三元复合驱岩心微观尺度油相动用机制

林 立

（中国石油大庆油田有限责任公司第三采油厂，黑龙江 大庆 163113）

0 引 言

三元复合驱是由碱、表面活性剂和聚合物复合作为驱油剂的一种采油技术，其在大庆油田已被广泛应用，提高原油采收率可达20%［1-4］。虽然三元复合驱现场应用效果显著，但对其驱油机制特别是微观尺度驱油机理还没有完全清楚。对于三元复合驱驱油机理的研究，目前大部分工作还是采用常规岩心/填砂管驱替实验方法，探讨流体黏度、油水界面张力对驱油效率的影响及贡献程度，得出的结论也是三元复合驱扩大波及体积、提高洗油效率等宏观上的定性认识［5-9］。对于三元复合驱微观尺度驱油机理的研究，目前主流的方法是采用可视化玻璃刻蚀模型驱替实验，但模型较为理想化：一是物性很难体现油藏的岩石特征及高温高压，二是孔隙也很难真正做到微观尺度，因此，很难得到符合实际油层条件的三元复合驱微观驱油机理［10-13］。因此，为了更为真实、准确地认识三元复合驱驱油机理，本文在储层岩心驱替实验基础上，结合新兴的核磁共振技术和岩心冷冻制片-荧光成像技术对三元复合驱微观驱油特征进行定量研究，分析微观尺度下不同岩心孔径分布及赋存状态的油相的动用程度，以期为三元复合驱技术下一步的攻关方向提供理论依据和应用指导。

1 实验设计

1.1 实验材料及仪器

1.1.1 实验材料

三元复合驱驱油体系组成：聚合物（部分水解聚丙烯酰胺）、表面活性剂（石油磺酸盐）和碱剂（Na2CO3）。其中，部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量1 900×104，有效固体质量分数89.8%，大庆油田勘探开发研究院提供；石油磺酸盐，有效固体质量分数为40%，大庆油田第三采油厂提供；Na2CO3，分析纯（纯度大于99.9%），国药集团化学试剂有限公司生产。实验用油为大庆油田原油（脱水脱气）与煤油按照1∶2.2 的体积配比混合配制的模拟油，黏度为8.8 mPa·s（45 ℃）。实验用水：模拟地层水，矿化度4 012.76 mg/L，离子组成如表1 所示。实验岩心：大庆油田北二西东块天然岩心（长度7.96 cm，直径2.5 cm），矿物组分以石英为主，有效渗透率为0.44 μm2，孔隙度为25.6%。

表1 模拟地层水离子组成Table 1 Mineral ion composition of simulated formation water

1.1.2 实验仪器

油藏高温高压多功能模拟驱替装置，江苏海安石油科研仪器有限公司生产；低磁场MacroMR 12-110H-I 型核磁共振仪，苏州纽迈分析仪器股份有限公司生产；荧光显微镜，上海无陌光学仪器有限公司生产。

1.2 实验方法

1.2.1 岩心驱替实验

实验在高温高压多功能驱替装置中进行，温度设定为45 ℃。将岩心抽真空、饱和模拟地层水；饱和模拟油，老化3 d；初始水驱至采出液含水率高于99%，再进行不同体系的化学驱至采出液含油率低于1%，最后后续水驱至采出液中的含油量少到可以忽略为止，计算采收率。注入速率均为0.1 mL/min。在不同的化学驱体系中，部分水解聚丙烯酰胺质量浓度为1 950 mg/L，石油磺酸盐的质量分数为0.3%，Na2CO3的质量分数为1.2%。

1.2.2 核磁共振测试

核磁共振技术采用抑制弛豫时间的方法来区分不同流体，可用于分析岩石孔隙大小及流体分布［14］。其中，横向弛豫时间（T2）可反映岩石孔隙比表面积的大小，T2与孔隙尺寸呈正比，信号幅度与孔隙内液体体积呈正比。在驱替实验的不同阶段对岩心进行核磁共振T2图谱扫描，可定量表征岩心内不同尺寸孔隙内的剩余油，进而分析可动流体的变化情况［15］。

1.2.3 岩心冷冻制片-荧光成像分析

不同驱替阶段结束后将岩心放入液氮中低温保存，完全冷冻后取出，在岩心端面截取厚度2 mm切片，并将切片厚度研磨至0.05 mm 的薄片。将岩心薄片放置于改进后的荧光显微镜下进行微观油相观测，并通过图像采集系统对不同赋存状态的油相进行定量分析［16］。改进后的荧光显微镜采用高压汞灯发射紫外光进行激发，全波段滤镜接收图像信息，油、水及岩石界面清晰，如图1 所示。

图1 岩心薄片油、水、岩石荧光显微镜成像照片Fig. 1 Fluorescence microscope image of oil, water and rock in thin core section

2 实验结果与讨论

2.1 三元复合驱提高采收率效果

图2 为三元复合驱体系采油程度、含水率及注入压力随注入量（PV）的变化。从整个驱油过程可以看出，进行初始水驱时，采油程度增长幅度较快，当水驱进行到一定程度（1.5 PV）后形成水流通道，发生水窜，产出液的含水率接近100%，基本不再产油，采出程度为43.2%。当转为三相复合驱后，采出程度又有较大幅度的提高（26.4 百分点），采出液最低含水率可低至77.4%，注入压力峰值达到0.19 MPa，最终采收率为69.6%。

图2 三元复合驱采出程度、含水率及注入压力随注入量的变化Fig. 2 Variation of recovery degree, water cut and injection pressure of ASP flooding with injected volume

三元复合体系与单独碱剂（单碱）、单独表面活性剂（单表）、单独聚合物（单聚）、聚合物/碱二元复合体系（聚碱）及聚合物/表面活性剂二元复合体系（聚表）的驱油效果及参数见表2。由表2 可以看出，不同化学驱体系在驱油过程中表现出不同的驱油效果和特征。单碱和单表体系的注入压力与水驱基本一致，流体扩大波及区域的能力较弱，采收率提高幅度较小。对于含聚体系，注入压力明显增大，表明聚合物主要起到提高流体波及系数的作用。聚碱体系中，碱剂会降低聚合物溶液黏度（注入压力峰值相对较低）；聚表体系不能达到超低界面张力（10-1mN/m 数量级）。三元复合体系既保持了较高的注入压力，同时又将界面张力由水驱降低到超低界面张力范围（10-3mN/m 数量级），可最大限度降低采出液含水率（谷值最小），表明在碱和表面活性剂的作用下，三元复合体系在扩大波及区域的同时又表现出最好的洗油效果。因此，实验所用三元复合体系在油田目标区块的应用中将会具有最好的采油效果。

表2 不同化学驱体系各阶段的驱油效果及参数Table 2 Recovery and parameters of different chemical flooding systems at various stages

2.2 岩心不同尺度孔隙内油相的动用规律

三元复合驱不同阶段（饱和水、饱和油、水驱、三元复合驱）的核磁共振T2图谱测试结果见图3。岩心饱和水状态下的核磁共振T2图谱（图3（a））可反映出其孔隙尺寸的分布情况。通过计算不同尺寸孔隙中的饱和水分量在孔隙体积饱和水总量中的比例可知，直径在［0.1，1） μm 的微孔隙占比5.94%，直径在［1，10） μm 的小孔隙占比46.89%，直径在［10，50） μm 的中孔隙占比37.28%，直径在［50，100） μm 的大孔隙占比9.37%，直径小于0.1 μm 的超微孔隙和直径大于100 μm 的超大孔隙分布较少，占比仅为0.52%。

图3 三元复合驱各阶段岩心核磁共振T2测试结果Fig. 3 Core NMR T2 test results for various stages of ASP flooding

饱和油、水驱及三元复合驱后不同孔隙中的油相分布情况见图3（b）—（d），孔隙中总的油量在经历水驱及三元复合驱后呈现逐渐减少的趋势，不同尺寸孔隙中的油相分布也有所变化。三元复合驱过程中不同尺寸孔隙中油相的动用情况如表3所示。

表3 三元复合驱驱替过程中岩心不同尺寸孔隙中油相动用情况Table 3 Oil producing in pores of different sizes in the core during ASP flooding

从表3 可以看出，水驱和三元复合驱的采出油主要来自于小孔隙、中孔隙和大孔隙。对于少量的微孔隙，其开始即被束缚水占据，由于岩心的亲水性，几乎未饱和进入油相，因此，在驱替过程中不予考虑。水驱阶段油相的采出程度为43.2%，其中，小孔隙对油相动用的贡献率最低（4.6%），中孔隙对油相动用的贡献率最高（88.1%），表明水驱动用的主要是中孔隙内的油，小孔隙内的油较难动用。三元复合驱阶段油相的采出程度为26.4%，其中，中孔隙油相动用贡献率仍是最高（50.0%），小孔隙油相动用贡献率则升高至46.0%，表明三元复合驱强化了小孔道内的剩余油采出程度。

碱驱、表面活性剂驱、聚合物驱、聚/碱二元复合驱、聚/表二元复合驱及三元复合驱对岩心不同尺度孔隙内油相的动用程度如图4 所示。从图4可以看出，单碱或单表体系仅能强化中、大孔隙内油相洗油效果，并且中、大孔隙内被剥离出的油以微小液滴的形式进入微小孔道，导致小孔隙中的剩余油反而增加（单碱体系小孔隙增加2.77 百分点，单表体系小孔隙增加4.83 百分点），更难被驱出。对于单聚体系，较高的注入压力扩大了小孔隙的波及程度，但是洗油效果较差，小孔隙采出程度仅为1.15%。对于聚碱体系，由于碱剂降低体系黏度，流体波及能力降低，且碱剂无法形成超低界面张力，小孔隙采出程度仅为0.64%。对于聚表体系，虽然表面活性剂可增强洗油效率，但也无法形成超低界面张力，小孔隙采出程度仅为3.31%。对于三元复合驱，在聚合物、表面活性剂及碱剂的协同作用下，小孔隙内油相的采出程度可达12.16%。

图4 不同化学驱体系对岩心不同尺寸孔隙内油相动用情况Fig. 4 Oil producing in pores of different sizes in the core by different chemical flooding systems

储层岩石孔隙较小时具有明显的毛细管力效应，而且，孔隙越小，毛细管力越大。油层中的岩石在油相的长期浸润下表面润湿性往往呈现出油湿，当水相驱替液流经这部分小孔隙时，毛细管力表现为阻力，因此驱替流体很难进入小孔隙中，导致小孔隙中的油相较难被采出。在三元复合体系中，聚合物具有明显的黏弹性，除了可以驱替出大、中孔隙中的油相外，还可以通过对中、大孔隙的封堵作用，使得驱替液流体转向小孔隙，扩大对微小孔隙的波及程度。

随后，表面活性剂和碱剂进入微小孔道内，在协同作用下形成超低界面张力，将吸附滞留在小孔隙中的油相洗出来。同时，表面活性剂通过在油湿岩石表面的吸附作用将岩石润湿性反转为水湿，毛细管力由阻力变为动力，使得驱替流体更易进入小孔隙，因此，利用三元复合驱中、小孔隙内的油相可以得到有效动用。

2.3 不同赋存状态剩余油动用程度

受油层非均质性、岩石表面润湿性及毛管液阻效应等因素的影响，油层中存在不同赋存状态的油相：束缚态油相、半束缚态油相和自由态油相。其中，束缚态油相包括膜状油、颗粒吸附状油和狭缝状油，半束缚态油相包括角隅状油和喉道状油，自由态油相包括簇状油和粒间吸附状油［17］。

岩心饱和油及在不同驱替阶段的荧光图像如图5 所示，通过油相识别软件计算其在孔隙中所占的比例（表4）。从表4 可以看出，饱和油岩心孔隙中以自由态油相为主，占比50.91%，其次是束缚态油相，占比16.55%，半束缚态油相最少，占比仅3.43%。

图5 岩心饱和油及不同驱替阶段的荧光图像Fig. 5 Fluorescence images of cores saturated oil and different displacement stages

表4 三元复合驱驱替过程中不同赋存状态油相在孔隙中所占的比例Table 4 Proportion of oil in pores with different occurrence states during ASP flooding%

从表4 可以看出，水驱后粒间吸附状油减小了18.20 百分点、簇状油减小了17.07 百分点、喉道状油减小了0.02 百分点、狭缝状油减小了0.02 百分点、角隅状油增加了3.00 百分点、膜状油增加了2.13 百分点。由此可知，水驱阶段的采油效果主要来自于自由态油相（粒间吸附状油和簇状油）的贡献，束缚态及半束缚态油相在水驱油中的贡献很少。而且，随着簇状油及粒间吸附状油被采出，水驱后又形成了新的膜状油和角隅状油，更难被水相驱出。在水驱基础上进行三元复合驱后，粒间吸附状油减小了6.91 百分点、簇状油减小了3.96 百分点、角隅状油减小了2.36 百分点、喉道状油减小了1.37%、狭缝状油减小了0.05 百分点、颗粒吸附状油减小了0.47 百分点、膜状油减小了3.61 百分点（表4）。三元复合驱阶段采出程度为26.42%，其中，自由态油相采出程度为5.34%，半束缚态油相对水驱采出程度提高了5.26%，束缚态油相对水驱采出程度提高了5.82%。上述数据表明，三元复合体系能够在水驱的基础上大幅度提高半束缚态油相和束缚态油相采出效果。

利用岩心冷冻制片和油相荧光软件识别得到的采收率与驱油实验结果基本一致（表5），表明方法可行。由不同驱油体系对不同赋存状态油相的动用情况可知，单独碱剂和单独表面活性剂的采收率主要来自于自由态油相（粒间吸附状油、簇状油）的贡献，束缚态及半束缚态油相贡献很小。聚合物不仅能提高自由态油相的洗油效果，同时还可以提高注入压力并扩大狭小孔隙的波及程度，但聚合物溶液的洗油效果较差，束缚态及半束缚态油相的动用程度不高。对于聚碱体系，束缚态及半束缚态油相的采出程度仅比单独聚合物驱提高了0.12 百分点，但其对自由态油相的采出程度却降低了2.95百分点。对于聚表体系，表面活性剂单独使用时不能充分发挥良好的洗油效果，但束缚态及半束缚态油相的采出程度比单独使用聚合物驱时提高了3.94百分点。对于三元复合体系，束缚态及半束缚态油相的动用程度均有显著提高，其中膜状油、角隅状油、簇状以及粒间吸附状油的动用效果更明显。

表5 不同化学驱体系驱油效果及不同赋存状态油相在岩心孔隙中所占的比例Table 5 Oil displacement efficiency and proportion of oil in core pores with different occurrence states by different chemical flooding systems%

三元复合驱中主流通道被聚合物大分子封堵，造成簇状油及粒间吸附状油所在孔道两端的压差升高。油相受到驱替液的推动力和切向拉力而发生运移，从一个大的簇状油或者粒间吸附状油分散成多个更小的部分。在较低的界面张力条件下，分散的油相更易被乳化成油滴而逐渐被采出。

膜状油主要是以薄膜的形式吸附在油湿岩石表面，束缚性较强。一般情况下，聚合物的剪切及拉伸作用对于此类油相的动用效果较差。当油水界面张力大于10-1mN/m 数量级时，油膜也很难被驱动。当油水界面张力降低至10-3mN/m 数量级时，油膜会逐渐被驱替液拉长变薄，直至从喉道表面剥离下来。对于三元复合体系，表面活性剂与碱协同作用形成超低界面张力，因此，可以有效启动薄膜状油相。

角隅状油主要赋存在储层形成的夹角凹陷处，驱替过程中这类剩余油受聚合物溶液的拉拽、剪切变形作用导致一部分被驱替出来，动用这部分剩余油需要增大驱动力并减小油水界面张力。在三元复合体系切向力的作用下，角隅状油逐渐形成前端类似蝌蚪状的残余油，并被拉拽伸长，进而断裂形成油滴而被采出。

3 结 论

（1）实验条件初始水驱不产油后，三元复合驱可提高注入压力，降低产液含水率，油相采收率仍可提高26.42 百分点。三元复合驱的驱油效率优于单一组分及二元复合体系的驱油效率，碱、表面活性剂和聚合物的复合显著起到协同增效驱油的作用。

（2）在主要动用中孔隙油相的基础上，三元复合驱可进一步强化对小孔隙油相的动用程度。在产出油中，小孔隙内油相的采出程度可达12.16%，在总孔隙采出油的贡献率可达46.0%。

（3）三元复合体系能够大幅度提高半束缚态油相采出程度（5.26%） 和束缚态油相采出程度（5.82%），其中对簇状油、粒间吸附状油、膜状油以及角隅状油的动用作用效果更加明显。