弱碱三元复合驱油技术是近年来发展的一种三次采油提高采收率新技术。强碱容易与地层岩心反应并结垢[1-2]，对地层的影响比较大。目前，许多文献都对弱碱三元复合驱油技术进行过相关的报道[3-5]，在大庆Ⅲ类油层也有相关的研究。周志军等[6]研究了弱碱三元复合体系在不同注入阶段的注入压力、采出液黏度、阻力系数等参数在Ⅲ类油层岩心中的变化规律；闫文华等[7]研究了Ⅲ类油层中弱碱三元复合体系的聚合物浓度、表面活性剂浓度、注入时机及注入方式对驱油效果的影响；贾忠伟等[8]对三元复合驱在Ⅲ类油层中提高采收率的可行性进行研究，认为Ⅲ类油层应用三元复合驱是可行的。但是，关于弱碱三元复合驱油技术在Ⅲ类油层中的规律研究都是在岩心中进行的实验，由于岩心长度的限制，一般不超过1 m，反映三元复合体系在地层中的长距离、长时间的运移过程规律有限。马云飞等[9-10]和安晨辉[11]对超长砂管长距离运移实验都有过相关的研究，对油田现场具有现实指导意义，但是都没有研究弱碱三元复合体系，且研究的对象均为大庆Ⅱ类油层，未对Ⅲ类油层有过相关的报道。大庆油田Ⅲ类油层比Ⅱ类油层具有渗透率更低、有效厚度更小等特点。因此，对Ⅲ类油层中弱碱三元复合体系在30 m超长填砂管的运移规律进行了研究。
聚合物(P)：部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，分子量800万，有效含量90%(质量分数)；表面活性剂(S)：石油磺酸盐，有效含量40%(质量分数)；碱(A)：碳酸钠，分析纯。
实验用水：大庆油田深度处理脱油污水；实验用油：航空煤油和大庆油田采油二厂脱水原油按比例配制成黏度为9.9 mPa·s(45 ℃)的模拟油；油砂：大庆油田天然岩心经过抽提、解集处理获得。
布氏黏度计(Brookfield Viscometer)，TX-500C界面张力仪，KQ2000E型超声波清洗器及自主设计制造的30 m填砂长管物理驱油实验装置。该实验装置包括：自控恒温箱、恒压恒速泵、中间容器、30 m填砂长管模型、压力传感器及数据采集系统。其实验流程如图 1所示。
(1) 使用油砂填充30 m长管后，对30 m长管填砂模型进行抽真空处理，然后饱和水并测定孔隙体积和水测渗透率。
(2) 饱和模拟油，并在45 ℃下老化10天。
(3) 水驱至出口含水率达到98%。
(4) 前后顺序注入弱碱三元复合体系主段塞和副段塞。主段塞0.35 PV，体系配方为0.3%(w)S+1.2%(w)A +1650 mg/L P，黏度为24.6 mPa·s；副段塞0.2 PV，体系配方为0.2%(w)S+1.0%(w)A +1550 mg/L P，黏度为24.3 mPa·s。
(5) 注入0.2 PV的保护段塞(1200 mg/L P，黏度为24.4 mPa·s)。
(6) 后续水驱至含水率达到98%。
以上实验温度为45 ℃恒温，流速为0.3 mL/min恒速。从主段塞开始注入时取样，取样时刻对应的注入体积如表 1所列，取样点分布如表 2所列。
(1) 使用布氏黏度计测黏度。测量温度45 ℃，转速6 r/min。
(2) 使用TX-500C型旋转滴界面张力仪测界面张力。测量温度45 ℃，转速5000 r/min。
(3) 使用KQ2000E型超声波清洗器和分刻度容量瓶测量残余油饱和度，具体方法见文献[12]。
在30 m填砂长管物理模型中研究Ⅲ类油层弱碱三元复合驱油技术的驱油效果如表 3所示，驱油动态曲线如图 2所示。
从表 3可看出，在渗透率为105.94×10-3μm2的Ⅲ类油层中，水驱采收率为43.57%，进行弱碱三元复合驱后，提高采收率幅度为17.06%，说明弱碱三元复合驱在Ⅲ类油层中的提高采收率效果较好。
由图 2可见，注入压力曲线整体趋势是先上升后下降。在压力上升阶段，最高压力达到12.5 MPa，约是水驱压力(3.4 MPa左右)的3.68倍，说明该弱碱三元复合体系在Ⅲ类油层中保证注入能力良好的基础上，还能保证一定的控制流度和提高渗流阻力的能力。注入压力在主段塞、副段塞和保护段塞均有不同程度的升高，其中主段塞压力上升幅度最大，这主要与注入体积的大小有关；在注入压力下降阶段，开始下降速度较快，逐渐变缓，最终压力下降至5.4 MPa左右，约是水驱压力的1.59倍，说明该弱碱三元体系在Ⅲ类油层中对地层渗透率的影响较小，能保证Ⅲ类油层残余油的后续开发。含水率曲线趋势为先上升、基本保持不变、后下降、再整体上升。其中，在主段塞阶段含水率基本不变，在副段塞阶段含水率开始下降，保护段塞阶段含水率降至最低值(约为72%)后，含水率开始上升，在后续水驱阶段含水率整体上升。这是因为：当三元复合体系注入到地层时，由于在地层中运移距离较长，弱碱三元复合体系不能将其在近井地带驱出的剩余油快速驱替到出口，因此主段塞含水率保持不变，副段塞含水率开始降低，此时三元复合体系开始见效，且效果不断增强，在保护段塞(注入体积的1.2 PV处)驱油效果达到最大，随后驱油效果逐渐衰弱，含水率开始上升，因此，含水率在后续水驱阶段整体上升。
黏度是三元复合驱油效果重要的因素之一，黏度的大小主要与聚合物的含量有关，增大体系的黏度能有效地改善流度比，增大三元复合驱的波及体积，从而提高石油的采收率[13]。因此，研究了弱碱三元复合驱体系黏度在Ⅲ类油层长距离运输中的变化规律，结果如图 3所示。
从图 3可看出：第1~第7次取样样品的黏度随着运移距离的增加而逐渐减少，这是由于三元复合体系和保护段塞在地层运移过程中发生遇水稀释、地层吸附、滞留作用以及剪切作用，使三元复合体系和保护段塞的黏度下降，且体系前缘部分最先与地层接触，受到水稀释、地层吸附、滞留作用影响最大。因此，体系前缘的黏度最小；而第8~第11次取样样品的黏度随着运移距离的增加，黏度的峰值不断右移，并且峰值下降，第8次开始是后续水驱阶段，水驱推动三元复合体系和保护段塞向地层深处移动，造成峰值向右移动，而三元复合体系和保护段塞在地层深处继续发生遇水稀释、吸附、滞留作用以及剪切作用，黏度逐渐下降，造成峰值下降。由此可见：在运移过程中，距离入口端越近，驱替剂整体的黏度越大，此时驱替剂在地层中的波及能力越强，驱油效果就越好；而随着与入口端距离的增加，驱替剂整体黏度变小，此时驱替剂在地层中的波及能力减弱，驱油效果也相应地变差。
界面张力是三元复合驱油效果另外一个重要因素，界面张力的大小主要与表面活性剂和碱含量的大小有关，油水界面张力越低，地层中的剩余油越容易被驱动，洗油效率更好，提高采收率的幅度更大[14]。因此，研究了弱碱三元复合驱体系界面张力在Ⅲ类油层长距离运输中的变化规律，结果如图 4所示。
从图 4可看出：第1次~第5次取样样品的界面张力随着运移距离的增加而减小，这是由于表面活性剂和碱在地层中发生稀释、吸附、滞留作用，且驱替前缘受到作用的影响最大；而从第6次开始，注入的驱替液为保护段塞，推着三元复合体系向地层深处运移，且三元复合体系中后部的表面活性剂和碱又受到稀释、扩散的作用，从而使界面张力随着向深部运移发生先降低后增加的趋势，且随着运移距离的增加，地层对驱替液的稀释、吸附、滞留影响严重，界面张力的最低值是逐渐减小的。从整体上看，随着运移距离的增加，界面张力值逐渐增大。运移距离在8.9 m之前，界面张力在超低界面张力下(10-3 mN/m数量级)，此时可以将地层中的剩余油顺利地驱替出来，地层内的剩余油减少，洗油效率得到提升，采收率能得到大幅度的提高。当运移距离超过8.9 m之后，界面张力达到10-2 mN/m数量级，尽管有碱起到保护剂的作用，但超低界面张力仍是脆弱的，三元复合体系随着运移距离的增加，表面活性剂受到地层水稀释、地层吸附、色谱分离、油水相分离等因素的影响，含量大大减少，从而破坏了超低界面张力这种理想的状态。当运移距离达到17.5 m时，界面张力上升到10-1 mN/m数量级；超过20 m后，界面张力达到100 mN/m数量级。因此，在30 m长管填砂模型中，弱碱三元复合体系的超低界面张力仅能在模型的前8.9 m处维持，此时地层的洗油效率最好，对地层剩余油的驱替效果最好，而界面张力以10-2 mN/m数量级运移得更远一些，它与黏度的协同作用也可能是提高驱油效率的因素之一。
对30 m长管填砂物理模型驱油后的残余油分布比例与距入口端距离范围的变化规律研究结果如图 5所示。
从图 5可看出，残余油分布的整体趋势为随着距入口端距离的增加，残余油占总残余油的比例逐渐上升。前10 m残余油占总残余油的比例为5%；10 ~20 m处残余油所占比例上升，占总残余油的比例为33%；20 m以后，残余油所占总残余油的比例最高，达到62%。对比图 3和图 4可看出，前10 m黏度最高，界面张力大部分在超低界面张力状态，体系在地层中的波及能力和洗油能力最好，此时驱油效果最好，因此，残余油所占比例仅为5%；而在10~20 m的范围内，黏度降低，界面张力降为10-2 mN/m甚至10-1 mN/m数量级，此时复合体系的波及能力和洗油能力大大减弱，驱油效果变差，从而使残余油所占比例达到33%；在20 m之后，此时黏度最小，界面张力达到100 mN/m数量级，此时复合体系的波及能力很小，洗油能力基本丧失，因此，残余油的比例达到62%。由此可见：Ⅲ类油层经过弱碱三元复合驱后，地层近井地带残余油较少，残余油在地层中深部区域大量聚集，而这与弱碱三元复合体系的黏度和界面张力在地层中运移的变化有关。
(1) 弱碱三元复合驱对地层的伤害较小，能有效地注入到Ⅲ类油层地层中，提高采收率幅度在水驱采收率的基础上提高17.06%。
(2) 弱碱三元复合体系的黏度在近井地带提高采收率效果最好，并且超低界面张力仅仅维持在8.9 m之前，对地层的洗油效率最好，对地层剩余油的驱替效果最好。
(3) 地层近井地带残余油较少，残余油在地层中深部区域大量聚集，这与弱碱三元复合体系的黏度和界面张力变化有关。
2019, Vol. 48 Issue (5): 72-76
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