冻胶分散体软体非均相复合驱油体系特征及驱替机理
冻胶分散体软体非均相复合驱油体系特征及驱替机理
赵光1, 戴彩丽1, 由庆2
1. 中国石油大学(华东)石油工程学院,山东青岛 266580
2. 中国地质大学能源学院,北京 100083

第一作者简介:赵光(1986-),男,山东单县人,博士,中国石油大学(华东)讲师,主要从事提高采收率与油田化学方面的研究工作。地址:山东省青岛经济技术开发区长江西路66号,中国石油大学(华东)工科楼E座2015,邮政编码:266580。E-mail: zhaoguang.sdau@163.com

联系作者简介:戴彩丽(1973-),女,山东荣成人,博士,中国石油大学(华东)教授,主要从事提高采收率与油田化学方面的研究工作。地址:山东省青岛经济技术开发区长江西路66号,中国石油大学(华东)工科楼E座2001,邮政编码:266580。E-mail: daicl306@163.com

摘要

针对高温高盐油藏研发了具有微观调控能力并可兼顾驱油效率的冻胶分散体软体非均相复合驱油体系,借助岩心流动实验和可视化实验,研究该体系特征及驱油机理。该体系由冻胶分散体和表面活性剂组成,适用于温度80~110 ℃、矿化度1×104~10×104 mg/L的油藏,具有低黏度、弱负电性、耐温耐盐的特点,能够聚结长大,使油湿表面润湿性发生反转,水湿表面润湿性减弱,高温老化后的界面张力仍小于1×10-1 mN/m。软体非均相复合驱油体系能够进入岩心深部对储集层进行微观调控,岩心渗透率级差越大,调控效果越好,其驱替效果明显优于表面活性剂驱油体系、冻胶分散体或聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系。复合驱油体系在多孔介质中的调控行为有直接封堵、架桥封堵、吸附及滞留4种,其中的表面活性剂可强化复合驱油体系的深部运移和洗油能力,通过强化洗油机理、协同乳化机理、强化润湿反转及油带聚增机理提高洗油效率,冻胶分散体和表面活性剂的协同效应增强了复合驱油体系的驱替效率。图12参14

关键词: 软体非均相复合驱油; 冻胶分散体; 表面活性剂; 协同效应; 驱替机理; 高温高盐油藏
中图分类号:TE357.462 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2018)03-0464-10
Characteristics and displacement mechanisms of the dispersed particle gel soft heterogeneous compound flooding system
ZHAO Guang1, DAI Caili1, YOU Qing2
1. Petroleum Engineering School of China University of Petroleum, Qingdao 266580, China
2. Energy School of China University of Geosciences, Beijing 100083, China
Abstract

Considering high temperature and high salinity in the reservoirs, a dispersed particle gel soft heterogeneous compound (SHC) flooding system was prepared to improve the micro-profile control and displacement efficiency. The characteristics and displacement mechanisms of the system were investigated via core flow tests and visual simulation experiments. The SHC flooding system composed of DPG particles and surfactants was suitable for the reservoirs with the temperature of 80-110 ℃ and the salinity of 1×104-10×104 mg/L. The system presented good characteristics: low viscosity, weak negatively charged, temperature and salinity resistance, particles aggregation capacity, wettability alteration on oil wet surface, wettability weaken on water wet surface, and interfacial tension (IFT) still less than 1×10-1mN/m after aging at high temperature. The SHC flooding system achieved the micro-profile control by entering formations deeply and the better performance was found in the formation with the higher permeability difference existing between the layers, which suggested that the flooding system was superior to the surfactants, DPG particles, and polymer/surfactant compound flooding systems. The system could effectively enhance the micro-profile control in porous media through four behaviors, including direct plugging, bridging, adsorption, and retention. Moreover, the surfactant in the system magnified the deep migration capability and oil displacement capacity of the SHC flooding system, and the impact was strengthened through the mechanisms of improved displacement capacity, synergistic emulsification, enhanced wettability alteration ability and coalescence of oil belts. The synergistic effect of the two components of SHC flooding system improved oil displacement efficiency and subsequently enhanced oil recovery.

Keyword: soft heterogeneous compound flooding; dispersed particle gel; surfactant; synergistic effect; displacement mechanism; high temperature and high salinity reservoirs
0 引言

储集层非均质性是影响高温高盐油藏高效开发的主要因素之一, 要改善高温高盐油藏中后期水驱开发效果首先需要调控地层的非均质性[1, 2]。但高温高盐油藏埋藏深、温度高、地层水矿化度高的复杂条件成为改善储集层非均质性面临的技术难点。因此, 对高温高盐油藏的提高采收率技术要求也就越高。针对此类油藏, 常规的聚合物体系、聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系、弱冻胶体系等储集层调控技术手段难以奏效[3, 4, 5, 6]。主要原因在于:①受地面注入设备剪切、地层渗流剪切、地层物理化学性质(高温度、高矿化度等)及地层水稀释等因素影响[7, 8, 9], 聚合物驱过程中聚合物的黏度损失较大, 流度控制能力减弱, 尤其在后续水驱阶段, 注入压力下降较快, 难以获得长期有效的调控效果。②当油藏温度高于80 ℃、矿化度高于5× 104mg/L时, 聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系中的聚合物热降解、盐敏效应显著, 黏度下降率可达60%以上。此外, 常规的表面活性剂在高温高盐条件下会产生沉淀而失效, 降低了聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系在高温高盐油藏的驱油效果。③对于聚合物弱冻胶体系, 成胶液中的聚合物也会受地层物理化学性质及渗流剪切的影响, 导致其在高温高盐油藏多孔介质中的成胶强度降低, 影响了该类油藏的调控效果。鉴于高温高盐油藏的苛刻油藏条件, 仅依靠提升驱替介质黏度改善水油流度比来实现中高含水期高效开发面临巨大挑战。为此, 建立了一种适于高温高盐油藏提高原油采收率的软体非均相复合驱油体系, 该体系由自主研发耐温耐盐的冻胶分散体[10, 11, 12]和耐温抗盐表面活性剂[13]组成, 二者具有协同效应, 能够在对高温高盐油藏渗流剖面进行高效调控的同时兼顾驱油效率。本文从软体非均相复合驱油体系的性质出发, 借助岩心流动实验和可视化实验, 探讨复合驱油体系的驱替机理, 为高温高盐油藏软体非均相复合驱油新方法的建立提供科学依据和技术支持。

1 实验
1.1 实验仪器

主要实验仪器:JM-85改进型胶体磨; JEOL JSM7600F扫描电镜; TX-500C界面张力仪; TECLIS Tracker-H界面流变仪; Mastersizer 2000 Zeta电位分析仪; Brookfield-Ⅱ 黏度计等。

1.2 实验药品

实验药品:功能聚合物LF-1, 相对分子质量为9.6× 106; 树脂交联剂; 十四烷基磺基甜菜碱表面活性剂; 无机增强剂; 3种模拟水, 矿化度分别为1× 104mg/L(NaCl为7 000 mg/L, CaCl2为2 000 mg/L, MgCl2为1 000 mg/L)、5× 104mg/L(NaCl为47 000 mg/L, CaCl2为2 000 mg/L, MgCl2为1 000 mg/L, 若不特别说明, 文中所用模拟水均为该矿化度)、10× 104mg/L(NaCl为94 000 mg/L, CaCl2为4 000 mg/L, MgCl2为2 000 mg/L)。

1.3 实验方法

1.3.1 多尺度冻胶分散体的制备[10]

用清水配制0.3% LF-1功能聚合物, 加入0.9%树脂交联剂、0.1%无机增强剂搅拌均匀, 在95 ℃恒温烘箱中放置6 h, 得本体冻胶; 将本体冻胶与清水按照1∶ 1质量比加入胶体磨中, 循环剪切6 min, 获得粒径为2.2 μ m的冻胶分散体。该方法制得的冻胶分散体耐温可达130 ℃, 耐盐22× 104 mg/L。

1.3.2 剖面改善能力物理模拟实验

建立不同渗流率级差的双管物理模型模拟地层的非均质性, 采用剖面改善率评价非均相复合驱油体系的剖面改善能力。实验步骤为:填制不同渗透率级差的填砂管; 以0.5 mL/min的泵速水驱直至压力平稳; 以0.5 mL/min的泵速注入1倍孔隙体积的冻胶分散体软体非均相复合驱油体系(0.1%冻胶分散体+0.1%表面活性剂), 将填砂管在90 ℃老化5 d后水驱直至压力和产液量达到平稳。记录实验过程中压力、产液量的变化, 计算剖面改善率:

f =(Qhb/Qlb-Qha/Qla)/(Qhb/Qlb) (1)

式中 f— — 剖面改善率; Qhb, Qha— — 高渗填砂管调剖前、后的分流率, %; Qlb, Qla— — 低渗填砂管调剖前、后的分流率, %。

1.3.3 驱替潜力物理模拟实验

采用单管岩心实验模型对比分析了表面活性剂、冻胶分散体、聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系和冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的驱替潜力。实验步骤为:将人造岩心(长9.3 cm, 直径2.5 cm)烘干, 饱和模拟水, 饱和模拟油, 水驱至含水98%, 以0.5 mL/min的泵速注入1倍孔隙体积的冻胶分散体软体非均相复合驱油体系(0.1%冻胶分散体+0.1%表面活性剂), 将该岩心在90 ℃下老化5 d后再次水驱至产液含水率达到98%, 记录过程中的压力、产水量和产油量, 计算采收率增值。将注入的冻胶分散体软体非均相复合驱油体系替换为0.1%的表面活性剂、0.1%的冻胶分散体及聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系(0.3%聚合物+0.1%表面活性剂), 重复上述步骤, 分别考察其驱替潜力。

1.3.4 岩心扫描实验

借助JEOL JSM7600F扫描电镜, 采用天然岩心模型研究冻胶分散体软体非均相复合驱油体系在多孔介质中的宏观作用形式。将天然岩心(长8 cm, 直径2.5 cm)烘干测孔隙度(22%)、渗透率(0.15 μ m2), 饱和水、饱和油, 以0.5 mL/min的泵速水驱至含水98%, 注入0.5倍孔隙体积的软体非均相复合驱油体系(0.1%冻胶分散体+0.1%表面活性剂), 在90 ℃条件下老化5 d后, 后续水驱至含水98%, 将该岩心于冻干机中放置24 h冻干, 取岩心切片, 置于扫描电镜中观察。

1.3.5 微观可视化实验

采用微观可视化实验探讨冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的微观驱替机理, 所用玻璃刻蚀模型长、宽、厚为5 cm× 5 cm× 0.5 cm, 注入端模拟注入井, 产出端模拟生产井。实验步骤为:先将模型饱和水, 然后饱和油, 水驱至含水98%, 再注1倍孔隙体积的冻胶分散体软体非均相复合驱油体系(0.1%冻胶分散体+ 0.1%表面活性剂); 再后续水驱至含水98%。为便于观察, 实验中冻胶分散体采用茶树酚染为深蓝色。

2 实验结果与讨论
2.1 冻胶分散体软体非均相复合驱油体系特征

2.1.1 降低界面张力能力

固定表面活性剂的浓度为0.1%, 分别加入不同浓度的冻胶分散体, 90 ℃条件下采用TX-500C旋转滴界面张力仪测定冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的动态界面张力, 结果见图1。

图1 不同软体非均相复合驱油体系与界面张力的关系

由图1可见, 软体非均相复合驱油体系降低油水界面张力的能力随着冻胶分散体浓度的增大而降低, 但最终稳定在3.3× 10-3~3.9× 10-3mN/m, 表明软体非均相复合驱油体系具有较高的降低界面张力能力。冻胶分散体浓度越高, 非均相复合驱油体系达到动态稳定界面张力的时间越长, 但最终稳定的界面张力仍达到1× 10-3mN/m数量级, 表明加入冻胶分散体仅能够延长非均相复合驱油体系达到动态平衡稳定界面张力的时间, 而对复合驱油体系降低油水界面张力影响较小。这是由于软体非均相复合驱油体系具黏弹性, 冻胶分散体浓度越高, 复合驱油体系的黏度越大, 降低了表面活性剂分子由体相向油水界面扩散的速度。因此, 冻胶分散体软体非均相复合驱油体系达到动态界面张力平衡值的时间相对较长。此外, 吸附了表面活性剂的冻胶分散体颗粒也会在油水界面吸附, 占据了油水界面的吸附位, 这种吸附行为也会削弱软体非均相复合驱油体系降低油水界面张力能力。

2.1.2 黏度增加协同效应

以模拟水配制冻胶分散体和冻胶分散体软体非均相复合驱油体系(其中表面活性剂的浓度为0.1%), 采用Brookfield-II黏度计在90 ℃条件下测定其黏度, 实验结果见图2。由图2可见, 冻胶分散体单一体系和冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的黏度在2~8 mPa· s, 具备低黏度的特点, 两种体系的黏度随着冻胶分散体的浓度增加而增大。这是由于冻胶分散体为高黏弹性颗粒, 当浓度增加时, 冻胶分散体在软体非均相复合驱油体系中的固含量较高, 颗粒间的距离减小, 接触碰撞几率增大, 分子间的内摩擦力增大, 导致复合驱油体系黏度上升。由实验结果进一步可知, 软体非均相复合驱油体系的黏度明显高于冻胶分散体单一体系的黏度。这是由于表面活性剂为稀溶液体系, 复合驱油体系中的表面活性剂可以形成胶束, 增加了溶液的结构黏度。此外, 受疏水作用的影响, 表面活性剂吸附在冻胶分散体颗粒表面, 增加了颗粒的半径, 使颗粒间接触碰撞几率加大。因此, 加入表面活性剂可以协同提高冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的黏度。

图2 软体非均相复合驱油体系的黏度随冻胶分散体浓度变化关系

2.1.3 耐温耐盐性能

采用3种模拟水分别配制冻胶分散体软体非均相复合驱油体系, 将其老化30 d, 以界面张力为指标, 考察冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的耐温耐盐性能。综合考虑冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的降低界面张力能力和黏度特点, 实验选择配方为0.1%冻胶分散体+0.1%表面活性剂的软体非均相复合驱油配方体系开展研究, 结果见图3。

图3 软体非均相复合驱油体系界面张力在不同矿化度、温度下的变化关系

由图3可见, 冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的界面张力随老化温度和矿化度的增加而增加, 当温度为110 ℃、矿化度10× 104mg/L时, 复合驱油体系老化30 d后的界面张力仍小于1× 10-1mN/m, 表明复合驱油体系在高温高盐油藏条件下具有较好的应用潜力。这是由于软体非均相复合驱油体系中的表面活性剂为磺酸盐甜菜碱, 既含有阴离子亲水基又含有阳离子亲水基, 通过模拟水中二价盐离子的螯合作用, 可形成内盐结构, 由此其耐温抗盐性能增强。

2.1.4 聚结能力

采用扫描电镜研究了冻胶分散体软体非均相复合驱油体系(0.1%冻胶分散体+0.1%表面活性剂)在90 ℃模拟水中老化前后的状态, 结果见图4。老化初始阶段, 软体非均相复合驱油体系中的冻胶分散体颗粒主要以单个颗粒均匀地分散在溶液中(见图4a)。高温老化后, 复合驱油体系中的单个冻胶分散体颗粒均开始变大, 但膨胀能力有限, 由此保证了冻胶分散体高温老化后具有较高的强度。随着老化时间的进一步增加, 软体非均相复合驱油体系中的多个冻胶分散体颗粒之间相互聚结形成较大的聚集体。30 d后, 软体非均相复合驱油体系中固相由初始粒径为2 μ m的冻胶分散体颗粒转变为粒径30 μ m的聚集体。高温老化前软体非均相复合驱油体系是相对稳定的系统, 复合驱油体系中的冻胶分散体受静电斥力作用影响, 能够均匀地分散在溶液中。高温条件下, 复合驱油体系中的冻胶分散体颗粒运动加剧, 颗粒之间相互碰撞聚结形成大的聚集体。同时, 模拟水中盐离子的存在会中和冻胶分散体颗粒表面的负电荷, 使得颗粒之间的静电斥力作用减小, 该作用加速了软体非均相复合驱油体系的聚结能力。

图4 高温老化前后软体非均相复合驱油体系微观形貌

2.1.5 Zeta电位

Zeta电位是表征软体非均相复合驱油体系稳定性的重要参数。因此, 采用马尔文Mastersize 2000 Zeta电位仪测定了表面活性剂、冻胶分散体与软体非均相复合驱油体系(0.1%冻胶分散体+0.1%表面活性剂)在90 ℃下老化前后的电性。考虑到Zeta电位仪的耐盐范围, 实验测定了1× 104mg/L矿化度条件下3种体系老化前后的电性变化, 结果见图5。

图5 不同驱油体系在90 ℃下老化前后的Zeta电位

由图5可知, 表面活性剂体系、冻胶分散体与软体非均相复合驱油体系未老化前均带负电, 单一表面活性剂体系的Zeta电位绝对值高于单一冻胶分散体系的Zeta电位绝对值。当表面活性剂加入冻胶分散体溶液形成软体非均相复合驱油体系时, Zeta电位绝对值升高。这是由于加入的表面活性剂在溶液中分散或在冻胶分散体颗粒表面吸附, 使得冻胶分散体颗粒表面的负电性增加, 增强了颗粒之间的静电斥力作用, 提高了软体非均相复合驱油体系的稳定性。这种特点对软体非均相复合驱油体系在多孔介质中运移有利, 地层岩石颗粒表面带负电, 与带同种电性的软体非均相复合驱油体系产生静电斥力作用, 能够保证其顺利进入地层深部而不易在近井地带形成吸附滞留。

2.1.6 润湿性改变能力

采用光学投影法测定软体非均相复合驱油体系的润湿性改变能力。实验分别采用经过处理的水湿(润湿角为24.5° )和油湿(润湿角为147.5° )石英片模拟地层岩石。将两种不同润湿性的石英片分别置于表面活性剂(0.1%)和软体非均相复合驱油体系(0.1%表面活性剂+0.1%冻胶分散体)溶液中, 在90 ℃下老化30 d, 采用TECLIS Tracker- H 界面流变仪测定老化前后石英片的接触角, 考察两种体系对石英片的润湿改变能力, 实验结果见图6。

图6 软体非均相复合驱油体系及表面活性剂在不同老化时间接触角的变化

由图6可见, 不同老化时间的软体非均相复合驱油体系和表面活性剂对石英片的润湿性均会产生影响。对于软体非均相复合驱油体系, 石英片老化后水湿表面的润湿角由24.5° 升高至36.5° , 油湿表面的润湿角由147.5° 降低为39.5° ; 而对于表面活性剂体系, 石英片老化后水湿表面的润湿角由24.5° 升高至32.0° , 油湿表面的润湿角由147.5° 降低为34.5° 。两种体系均能使油湿表面的润湿性发生反转, 水湿表面润湿性减弱。初始老化阶段, 软体非均相复合驱油体系中具有较多的表面活性剂活性分子, 亲油基团朝向石英片并通过氢键作用在其表面紧密排列形成多层吸附膜, 能够显著改善石英表面的润湿性。但随着老化时间的增加, 软体非均相复合驱油体系中的表面活性剂活性分子有效含量降低, 减少了其在石英表面的吸附。此外, 软体非均相复合驱油体系中的冻胶分散体也会通过氢键作用吸附在石英表面, 减少了石英表面的吸附位, 降低了表面活性剂分子在其表面的吸附, 导致复合驱油体系的润湿改变能力低于单一表面活性剂体系的润湿性改变能力。当持续老化30 d后, 软体非均相复合驱油体系中的表面活性剂活性分子基本不再减少, 表面活性剂分子在石英表面的吸附达到动态平衡。因此, 软体非均相复合驱油体系基本不再对石英片润湿性能进行改变。软体非均相复合驱油体系的这种特点, 能够保证其在渗流过程中对岩石表面润湿性进行改性, 有利于原油从岩石表面剥离, 提高复合驱油体系的微观洗油效率。

2.2 冻胶分散体软体非均相复合驱油体系性能评价

2.2.1 剖面改善能力

采用双管实验物理模型考察了软体非均相复合驱油体系的剖面改善能力, 结果见图7。

图7 软体非均相复合驱油体系的剖面改善能力

由图7可见, 软体非均相复合驱油体系未注入岩心前, 高渗管具有较大的分流率, 水驱压力较低。注入软体非均相复合驱油体系后, 高渗管产液量开始降低, 低渗管产液量上升, 注入压力明显上升。当岩心老化后, 后续水驱过程中低渗管的分流率上升, 表明软体非均相复合驱油体系具有较好的剖面改善能力。由(1)式得4种不同渗透率级差条件下(见图7a— 7d)软体非均相复合驱油体系的剖面改善率分别为53.87%、67.91%、76.11%、93.72%。

实验结果表明, 注入软体非均相复合驱油体系后岩心渗流剖面均有所改善, 且岩心渗透率级差越大, 剖面改善能力越强。岩心渗透率级差越大, 复合驱油体系在注入压力作用下越易向高渗层运移, 进而对高渗层形成有效封堵, 迫使后续水流转向低渗层; 渗透率级差越小, 复合驱油体系在进入高渗层的时候也会进入低渗层, 对低渗层造成一定的污染, 使得剖面改善能力降低。软体非均相复合驱油体系良好的剖面改善能力对其驱油极其有利, 将其注入地层中, 冻胶分散体颗粒以滞留、吸附、架桥等形式对高渗部位形成有效的封堵, 迫使后续水流转向中低渗层, 提高了中低渗层的分流能力, 进而达到微观调控的目的。

2.2.2 驱替潜力

采用单管岩心实验模型对比分析了表面活性剂、冻胶分散体、聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系和冻胶分散体软体非均相复合驱油体系的驱替潜力, 实验结果见图8。

图8 表面活性剂、冻胶分散体、聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系及软体非均相复合驱油体系驱油效果

由图8可见, 4种驱油体系驱替后的采收率增值分别达到11.26%、15.14%、15.93%和27.27%, 其中注软体非均相复合驱油体系的采收率增值最高。对表面活性剂单一体系, 由于表面活性剂无法改变后续水驱过程的水油流度比, 使得注入的表面活性剂沿岩心高渗部位突进, 降低了表面活性剂的驱油效果; 而聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系, 注入阶段压力上升较快, 表明其具有较好的流度控制能力, 该阶段压力的上升主要是由于复合驱油体系中的聚合物黏度形成的。但后续水驱阶段, 注入压力下降较快。这是由于聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系的聚合物黏度受高温、高盐等因素的影响下降幅度较大, 使之后续流度控制能力有限。同时, 聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系的聚合物也会沿岩心高渗部位产出, 使复合驱油体系黏度下降, 进一步降低其后续流度控制能力。对于软体非均相复合驱油体系和冻胶分散体, 二者的驱油效果明显高于单一表面活性剂。对于注入冻胶分散体单一体系, 通过颗粒的滞留、吸附或聚集形式对高渗部位进行有效的调控, 迫使后续水流转向中低渗层未波及区域, 将其中的剩余油驱替出, 但此时岩心中仍有相当部分的残余油未被驱出。当注入软体非均相复合驱油体系时, 复合驱油体系中的冻胶分散体既能起到单一注入颗粒调整渗流剖面的效果, 提高后续流度控制能力, 同时复合驱油体系中的表面活性剂与岩心的残余油接触, 通过乳化、润湿性反转等作用, 将残余油从岩层表面剥离, 进一步提高了原油采收率。

2.3 冻胶分散体软体非均相复合驱油体系驱替机理

2.3.1 宏观作用形式

由于冻胶分散体软体非均相复合驱油体系中的表面活性剂为小分子, 扫描电镜难以观察其在多孔介质中的分布状态。因此, 扫描电镜给出的结果仅是复合驱油体系中冻胶分散体的分布状态(见图9)。当软体非均相复合驱油体系注入岩心时, 其中的冻胶分散体颗粒在注入压力下以直接、变形通过的形式进入优势渗流通道。冻胶分散体颗粒在多孔介质中的调控行为主要有4种:直接封堵、架桥封堵、吸附及滞留。当软体非均相复合驱油体系进入岩心后, 对半径小于冻胶分散体粒径的孔隙喉道形成直接封堵(见图9a); 孔隙喉道半径大于冻胶分散体粒径时, 则多个颗粒通过架桥或形成较大的聚集体进行封堵(图9b— 9d); 当孔道过大时, 多个冻胶分散体通过堆积的形式滞留在孔隙中(见图9e); 此外, 受氢键或色散力的影响, 冻胶分散体颗粒可以吸附在孔道壁面(见图9f), 减小孔道的有效渗流半径。通过软体非均相复合驱油体系中冻胶分散体的直接封堵、架桥封堵、吸附及滞留作用, 能够对岩心高渗部位实现有效调控, 迫使后续水驱转向低渗部位, 有效改善了岩层的非均质性。另外, 由于软体非均相复合驱油体系中的冻胶分散体为柔性颗粒, 可以变形通过孔隙喉道, 当冻胶分散体通过孔隙喉道时, 产生的负压作用也会将剩余油驱出。实验进一步表明, 单个冻胶分散体颗粒或多个冻胶分散体颗粒架桥对孔道进行封堵时, 颗粒与孔壁之间、颗粒与颗粒之间仍有一定的间隙, 由于冻胶分散体和剩余油表面极性的不同, 在后续注入压力下, 剩余油可变形通过颗粒与孔壁之间的间隙, 进而提高了剩余油的开采程度。此外, 软体非均相复合驱油体系中冻胶分散体的增黏效应还可改善表面活性剂的流度比, 降低其扩散速率, 促使表面活性剂转向中低渗层, 通过表面活性剂的乳化、润湿性反转等作用, 将附着在岩石孔壁表面的残余油驱出, 进一步强化了软体非均相复合驱油体系的驱替效率。

图9 软体非均相复合驱油体系在多孔介质中的分布状态
(a)单个颗粒直接封堵; (b)— (d)颗粒架桥封堵大孔道; (e)颗粒滞留; (f)颗粒吸附

2.3.2 微观驱替机理

2.3.2.1 强化洗油机理

软体非均相复合驱油体系是由耐温耐盐冻胶分散体和耐温抗盐表面活性剂组成的二元复合驱油体系, 具备高温高盐油藏条件下的高效洗油能力。同时, 由于疏水作用, 部分表面活性剂分子吸附在冻胶分散体颗粒表面, 使得冻胶分散体颗粒也具有洗油作用, 强化了软体非均相复合驱油体系的洗油能力。

2.3.2.2 协同乳化机理

软体非均相复合驱油体系对储集层微观调控后, 复合驱油体系中的表面活性剂进入中低渗部位, 与其中的剩余油相互作用, 使剩余油乳化为水包油乳状液或多重乳液(见图10a— 10c), 乳化的油滴在向前移动过程中不易黏附到孔壁表面, 提高了洗油效率。同时, 吸附了表面活性剂的冻胶分散体颗粒也具有一定的活性, 当其与原油接触时, 也会使原油乳化, 二者的协同效应使剩余油乳化能力增强, 进而有利于剩余油从岩石表面剥离下来(见图10d— 10g)。乳化形成的水包油乳状液或多重乳液在孔道中滞留, 通过颗粒的直接封堵或架桥封堵作用, 对高渗层起到强化调控的作用(见图10b、10c)。此外, 乳化的油滴也会提高驱替介质的黏度, 增强驱替介质的流度控制能力[14]

图10 不同驱替时刻剩余油乳化情况
(a)— (c)注入15 min时水包油乳状液及多重乳液; (d)初始状态; (e)注入5 min; (f)注入15 min; (g) 注入25 min

2.3.2.3 强化润湿反转机理

孔隙介质表面的润湿性对提高原油采收率起着重要作用。当软体非均相复合驱油体系在多孔介质中流动时, 带弱负电性的冻胶分散体颗粒吸附在岩石表面, 降低了复合驱油体系与地层表面的静电斥力作用, 利于表面活性剂分子在地层表面吸附, 强化了复合驱油体系的润湿性改变能力。当岩石表面润湿性由亲油性转变亲水性时, 毛细管力逐渐降低, 使剩余油与岩石表面之间的黏附功降低, 剩余油易于从岩石表面脱离下来(见图11), 进而提高复合驱油体系的洗油效率。

图11 不同驱替时刻的剩余油分布形式

2.3.2.4 油带聚增机理

软体非均相复合驱油体系在多孔介质中流动时, 冻胶分散体颗粒对储集层进行调控, 提高了后续流体的波及体积, 并叠加复合驱油体系的强化润湿反转、协同乳化等作用, 将其中的剩余油驱替出来, 但仍有部分剩余油滞留在较小孔隙中。此时驱替出的剩余油主要以油滴形式在渗透率相对较大的多孔介质中运移。由于软体非均相复合驱油体系的储集层微观调控作用, 小分子表面活性剂能够进入冻胶分散体颗粒不可及的较小孔隙中, 进一步将其中的剩余油从岩石表面剥离下来。剥离出的油滴在多孔介质中运移时不断的将遇到的油滴聚并进来(见图12), 形成油带, 有利于剩余油采出。

图12 不同驱替时刻的剩余油聚集状态

3 结论

冻胶分散体软体非均相复合驱油体系由耐温耐盐冻胶分散体和耐温耐盐表面活性剂组成, 能够适用于温度80~110 ℃、矿化度1× 104~10× 104mg/L的油藏, 具有低黏度、弱负电性、耐温耐盐的特点, 能够聚结长大, 可使油湿表面润湿性发生反转, 水湿表面润湿性减弱, 高温老化后的界面张力仍小于1× 10-1mN/m。

冻胶分散体软体非均相复合驱油体系能够进入岩心深部对储集层进行微观调控, 岩心渗透率级差越大, 调控效果越好; 软体非均相复合驱油体系通过提高后续水驱流度控制能力, 并叠加表面活性剂的高效洗油作用, 显著提高原油采收率。高温高盐条件下软体非均相复合驱油体系的驱替效果明显优于单一表面活性剂驱油体系、冻胶分散体或聚合物-表面活性剂二元复合驱油体系的驱替效果。

冻胶分散体软体非均相复合驱油体系在多孔介质中运移时, 以直接通过和变形通过两种形式进入到地层深部, 通过单个颗粒直接封堵、多个颗粒架桥封堵、吸附、滞留形式实现对储集层的微观调控, 并通过增黏效应改善表面活性剂的流度比, 降低其扩散速率。表面活性剂可强化复合驱油体系的深部运移和洗油能力, 通过强化洗油、协同乳化、强化润湿反转及油带聚增机理提高洗油效率, 表面活性剂和冻胶分散体颗粒的协同效应增强了复合驱油体系的驱替效率。

The authors have declared that no competing interests exist.

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