0 引言

A油田储层物性较差，地层温度为83℃，地层水矿化度为24 534~26 069 mg/L，孔隙度平均为21.9%，渗透率平均为51.1 mD，属于高温、中盐、中孔、低渗储层，开发效果差。为提高该类油藏的开发效果，探究了该油田聚合物/表面活性剂二元复合驱的可行性。已有的室内实验研究表明，梳形聚合物HF62208具有良好的耐温抗盐能力、抗剪切能力以及热稳定性，同时能够满足渗透率为20 mD岩心的注入性要求，较适合该油田的储层物性条件^[1-3]。上海石油化工研究院研发的非离子-阴离子型表面活性剂烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐可以耐温110℃、耐盐10万mg/L，且具有较好的降低油水界面的能力，能够满足在高温、高盐油藏中的应用^[4]。因此，笔者优选梳形聚合物HF62208和非离子-阴离子型表面活性剂NPAC (壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠)配制成二元复合驱油体系，通过一系列室内实验，系统考察该体系的黏度、油水界面张力、老化稳定性、吸附量、色谱分离程度以及提高采收率能力等性能，并研究该体系在低渗、高温、高盐油藏中的驱油性能，以期为该类油藏化学驱提供±据。

1 实验 1.1 实验仪器与材料

实验仪器主要包括Texas-500型旋转滴界面张力仪、美国DV-Ⅱ型Brookfield旋转黏度计、蓝天牌101-6A电热鼓风干燥箱、UV2802型紫外可见分光光度计、IKA4000i control恒温摇床、DY-Ⅲ型多功能物理模拟装置(自制)、电动离心机以及MettlerToledo电子天平等。

实验材料主要包括梳形聚合物HF62208(相对分子质量为616万，水解度为21%)；非离子-阴离子型表面活性剂NPAC；模拟油田产出水(矿化度分析如表 1所列)；脱水原油(83℃下黏度为2 mPa·s)；氯化钠、无水氯化钙、碳酸氢钠、六水合氯化镁等，均为分析纯；石英砂人造柱状岩心、天然岩心若干。

1.2 实验方法 1.2.1 黏度测定

用Brookfield黏度计在83 ℃和6 r/min条件下测定待测溶液的表观黏度。

1.2.2 界面张力测定

参照中国石油天然气行业标准^[5]，采用模拟油田产出水配制溶液，83 ℃下用Texas-500型旋转滴界面张力仪测定待测溶液与目标区块脱水原油的界面张力。

1.2.3 静态吸附量测定实验

将已知浓度的待测溶液与油田净砂按1:20的固液比放入锥形瓶中，密封摇匀，放在83 ℃恒温摇床中，以一定速度连续震荡24 h后取出，测量此时溶液中的溶剂浓度，记为吸附达到平衡时的平衡浓度；再根据初始浓度和平衡浓度，计算溶液中溶剂的静态吸附量。

1.2.4 动态吸附性能评价实验

岩心抽真空、饱和水，以1 mL/min的速度水驱至压力稳定后转注驱油剂，同时在产出端以2 mL产出液为一组连续取样，检测产出液与原油间的界面张力，直到界面张力达到10^-3mN/m数量级为止。

1.2.5 色谱分离实验

岩心抽真空、饱和水，以1 mL/min的速度水驱至压力稳定后，转注1.5倍孔隙体积二元复合驱油体系，同时开始在产出端检测产出液中聚合物和表面活性剂的浓度，然后转后续水驱直至产出液中无表面活性剂产出。基于初始浓度将产出液浓度无因次化，从而得到岩心出口端流出液中化学剂相对浓度的变化。

1.2.6 岩心驱替实验

将饱和原油的岩心在83℃恒温下老化48 h，以0.3 mL/min的速度进行水驱，直到产出液瞬时含水率达到100%，注入规定孔隙体积倍数的驱油剂，转后续水驱至产出液瞬时含水率达到100%。

2 实验结果与分析

针对由梳形聚合物HF62208和表面活性剂NPAC组成的二元复合驱油体系，从体系的黏度、油水界面张力、老化稳定性、吸附量、色谱分离程度以及提高采收率能力等6个方面进行了考察，系统评价了该体系的各项驱油性能指标。

2.1 表面活性剂浓度对二元复合驱油体系黏度的影响

按照黏度测定的实验方法，在模拟地层条件下考察表面活性剂浓度对二元复合驱油体系黏度的影响(图 1)。从图 1可以看出，随着表面活性剂浓度的增加，二元复合驱油体系的黏度下降，但下降幅度较小。这是由于表面活性剂NPAC在溶液中起到了类似电解质的作用^[6]，随着表面活性剂浓度的增加，HF62208聚合物分子的扩散双电层逐渐被压缩，分子卷曲程度增加，宏观上表现为体系黏度的下降，但下降不明显，即表面活性剂NPAC对二元复合驱油体系的黏度影响较小。

2.2 表面活性剂浓度对二元复合驱油体系界面张力的影响

按照界面张力测定的实验方法，在模拟地层条件下分别考察了单一表面活性剂体系和二元复合驱油体系降低油水界面张力的能力(图 2)。从图 2可以看出，当聚合物HF62208质量浓度为1 000 mg/L、表面活性剂NPAC的质量分数为0.1%~0.6%时，二元复合驱油体系与脱水原油间的界面张力能达到10^-3 mN/m数量级，降低界面张力的效果良好。当表面活性剂NPAC的含量相同时，单一表面活性剂体系与二元复合驱油体系的平衡界面张力无显著差异，表明聚合物HF62208对二元复合驱油体系最终的平衡界面张力无明显影响，但测量过程中发现聚合物HF62208会明显延长二元复合驱油体系达到平衡界面张力的时间。

2.3 二元复合驱油体系老化稳定性

在实际矿场应用中，由于注入井与产出井之间的距离较长，为保证驱油体系在尽可能长的时间内发挥驱油效果，要求驱油体系在地层条件下的各项性能稳定，特别是体系的增黏性能和降低界面张力的性能。因此，通过室内黏度测定和界面张力测定方法来测量不同老化时间时的二元复合驱油体系的黏度和界面张力，考察了二元复合驱油体系的老化稳定性(表 2)。其中，二元复合驱油体系的配方为：1 000 mg/L HF62208聚合物+0.3% NPAC表面活性剂。

从表 2可以看出，二元复合驱油体系的黏度随着老化时间的延长呈现逐渐下降的趋势，但变化幅度较小，120 d后的黏度保留率仍能达到83.3%，显示出良好的黏度稳定性。同时，该体系的平衡界面张力在120 d的时间内一直维持在10^-3 mN/m数量级，油藏条件下经过120 d的老化后，二元复合驱油体系并未出现分相的现象，体系稳定性良好。

2.4 二元复合驱油体系吸附量

聚合物和表面活性剂注入地层后，由于受静电引力、分子间作用力以及氢键等作用力的影响，会在地层表面发生吸附。若吸附量过大，则会降低二元复合驱油体系的驱油效果。通过室内静态吸附量测定实验和动态吸附性能评价实验评价了二元复合驱油体系中聚合物HF62208和表面活性剂NPAC的吸附能力，并探讨了二者之间的相互影响。

2.4.1 聚合物静态吸附量

按照静态吸附量测定实验方法，在模拟地层条件下考察了单一聚合物体系和二元复合驱油体系(NPAC，0.3%)中的聚合物HF62208在油田净砂中的吸附能力(图 3)，其中固液比取1:3。

从图 3可以看出，随着聚合物浓度的增加，单一聚合物体系和二元复合驱油体系中的聚合物的吸附量均不断增加。当聚合物质量浓度大于500 mg/L时，2种体系中聚合物的静态吸附量均不再发生显著改变。聚合物HF62208在油田净砂表面的吸附属于典型的Langmuir吸附，当聚合物在岩石表面的吸附和解吸附达到动态平衡时，吸附量基本不再增加，达到饱和。单一聚合物体系中聚合物HF62208在油田净砂中的饱和静态吸附量约为0.7 mg/g，而二元复合驱油体系中的聚合物HF62208在油田净砂中的饱和静态吸附量约为0.35 mg/g，明显低于单一聚合物体系。这是由于表面活性剂NPAC为带负电性的体系，可以通过氢键、疏水作用与聚合物结合，从而增强聚合物链的负电性，同时岩石表面也带负电，使二者之间的静电斥力作用得到增强，从而减弱了聚合物的吸附能力，这有利于二元复合驱油体系进入岩心深部，将其中的剩余油驱出。

2.4.2 表面活性剂静态吸附量

按照静态吸附量测定实验方法，在模拟地层条件下考察了二元复合驱油体系中表面活性剂NPAC在油田净砂中的吸附量，并与单一表面活性剂NPAC体系在油田净砂中的吸附量进行了对比(表 3)。

表面活性剂在地层中的吸附量大小与地层矿物组成密切相关，阴离子表面活性剂在黏土矿物中的吸附量较大，而在石英砂上吸附量很少^[7]。从表 3可看出，二元复合驱油体系中的表面活性剂NPAC在油田净砂中的饱和静吸附量为3.58 mg/g，较单一表面活性剂NPAC体系下降了29%，这主要是由于聚合物的存在占据了部分岩石表面的吸附位，使得表面活性剂的吸附量减少。需要指出的是，溶液中NPAC的浓度较高时，吸附量反而下降，这是由于表面活性剂形成胶束的增溶作用所致^[8]。

2.4.3 表面活性剂动态吸附

传统动态吸附性能评价分为饱和动态吸附量和不饱和动态吸附量^[9-12]，二者均涉及驱油剂浓度检测的问题，操作繁琐。为此，提出通过测量产出液与原油间的界面张力，以产出液与原油间的界面张力达到超低数量级时的驱油剂注入孔隙体积倍数来衡量表面活性剂的动态吸附情况。根据动态吸附性能评价实验方法，研究了单一表面活性剂体系(NPAC，0.3%)和二元复合驱油体系(1 000 mg/LHF62208+0.3% NPAC)在天然岩心和石英砂人造岩心(表 4)的动态吸附情况。

按照动态吸附性能评价实验方法，可以得到岩心出口段产出液与原油间的界面张力随驱油剂注入孔隙体积倍数的变化关系(图 4)。从图 4可以看出，在渗透率基本相同的情况下，单一表面活性剂体系在石英砂人造岩心的产出液与原油间的界面张力达到10^-3 mN/m数量级所需的注入溶液最少，仅需0.7 PV；其次是二元复合驱油体系在含残余油天然岩心中的驱替，需1.3 PV；再次是二元复合驱油体系在天然岩心中的驱替，需1.5 PV；最后是单一表面活性剂体系在天然岩心中的驱替，需2 PV。一般而言，达到超低界面张力(10^-3 mN/m数量级)所需注入孔隙体积倍数越小，表面活性剂的动态吸附量就越小。因此，表面活性剂动态吸附性能评价结果与静态吸附量测定实验结果相吻合。当岩心含有残余油时，由于原油中的有机质占据了部分吸附位，所以表面活性剂NPAC的吸附量略为减少。

根据动态吸附评价实验的结果，近似模拟了驱油段塞地层的超低界面张力有效作用距离^[13]。设定地层注入0.4 PV的驱油体系，模拟结果如图 5所示。

从图 5可以看出：① 单一表面活性剂体系在石英砂地层中的超低界面张力有效作用距离超过56%，考虑到表面活性剂在石英砂中的低吸附量，可以将56%视作一个临界值，接近该值即表明驱油体系的吸附量和降低界面张力的能力均能很好地满足要求；② 聚合物的存在使表面活性剂在地层中的超低界面张力有效作用距离由注采井距的19%延伸到27%；③ 无论是单一表面活性剂体系还是二元复合驱油体系，均只有在注入井近井周围小于注采井距30%的范围内才能与原油形成超低界面张力，因此，难以启动更深地层的残余油。

2.5 二元复合驱油体系色谱分离

二元复合驱油体系在地层运移过程中会发生色谱分离现象^[14]。色谱分离强弱在一定程度上受渗透率的影响，随渗透率变小，色谱分离程度增强^[15]。室内采用5块渗透率相近的油田天然岩心对接形成30 cm长的长岩心(水测渗透率为45.9 mD，孔隙体积为32.81 mL)，通过色谱分离实验评价了二元复合驱油体系(1 000 mg/L HF62208+0.3% NPAC)在低渗油藏中的色谱分离效应(图 6)。

从图 6可以看出，二元复合驱油体系在天然岩心运移过程中存在一定程度的色谱分离现象。出口端聚合物HF62208先产出，其浓度随注入孔隙体积倍数的变化会在接近注入浓度值附近出现一个较稳定的平台，而出口端表面活性剂NPAC浓度随注入孔隙体积倍数的增加出现先增大后缓慢减小的趋势，最大产出相对浓度低于0.2。这一方面是因为表面活性剂吸附量比聚合物吸附量大，另一个方面是由于聚合物在低渗岩心中存在大量不可入孔隙体积，这不仅导致聚合物优先沿大孔道产出，还使得聚合物与岩石表面接触面积减小，吸附滞留量降低，而表面活性剂由于能进入微观孔喉，与岩石接触面积增加，从而引起滞后产出和产出液浓度低。常用无因次突破时间和无因次等浓距2个指标^[14]对色谱分离效应进行定量描述。聚合物HF62208的无因次突破时间为0.558 PV，表面活性剂NPAC的无因次突破时间为0.983 PV，二者在等浓流出量为0.11时的无因次等浓距为1.98 PV，与中—高渗油藏二元复合驱油体系的色谱分离相比^[15]，低渗油藏二元复合驱油体系的色谱分离效应更加明显，这是因为低渗油藏有更大的不可入孔隙体积。

2.6 岩心驱油性能

考虑到实际地层的复杂性，有必要考察选定的二元复合驱油体系在天然岩心上的驱油效果。实验选取5块渗透率不同的天然岩心，通过岩心驱替实验^[16-19]，考察了选定驱油配方0.4 PV(1 000 mg/LHF62208+0.3% NPAC)的驱油效果(表 5)。

从表 5可看出，选定的二元复合驱油体系在水测渗透率为18.6~62.5 mD的天然岩心中的采收率提高幅度均达到11%以上，最高达14.97%，平均采收率提高幅度达到13.53%，平均总采收率达到56.64%，显示出良好的驱油效果。天然岩心驱油实验结果表明，复合体系0.4 PV(1 000 mg/L HF62208+0.3%NPAC)可以较大幅度地提高该油田的原油采收率。

3 结论

(1) 梳形聚合物HF62208和非离子-阴离子型表面活性剂NPAC(壬基酚聚氧乙烯醚羧酸钠)复配的二元复合驱油体系在温度为83 ℃、水矿化度为9 650.11 mg/L的地层条件下，各项驱油性能评价指标优良，显示出良好的抗温、抗盐能力，可作为低渗、高温、高盐油藏提高采收率的化学驱油用剂。

(2) 产出液与原油间的界面张力达到超低数量级时的驱油剂注入孔隙体积倍数可以用来有效评价表面活性剂的吸附性能，该方法克服了表面活性剂浓度确定的难题，操作简便快捷，并且经过简单计算，可反映驱油剂在地层中与原油能够保持超低界面张力的有效距离。

(3) 针对A油田提出的二元复合驱油体系0.4 PV(1 000 mg/L HF62208+0.3% NPAC)在水测渗透率为18.6~62.5 mD的天然岩心中的采收率提高幅度达到11%以上，驱油效果优良。