引言

聚合物驱技术是水驱油藏开发后期进一步提高油藏采收率的主要开发方式^[1]，大庆、胜利、河南等油田相继开展了聚合物驱矿场应用^[2-4]，大多数油田生产开发逐渐步入高含水阶段，如何进一步提高采收率，保持油田的生产动力是当务之急。聚合物驱技术的应用在提高驱油效率和波及效率的同时^[5-6]，不仅仅增强了储层的非均质性，还促使形成了多种类型的剩余油，主要集中分布在低渗带、油井间及边角处和井网控制能力较差的区域，单纯依靠聚合物的流度控制作用难以进一步动用^[7-10]。复合驱技术同时具有流度控制能力和降低界面张力的特征，两者的协同作用将能有效启动聚驱后更加复杂的剩余油分布^[11-13]。

为此，设计不同作用性能的复合驱油体系，分析其岩芯驱油效果和作用机理，优化复合驱油体系性能并判断其应用时机，最大幅度发挥复合驱效果，为老油田进一步提高采收率技术的应用提供相关数据支撑。

1 二元复合驱油体系的性能优化

二元复合驱提高采收率的主要作用机理是通过提高驱油体系的黏度，使其具有较强的流度控制，又同时降低其与原油的界面张力以提高其波及能力。为有效地优化出较佳的二元复合体系性能，有必要分析出体系中流度控制能力和降低界面张力的贡献能力。以渤海某聚合物驱稠油油藏为研究基础^[14-16]，通过合成枝化结构的疏水缔合聚合物DHAP来实现聚合物的高流度控制能力^[17]；而在当前实验条件下，进一步筛选优化界面张力能够降低到10$^{-3}$ mN/m的表面活性剂体系。

1.1 复合驱油体系筛选及性能评价

实验条件：(1)配制水矿化度组成是Na$^+$/K$^+$含量3 091 mg/L、Ca$^{2+}$含量276 mg/L、Mg$^{2+}$含量158 mg/L、CO$_3^{2-}$含量14 mg/L、HCO$_3^-$含量311 mg/L、SO$_4^{2-}$含量85 mg/L、Cl$^-$含量5 436 mg/L，总矿化度为9 375 mg/L；(2)聚合物的浓度为1 750 mg/L；(3)表面活性剂的浓度为0$\sim$3 000 mg/L^[18]；(4)实验温度是65 ℃；(5)实验器材是Brookfield DV-Ⅲ黏度计，Texas-500c型全量程旋转滴界面张力仪。

界面张力测定的实验步骤^[19-20]：在界面张力仪上设定相关参数，参数分别为转速6 000 r/min、油水密度差0.20 g/cm$^3$，温度65 ℃；达到预热温度后，每隔2 min记录油滴的宽度和界面张力数值，直至3次连续读数差值在±0.001 mN/m之内，即可认为体系已达平衡后，采用公式(1)计算

$ \sigma = \dfrac{{\Delta \rho {\omega ^2}R_0^3}}{4} $

(1)

式中：

$\sigma$—界面张力，mN/m；

$\Delta \rho$—油水相的密度差值，g/cm$^3$；

$\omega$—旋转滴界面张力仪转动角速度，r/min；

$R_0$—圆柱油滴半径，m。

表面活性剂的优选：(1)椰油酰基丙基二甲基甜菜碱(HYCAB)，(2)烷基酚聚氧乙烯醚(OP-10)，(3)硫酸盐类阴离子表面活性剂(KHD959a)，(4)羟磺基甜菜碱型两性表面活性剂(HSB-16)。各溶液界面张力实验结果见图 1。

从图 1中可以看出，各种类型表面活性剂与原油间的界面张力，都随着质量浓度的增加逐渐降低，其中，HSB-16能够将油水的界面张力降至10$^{-3}$数量级，而其他表面活性剂降低的数量级都在10$^{-1}$左右。因此，优选羟磺基甜菜碱型两性表面活性剂(HSB-16)进行单一表面活性剂体系来研究。

复合体系的溶液性能：利用黏度计和界面张力仪，分别测定不同浓度的二元复合体系的溶液黏度和界面张力，实验结果见图 2所示。

由图 2可知：(1)复合驱油体系的表观黏度随HSB-16的浓度增加，是先增加后逐渐下降，转折点的表面活性剂浓度为100 mg/L；当浓度高于2 000 mg/L后体系的黏度降低并逐渐趋于平稳；(2)复合驱油体系的界面张力随HSB-16浓度增加而逐渐下降，当浓度高于2 000 mg/L后体系的界面张力达到最低。分析认为，在低浓度HSB-16溶液中，疏水基团使聚合物分子链伸展，并与聚合物链上的疏水侧链形成混合胶束，“架桥”作用和水动力学半径增大，使复合体系溶液的黏度增加；随着HSB-16浓度的进一步增加，形成的胶束使聚合物分子间缔合减少，拆散了缔合溶液结构导致复配体系的黏度下降。同时，随着表面活性剂浓度的增加，溶液中自由的表面活性剂分子数量增多，表面活性剂分子在油水界面的吸附量增加，使得界面张力不断下降，当表面活性剂浓度增加到一定程度时，表面活性剂分子能够形成胶束，从而使得界面张力达到超低。

结合图 2结果和HSB-16浓度与体系黏度和界面张力间的关系，建立了3组不同性能的驱油体系，如表 1所示：DH-A的界面张力相对较高，溶液黏度最高(流度控制为主体系)；DH-B的黏度和界面张力在三者体系中均相对适中；DH-C的界面张力最低，溶液黏度也最低(降低界面张力体系为主体系)。

分别评价DH-A、DH-B和DH-C对提高采收率效果的影响。实验条件和步骤：(1)实验温度65 ℃；(2)实验岩芯是$\phi$25 mm$\times$500 mm的均质填砂管，平均渗透率为2 500 mD、孔隙度为32%；(3)实验原油是脱气脱水原油，黏度为70 mPa$\cdot$s(65 ℃条件下)；(4)实验用水的矿化度为9 375 mg/L，驱替剂性能见表 1；(5)实验步骤依次是水测渗透率→变流速饱和油(含油饱和度为88%左右)$\rightarrow$恒温老化72 h$\rightarrow$水驱油至高含水(95%左右)后转注不同的驱油体系0.3 PV段塞$\rightarrow$后续水驱至含水率再次达到高含水(95%左右)停止实验。3种体系的驱油实验结果见图 3和图 4所示。

从图 3中可以看出，3种性能不同的体系，其驱油效果的差异显著：DH-C、DH-A和DH-B体系的最终采收率分别为51%、59%和61%。通过对比含水率下降漏斗发现，以流度控制能力为主的DH-B体系能够有效降低含水率下降漏斗，提高波及效率；而低界面张力为主的DH-C体系含水率下降漏斗较低，提高波及能力相对较弱；另外，DH-A体系的表观黏度是DH-B体系的2.2倍，但二者的含水率下降漏斗相差不大，DH-A的采收率增幅仅比DH-B高出2%，分析认为，二者采收率的差异主要是来自低界面张力对波及区域内的剩余油启动。结合图 4发现单纯以流度控制(黏度)为主的体系DH-A，采收率相对DH-B体系增加了2%，但其注入压差增加了0.1 MPa，可见注入压力限制对流度控制为主的体系影响明显。可见，以黏度为主、适当降低界面张力的体系能在不利流度比条件下有效改善驱替效果，体系的性能差异导致流度控制能力和降低界面张力的作用效果对驱油效果影响也不同，在复合驱过程中优化二者关系有助于不大幅度增加注入压力的同时，可以有效提高驱替效果。

1.2 复合体系的性能优化

采用灰色关联方法^[21-22]，进行溶液表观黏度和界面张力对驱油效果的贡献程度研究，实验结果见图 5和表 2。

从表 2和图 5的分析可见，复合体系黏度与采收率的相关性系数为0.113 0，而界面张力的相关系数为0.092 9，各自分别占贡献度的54.88%和45.12%。分析认为，二元复合体系黏度对采收率的贡献比界面张力高9.76%，二者对驱油效果都是呈正相关的贡献；考虑到聚合物溶液与表面活性剂的相互影响，难以实现黏度高、界面张力低的最佳应用体系，结合二者的贡献程度分析认为，复合体系的溶液性能应该是以流度控制为主，降低界面张力为辅，在有效控制流度的前提基础上，将界面张力控制在10$^{-1}$$\sim$10$^{-2}$数量级。因为高于10$^{-1}$数量级的界面张力对洗油的贡献能力有限，有必要保留低界面张力对洗油效率的贡献，才能有效实现复合体系的多元作用^[17]。

2 二元复合体系的转注时机研究

大庆、胜利等油田通常是在聚合物驱后应用二元复合驱提高采收率技术，进一步提高中高含水油藏的采收率。大多数研究表明，在充分发挥聚合物段塞和后续水驱扩大波及体积的作用后注入复合体系能够进一步提高采收率，但是聚合物驱的长时间后续水驱会导致油藏的水油流度差异进一步扩大，从而降低复合体系的后续流度控制能力。常规研究手段是通过驱油实验研究聚合物驱后不同时机下的驱油效果进行判断的^[23-24]，然而不同的实验条件对实验结果和认识影响不同，为此有必要通过理论分析建立一套方法来判断二元复合体系的注入时机。

2.1 复合体系转注时机的理论分析

注水开发的油田存在其自身独特的水驱特征曲线^[25-27]，而聚合物驱作为改性水驱技术进行流度控制的时候，势必改变原有的水驱特征曲线。当其作用效果失效后(即吸附滞留在多孔介质中的少量聚合物在后续水驱的冲刷过程中会逐渐失去降低渗透率的作用^[28])，水驱特征曲线回归原有状态，即含水下降最低点后曲线逐渐开始回归，如图 6所示。

因此，通过聚合物驱前后的水驱变化特征分析聚合物驱流度控制的有效作用时间，当聚合物作用失效后，即可开展二元复合体系的施工应用。

2.2 转注时机的判断方法

为有效判断聚合物驱的有效流度控制时间，建立了如下方法步骤：首先，分析聚合物驱前的水驱油特征曲线($f_{\rm{w}}$-$R^*$)，对$f_{\rm{w}}$-$R^*$曲线中线性关系的线性区进行公式拟合，获得水驱特征公式；然后，利用聚合物驱后的动态特征关系曲线($f_{\rm{w}}$-$R^*$)，对比分析不同起点的后续水驱特征公式，当与水驱特征公式相接近(误差不超过10%)时，认为聚合物驱影响后续水驱特征的程度较小，该时间节点就是聚合物驱后的后续水驱有效作用时间。

按照《驱油用聚合物溶液性能评价操作规范》，在室内采用了一维填砂管用$\phi$25 mm$\times$500 mm，装填成渗透率为2 500 mD，孔隙度为31%的岩芯介质。通过变流速法饱和黏度为70 mPa$\cdot$s的原油(65 ℃)，末端回压设置0.5 MPa促进饱和效果，饱和流速分别为0.1，0.2，0.5及1.0 mL/min，分别驱替8、4、4和2 h，在65 ℃恒温箱内老化72 h；然后采用模拟水以1 mL/min驱替至岩芯高含水，以同样速度转注0.3 PV的聚合物溶液，再继续后续水驱至高含水95%停止实验。获得的聚合物驱动态曲线，如图 7所示。

如图 7所示，注水0.20 PV左右时岩芯产出端见水，注水突破岩芯后的含水率快速上升，在注入0.6 PV左右进入高含水期。取其线性关系较好的直线区间进行拟合，获得转注聚前的水驱特征曲线$f_{\rm{w}}$-$R^*$关系是$y$=42.8771n $x$ $-$29.532。聚合物驱过程中出现了“V”型的含水率下降漏斗，在后续水驱过程中含水率迅速回升，标志着聚合物驱过程的流度控制能力减弱。那么以含水率95%的实验点为基础，不断拟合后续水驱过程中不同点的数据，发现在注入0.14 PV后含水率曲线回归到$y$=42.255ln $x$ $-$57.553，此时与水驱过程的特征趋于一致，表明从该时刻起的水驱过程不再受聚合物驱过程的影响，完全进入高含水的水驱阶段；也就是说在该时间节点(后续水驱0.14 PV)后聚合物驱作用效果消失，有必要采取相关措施才能获得较好的提高采收率，为此在该节点开展复合驱有助于获得较佳的采收率。

2.3 不同转注时机下的驱油效果

基于理论分析认为，在聚合物驱作用效果消失时开展复合驱能够获得较好的驱替效果，即充分发挥聚合物驱作用效果后开展复合驱，提高最终采收率。为此，以驱油体系DH-B设计了4组不同转注时机的驱油实验，在4组岩芯进行水驱至高含水95%后，转注0.3 PV聚合物驱后再分别注水0(即直接转注二元复合体系)，0.07、0.14和0.21 PV后，转注0.30 PV的二元复合体系，然后进行后续水驱直至当含水率达到95%时停止实验，分析转注时机对采收率的影响，实验结果见表 3所示。

从表 3实验结果分析发现，随着转注复合体系的时机推迟，整个采收率先增加后降低，其中聚合物驱后立即转注复合体系的驱油效果最差，而聚合物驱后注水0.14 PV的采收率增幅最显著，相对其他转注时机的采收率增加了2%。分析认为，过早注入复合体系时，由于还未充分发挥聚合物驱过程的流度控制作用，降低了聚合物驱增加采收率的能力；而在聚合物驱后注水0.21 PV时，含水率达到91%增加了岩芯对驱油体系的性能要求，但体系性能不变时，其驱替效果显著下降。可见，在聚合物驱后注水0.14 PV转注复合体系能够较大幅度地提高采收率；也表明了利用水驱特征和不同节点后续水驱特征公式差异判断聚合物驱后转注复合体系时机的方法，有助于指导复合体系的注入时机选择，同时优化复合体系性能：时机越早可考虑提高体系降低界面张力的能力，而时机越晚提高体系的流度控制能力应越强。

因此，针对聚合物驱后油藏中剩余油的复杂性以及油层非均质性越强，在聚合物驱后进一步实施提高采收率技术时，应在聚合物驱作用效果失效时注入以流度控制作用为主、适当降低界面张力的复合体系，可以获得较好的提高采收率效果。

3 结论

(1) 不同复合体系的黏度和界面张力对驱油效果贡献程度存在差异：溶液黏度对驱油效果的贡献程度为54.88%，占据主导作用，而界面张力的贡献程度为45.12%；进一步提高采收率用复合驱技术应该是以流度控制能力为主、适当降低界面张力(10$^{-1}$$\sim$10$^{-2}$)的复合体系。

(2) 利用纯水驱过程的特征公式与后续水驱特征公式之间差异，能够快速判断聚合物驱作用失效的节点，从而作为复合体系的最佳转注时机；在目标油藏条件下，在最佳转注时机(聚合物驱结束后开始后续水驱0.14 PV)进行复合驱能够发挥更好的驱油效果。