇ／Ｌ　６＃ＰＰＧ＋１０００　ｍｇ／Ｌ　ＫＹＰＡＭ一６后与　原油间的油一水界面张力达到６．０×１０～ｍＮ／ｍ，较　加入ＰＰＧ和ＫＹＰＡＭ一６之前升高，但仍然达到超低　界面张力（１０　ｍＮ／ｍ数量级），保证非均相复合驱　油体系有较高的驱油效率。　２．５非均相复合驱油体系的驱油效果（物理模拟实　１）Ｕｎｄｅｒ　ｔｈｅ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ　ｏｆ　ＴＤＳ　１９３３４　ｍｇ／Ｉ　ａｎｄ　７５℃　ｒ／１－－Ｉｎ　ｓｉｔｕ　ａｐｐａｒｅｎｔ　ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ　ｉｎ　ｃｏｒｅ，　２一一Ａｐｐａｒｅｎｔ　ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ　ｂｙ　ｂｒｏｏｋｆｉｅｌｄ　验结果）　在模型水驱、聚合物驱后开展了非均相复合驱　油体系、高浓度聚合物驱、聚合物＋表面活性剂驱、　聚合物＋ＰＰＧ等体系提高采收率实验。结果表明　２．４非均相复合驱油体系的性能　（见表９），聚合物驱后再注入高浓度聚合物由于其　２．４．１　ＰＰＧ与ＫＹＰＡＭ一６的加合作用　表８　ＰＰＧ与ＫＹＰＡＭ－６的黏弹性能　Ｔａｂｌｅ　８　Ｔｈｅ　ｖｉｓｃｏｅｌａｓｔｉｃｉｔｙ　ｏｆ　ＰＰＧ　ａｎｄ　ＫＹＰＡＭ一６　提高波及能力有限，使得在聚合物驱后进一步提高　采收率幅度较小，仅３．０　９／６。在聚合物驱后再注入Ｐ　＋ｓ二元复合体系，由于其与前期聚合物波及能力　接近，仅能通过提高洗油效率来增加采收率，提高　幅度仅为４．８　。而在聚合物驱后注入非均相复合　驱油体系能够有效扩大波及体积，同时又提高洗油　效率，提高采收率幅度高达１３．６　。非均相复合驱　油体系对进一步提高聚合物驱后油藏采收率具有探　１）Ｕｎｄｅｒ　ｔｈｅ　ｃｏｎｄｉｔｉｏｎ　ｏｆ　ＴＤＳ　１９３３４　ｍｇ／Ｉ　ａｎｄ　７５℃　Ａｐｐａｒｅｎｔ　ｖｉｓｃｏｓｉｔｙ　ｂｙ　Ｂｒｏｏｋｆｉｅｌｄ　索价值。　表９不同驱油体系的驱油效果　Ｔａｂｌｅ　９　Ｔｏｔａｌ　ｏｉｌ　ｒｅｃｏｖｅｒｙ　ｗｉｔｈ　ｄｉｆｆｅｒｅｎｔ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｓｙｓｔｅｍｓ　１）ｃ（ＫＹＰＡＭ一２）一２０００　ｍｇ／Ｉ　；２）ｃ（ＫＹＰＡＭ一６）一２５００　ｍｇ／Ｉ　；３）ｃ（ＫＹＰＡＭ一６）一１５００　ｍｇ／Ｌ，ｗ（Ｓｌ　ＰＳ）一０．２　，ｗ（Ｐ１７０９）：０．２Ｘ；　４）ｃ（ＫＹＰＡＭ一６）一１０００　ｍｇ／Ｌ，ｃ（ＰＰＧ）一１０００　ｍｇ／Ｌ；５）ｗ（ＳＬＰＳ）一０．２　，ｗ（Ｐ１７ｏ９）一Ｏ．２　，ｃ（ＫＹＰＡＭ－６）一１０００　ｍｇ／Ｌ，ｃ（ＰＰＧ）＝１０００　ｍｇ／Ｌ　第１期　非均相复合驱油体系设计与性能评价　１２１　３　结　论　（１）针对胜利聚合物驱后油藏特点，设计了由　聚合物、ＰＰＧ和表面活性剂组成的非均相复合驱油　体系。该体系具有较强的耐温、抗盐能力，比聚合　物溶液有更强的提高波及能力和提高洗油效率能力，　对聚合物驱后油藏具有潜在应用价值。　（２）优选了适合于非均相复合驱油体系的ＰＰＧ、　聚合物和表面活性剂，考察了ＰＰＧ与聚合物、表面　活性剂间的相互作用，设计了非均相复合驱油体系　配方。物模模拟实验结果表明，该驱油体系在聚合　物驱后可提高采收率１３．６　。　致谢：衷心感谢中国石化胜利油田地质科学研究院王红　艳、崔晓红、刘坤、陈晓彦、潘斌林、韩玉贵高级工程师，　四川Ｉ大学黄光速教授等所做的技术研究工作。　参考　文　献　［１］王德民，程杰成，吴军政，等．聚合物驱油技术在大庆　油田的应用［Ｊ］．石油学报，２００５，２６（１）：７４—７８．　（ＷＡＮＧ　Ｄｅｍｉｎ，ＣＨＥＮＧ　Ｊｉｅｃｈｅｎｇ，ＷＵ　Ｊｕｎｚｈｅｎｇ，ｅｔ　ａ１．　Ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｐｏｌｙｍｅｒ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ　ｉｎ　Ｄａｑｉｎｇ　ｏｉｌｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ａｃｔａ　Ｐｅｔｒｏｌｅｉ　Ｓｉｎｉｃａ，２００５，２６（１）：７４—７８．）　［２］曹绪龙，张莉．胜利油田高温高盐油藏聚合物驱提高采　收率技术研究［Ｃ］／／北京：石油工业出版社，２００７：１４６一　ｌ５Ｏ．　［３］孙焕泉．胜利油田强化采油提高采收率技术［ｃ］／／￣ｔ　京：石油工业出版社，２００７：５９—６５．　［４］廖广志。牛金刚，王刚．大庆油田三元复合驱矿场试验　效果评价方法分析［Ｊ］．石油勘探与开发，１９９８，Ｚ５（６）：　４４—４６．（Ｉ　ＩＡ０　Ｇｕａｎｇｚｈｉ，ＮＩＵ　Ｊｉｎｇａｎｇ，ＷＡＮＧ　Ｇａｎｇ．　Ａｎ　ｅｖａｌｕａｔｉｏｎ　ｔｅｃｈｎｉｑｕｅ　ｆｏｒ　ＡＳＰ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｐｉｌｏｔ　ｔｅｓｔ　ｒｅｓｕｌｔ　ｉｎ　Ｄａｑｉｎｇ　ｏｉｌ　ｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ　ａｎｄ　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，１９９８，２５（６）：４４—４６．）　Ｅｓ］曹绪龙，孙焕泉，姜颜波．孤岛油田西区三元复合驱油　矿场试验［Ｊ］．油田化学，２００２，ｉ９（４）：３５０　３５３．（ｃＡ（）　Ｘｕｌｏｎｇ，ＳＵＮ　Ｈｕａｎｑｕａｎ，ＪＩＡＮＧ　Ｙａｎｂｏ，　ｅｔ　ａ１．　Ｅｎｌａｒｇｅｄ　ｆｉｅｌｄ　ｔｅｓｔ　ｏｎ　ＡＳＰ—ｆｌｏｏｄ　ａｔ　ｅａｓｔ　ｄｉｓｔｒｉｃｔ　ｏｆ　Ｇｕｄａｏ　ｏｉｌｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｏｉｌｆｉｅｌｄ　Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，２００２，１９（４）：３５０—３５３．）　［６］赵长久，李新峰，周淑华．大庆油区三元复合驱矿场结　垢状况分析［Ｊ］．油气地质与采收率，２００６，ｌ３（４）：７４　７８．（ＺＨＡ０　Ｃｈａｎｇｊｉｕ，ＬＩ　Ｘｉｎｆｅｎｇ，ＺＨＯＵ　Ｓｈｕｈｕａ．　Ａｎａｌｙｓｉｓ　ｏｎ　ｆｉｅｌｄ　ｓｃａｌｉｎｇ　ｏｆ　ＡＳＰ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｉｎ　Ｄａｑｉｎｇ　ｏｉｌｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｇｅｏｌｏｇｙ　ａｎｄ　Ｒｅｃｏｖｅｒｙ　Ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ，　２００６，１３（４）：７４－７８．）　［７］曹绪龙．低浓度表面活性剂一聚合物二元复合驱油体系　的分子模拟与配方设计［Ｊ］．石油学报（石油加工），　２００８，２４（６）：６８２—６８８．（ＣＡＯ　Ｘｕｌｏｎｇ．Ｍｅｓｏｓｃｏｐｉｃ　ｓｉｍｕｌａｔｉｏｎ　ａｎｄ　ｄｅｓｉｇｎ　ｏｎ　ｄｉｌｕｔｅ　ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ—ｐｏｌｙｍｅｒ　ｓｙｓｔｅｍ￣Ｊ］．Ａｃｔａ　Ｐｅｔｒｏｌｅｉ　Ｓｉｎｉｃａ（Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｐｒｏｃｅｓｓｉｎｇ　Ｓｅｃｔｉｏｎ），２００８，２４（６）：６８２—６８８．）　［８］ＷＡＮＧ　Ｈｏｎｇｙａｎ，ｃＡ（）Ｘｕｌｏｎｇ，ＺＨＡＮＧ　Ｊｉｃｈａｏ．　Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ　ａｎｄ　ａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎ　ｏｆ　ｄｉｌｕｔｅ　ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ—ｐｏｌｙｍｅｒ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｓｙｓｔｅｍ　ｆｏｒ　Ｓｈｅｎｇｌｉ　ｏｉｌｉｆｅｌｄ［Ｊ］．Ｊｏｕｒｎａｌ　ｏｆ　Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｓｃｉｅｎｃｅ　ａｎｄ　Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，２００９，６５：４５—５０．　［９］曹绪龙，崔晓红，李秀兰，等．扩张流变法研究表面活　性剂在界面上的聚集行为口］．化学通报，２００９，７２（６）：　５０７—５１５．（ＣＡＯ　Ｘｕｌｏｎｇ，ＣＵＩ　Ｘｉａｏｈｏｎｇ，ＬＩ　Ｘｉｕｌａｎ，ｅｔ　ａ１．　Ｓｔｕｄｙ　ｏｎ　ｔｈｅ　ａｇｇｒｅｇａｔｉｏｎ　ｂｅｈａｖｉｏｒ　ｏｆ　ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ　ａｔ　ｉｎｔｅｒｆａｃｅ　ｂｙ　ｔｈｅ　ｄｉｌａｔａｔｉｏｎａｌ　ｒｈｅｏｌｏｇｉｃａｌ　ｍｅｔｈｏｄｓ［Ｊ］．　Ｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，２００９，７２（６）：５０７—５１５．）　［１ｏ］张爱美．孤东油田七区西南二元复合驱油先导试验效果　及动态特点ＥＪ］．油气地质与采收率，２００７，１４（５）：６６—　６８．　（ＺＨＡＮＧ　Ａｉｍｅｉ．　Ｒｅｓｕｌｔｓ　ａｎｄ　ｄｙｎａｍｉｃ　ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ　ｏｆ　ｐｉｌｏｔ　ｔｅｓｔ　ｏｆ　ｓｕｒｆａｃｔａｎｔ／ｐｏｌｙｍｅｒ　ｂｉｎａｒｙ　ｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎ　ｆｌｏｏｄｉｎｇ　ｉｎ　ｗｅｓｔｅｒｎ　Ｎｏ．７　ｄｉｓｔｒｉｃｔ　ｉｎ　Ｇｕｄｏｎｇ　ｏｉｌｆｉｅｌｄ［Ｊ］．Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ　Ｇｅｏｌｏｇｙ　ａｎｄ　Ｒｅｃｏｖｅｒｙ　Ｅｆｆｉｃｉｅｎｃｙ，　２００７，１４（５）：６６－６８．）　［１１］孙焕泉，李振泉，曹绪龙，等．二元复合驱油技术［Ｍ］．　北京：中国科学技术出版社，２００７：１１６—３０２．