張 健， 華 朝， 朱玥珺， 楊 光， 康曉東，王秀軍， 王傳軍， 張 洪

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028；2.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028；3.中海石油(中國)有限公司 天津分公司，天津 300452)

中國近海油田稠油儲(chǔ)量占總地質(zhì)儲(chǔ)量的60%左右，海上稠油高效開發(fā)具有深遠(yuǎn)的戰(zhàn)略意義。由于稠油具有流動(dòng)能力差、單井產(chǎn)能低、水驅(qū)指進(jìn)和波及效率低等不利因素，其動(dòng)用程度、采油速率、采出程度一直偏低，制約了稠油油田的高速高效開發(fā)。

活化劑是一類具有較高相對(duì)分子質(zhì)量和一定界面活性的水溶性聚合物，同時(shí)具備親水和親油基團(tuán)，是一種既能增加水相黏度，又能通過拆解分散作用降低稠油黏度的多功能驅(qū)油劑，具有良好應(yīng)用前景[1-5]。通過利用活化劑獨(dú)特的分子聚集行為和超分子結(jié)構(gòu)，可以實(shí)現(xiàn)在單一分子體系基礎(chǔ)上的高效、低成本且對(duì)稠油油藏?zé)o損害的強(qiáng)化冷采?；罨瘎┑臄U(kuò)大波及體積和提高洗油效率的宏觀表現(xiàn)與聚-表二元體系類似，但其作用機(jī)理又與后者顯著不同，同時(shí)避免了聚-表二元驅(qū)過程中色譜分離效應(yīng)的發(fā)生，使之在提高采收率領(lǐng)域的潛力備受關(guān)注。目前，活化劑聚集體結(jié)構(gòu)[6-7]、增黏性能[7]、流變特性[8-9]、界面行為[6]、降黏[10-11]、驅(qū)油效果[12-13]及提高采收率機(jī)理[14-15]，成為學(xué)者研究的熱點(diǎn)，但其對(duì)稠油拆解降黏、聚并增阻及聚并再分散作用鮮見報(bào)道，對(duì)活化劑的動(dòng)態(tài)調(diào)剖與驅(qū)油機(jī)理的認(rèn)識(shí)尚不完善。

為了有效拓寬化學(xué)驅(qū)在海上稠油開發(fā)中的適用范圍，針對(duì)黏度為150～1000 mPa·s稠油，筆者研制出一種多功能驅(qū)油劑—兩親聚合物稠油活化劑[16](簡(jiǎn)稱活化劑)，前期研究表明，它既能降低原油黏度，又能增加水相黏度，可大幅改善水/油流度比[17-18]；同時(shí)能有效降低油-水界面張力并對(duì)巖石上稠油重質(zhì)組分存在較強(qiáng)解吸附作用[19]，從而提高洗油效率[20]。鑒于對(duì)其驅(qū)油機(jī)理方面的研究不夠深入，筆者利用多種手段研究了此種活化劑對(duì)稠油拆解降黏及聚并增阻作用，揭示活化劑動(dòng)態(tài)調(diào)剖與驅(qū)油機(jī)理，為明確其提高采收率原理及指導(dǎo)油田應(yīng)用具有重要意義。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 原料與儀器

活化劑，自制[16]，其結(jié)構(gòu)示意圖如圖1所示。由圖1可知，活化劑以聚丙烯酰胺為骨架，引入Gemini型兩親功能單體(單體1)、調(diào)控分子親/疏水能力單體(單體2)和高位阻側(cè)基(單體3)，強(qiáng)化活化劑體系增黏、抗鹽、耐溫和溶解性能的同時(shí)，具有較高的界面活性，增強(qiáng)與稠油間相互作用。

圖1 活化劑結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Diagram of molecular structure of the activator

采用SM-6700F型掃描電子顯微鏡(日本JEOL公司產(chǎn)品)、TEXAS-500C旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀(美國KINO公司產(chǎn)品)、SL200A/B系列動(dòng)態(tài)/靜態(tài)接觸角儀(美國科諾工業(yè)有限公司產(chǎn)品)、OLYMPUS FV1000-IX81激光共聚焦顯微鏡(日本Olympus公司產(chǎn)品)、BX-41光學(xué)顯微鏡(日本Olympus公司產(chǎn)品)、LUMisizer 611型穩(wěn)定性分析儀(德國LUM公司產(chǎn)品)、Brookfield model DV-Ⅲ型黏度計(jì)(美國Brookfield公司產(chǎn)品)、Waring攪拌機(jī)(美國Waring Commercial公司產(chǎn)品)、Labconco FreeZone冷凍干燥機(jī)(美國Labconco公司產(chǎn)品)、巖心驅(qū)替模擬系統(tǒng)(自制)對(duì)活化劑及其性能進(jìn)行表征。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 活化劑溶液配制

首先配制5000 mg/L活化劑溶液的母液，將母液在室溫下靜置老化12～24 h；然后稀釋至不同目標(biāo)濃度的活化劑溶液，使用Waring攪拌器1檔剪切20 s模擬近井地帶對(duì)溶液剪切，剪切消泡后即可使用。

1.2.2 活化劑聚集形態(tài)表征

將活化劑溶液滴到潔凈的硅片表面，放入液氮中冷凍，保持冷凍狀態(tài)放入冷凍干燥機(jī)中充分干燥。將干燥后的樣品鍍金、備測(cè)，利用掃描電鏡(SEM)觀察其聚集體形貌。

1.2.3 活化劑對(duì)稠油的拆解降黏性能測(cè)定

配制不同質(zhì)量濃度的活化劑溶液，將S3稠油與活化劑溶液按油/水質(zhì)量比1/1混合，65 ℃恒溫1 h，機(jī)械攪拌5 min(400 r/min)后，于25 ℃時(shí)利用激光共聚焦顯微鏡測(cè)試分散液滴的大小及分布情況，掃描xy層，激發(fā)光源波長488 nm，接收波長588 nm，以研究稠油-活化劑溶液混合體系中稠油分散狀態(tài)；為了進(jìn)一步考察活化劑對(duì)稠油的降黏作用，利用Brookfield黏度計(jì)測(cè)定65 ℃時(shí)稠油-活化劑溶液混合體系動(dòng)力黏度。

1.2.4 活化劑溶液-稠油分散體系穩(wěn)定性測(cè)試

將S3稠油與不同質(zhì)量濃度活化劑溶液按油/水質(zhì)量比1/1混合，65 ℃恒溫1 h，機(jī)械攪拌5 min(400 r/min)后，于25 ℃時(shí)利用LUMISizer 611型穩(wěn)定性分析儀測(cè)試活化劑溶液-稠油分散體系各個(gè)位置的透射光變化程度，共測(cè)試255次(每次10 s)，形成直觀圖譜，從而分析該分散體系穩(wěn)定性。為了進(jìn)一步考察油滴聚并過程中分散體系黏度和油滴粒徑變化情況，將稠油與1000 mg/L活化劑溶液按油/水質(zhì)量比1/1混合，65 ℃恒溫1 h，機(jī)械攪拌5 min(400 r/min)后，65 ℃靜置80 min，利用Brookfield黏度計(jì)和光學(xué)顯微鏡測(cè)試靜置過程中上層分散體系動(dòng)力黏度及油滴粒徑。

1.2.5 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

采用均質(zhì)巖心進(jìn)行單管巖心和并聯(lián)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，巖心尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm。實(shí)驗(yàn)步驟：將巖心烘干、抽真空飽和水后，根據(jù)飽和水前后巖心質(zhì)量差計(jì)算巖心孔隙度，采用變流速法飽和稠油模擬油(驅(qū)替實(shí)驗(yàn)用油為S3稠油與煤油復(fù)配的模擬油，以模擬地下原油黏度；65 ℃下，單管巖心所用稠油模擬油黏度為250 m Pa·s，并聯(lián)巖心所用稠油模擬油黏度350 mPa·s)，于65 ℃下老化24 h以上；設(shè)定泵速率為1 mL/min，于65 ℃下水驅(qū)至產(chǎn)出液含水率(體積分?jǐn)?shù))達(dá)到95%時(shí)，轉(zhuǎn)注0.3 PV(0.3PV是指活化劑溶液或聚合物溶液的注入量為0.3倍的巖心孔隙體積，下同)的活化劑溶液或聚合物溶液，然后水驅(qū)至產(chǎn)液含水率95%以上。

2 結(jié)果與討論

2.1 活化劑聚集形態(tài)及增黏作用

活化劑分子聚集體形貌掃描電鏡結(jié)果如圖2所示。由圖2可知，活化劑分子內(nèi)、分子間的締合及自交聯(lián)作用力強(qiáng)，活化劑分子鏈以一定尺寸的聚集體形態(tài)相互纏繞，形成含有許多空腔的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，隨著活化劑質(zhì)量濃度增大，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)愈加密集，該結(jié)構(gòu)具有大空間非極性核的大容量增溶能力[2]，對(duì)稠油能有效分散、剝離、攜帶等，方便采出；同時(shí)該結(jié)構(gòu)具有較強(qiáng)的增加水相黏度的能力，驅(qū)油時(shí)可以起到擴(kuò)大波及體積作用。

圖2 不同質(zhì)量濃度活化劑聚集形貌掃描電鏡照片F(xiàn)ig.2 SEM images of molecule aggregation and conformation of the activator of different mass concentrationsMass concentrations of activator/(mg·L-1): (a) 600； (b) 800； (c) 1000； (d) 1200； (e) 1500

剪切后活化劑溶液黏度與質(zhì)量濃度的關(guān)系如圖3所示。由圖3可知，活化劑溶液的黏度-質(zhì)量濃度曲線在1000 mg/L處存在明顯轉(zhuǎn)折點(diǎn)，此質(zhì)量濃度對(duì)應(yīng)活化劑溶液的臨界聚集濃度(CAC)。由圖2可知，當(dāng)活化劑質(zhì)量濃度高于CAC時(shí)，活化劑分子間的締合作用明顯增強(qiáng)，形成獨(dú)特的空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，導(dǎo)致活化劑溶液黏度急劇增加。

CAC—Critical aggregation mass concentration圖3 剪切后活化劑溶液黏度(μ)-質(zhì)量濃度(ρ)曲線(65 ℃)Fig.3 Viscosity (μ)-mass concentration (ρ) curve ofactivator solution after shearing (65 ℃)Conditions: Shear rate 3000 r/min; Shear time 20 s

2.2 活化劑的界面活性與降黏作用

不同質(zhì)量濃度活化劑溶液與S3稠油模擬油(65 ℃下，黏度為250 mPa·s)間的界面張力見圖4。由圖4可知：當(dāng)活化劑質(zhì)量濃度由0增大至2000 mg/L時(shí)，油-水界面張力由37.8 mN/m逐步減小至1.4 mN/m；當(dāng)活化劑質(zhì)量濃度大于1600 mg/L后，油-水界面張力減小趨勢(shì)變緩。這是因?yàn)榛罨瘎┓肿渔溄哟罅烤哂蠫emini[21]結(jié)構(gòu)單元的兩親功能單體，有效降低油-水界面張力，表現(xiàn)出一定界面活性；同時(shí)由于活化劑分子間締合作用，導(dǎo)致活化劑在界面上排布無序程度增大，活化劑溶液與S3稠油間無法產(chǎn)生超低界面張力(≈10-3mN/m)。

圖4 不同質(zhì)量濃度(ρ)活化劑溶液與S3稠油間的界面張力(γ)Fig.4 Interfacial tension (γ) between S3 heavy oil andactivator solution of different mass concentrations (ρ)

不同質(zhì)量濃度活化劑溶液在S3稠油模擬油(65 ℃下，黏度為250 mPa·s)油膜上的接觸角如圖5所示。由圖5可知：相對(duì)于模擬水在稠油油膜表面的初始接觸角102°，600 mg/L活化劑溶液在稠油油膜表面的接觸角降至45°，且隨著活化劑質(zhì)量濃度增大，其在稠油油膜表面的接觸角進(jìn)一步減小，具體表現(xiàn)為活化劑溶液越易在油膜表面鋪展，對(duì)稠油的親和能力也越強(qiáng)，該親和能力源于活化劑分子鏈中功能單體與稠油重質(zhì)組分間存在較強(qiáng)的氫鍵、疏水、靜電、π-π堆積等作用。

圖5 不同質(zhì)量濃度活化劑溶液在油膜表面上的接觸角Fig.5 Contact angles of activator solution of different mass concentrations on oil film surfaceMass concentrations of activator/(mg·L-1): (a) 0； (b) 600； (c) 1000； (d) 1500

將不同質(zhì)量濃度活化劑溶液與S3稠油攪拌混合，活化劑溶液-稠油分散體系的激光共聚焦照片如圖6所示。由圖6可知，隨著活化劑質(zhì)量濃度增大，活化劑溶液-稠油分散體系中油滴粒徑越來越小，活化劑對(duì)稠油分散作用增強(qiáng)，可將稠油拆解至微米級(jí)甚至更小的分散相。這是由于活化劑具有良好界面活性，易吸附在油-水界面上，此時(shí)活化劑分子與稠油組分間存在較強(qiáng)親和作用，活化劑溶液易鋪展?jié)B透進(jìn)入稠油重質(zhì)組分聚集結(jié)構(gòu)中，部分拆解瀝青質(zhì)、膠質(zhì)之間結(jié)合薄弱的聚集體部位，導(dǎo)致油-水界面結(jié)構(gòu)松散，在親水基團(tuán)(如圖1中標(biāo)示)周圍水膜的潤滑作用下產(chǎn)生側(cè)向滑動(dòng)力，在較弱攪拌作用下，稠油分散成粒徑較小的油滴[21]?；罨瘎?duì)稠油拆解分散作用進(jìn)一步體現(xiàn)在活化劑對(duì)稠油降黏效果上，如圖7所示。由圖7可知：當(dāng)油/水質(zhì)量比為1/1，活化劑溶液質(zhì)量濃度在600～1500 mg/L范圍內(nèi)時(shí)，降黏后活化劑溶液-稠油分散體系黏度降至86～29 mPa·s，活化劑對(duì)稠油(65 ℃下黏度為970 mPa·s)的降黏率為91.1%～97.0%，均大于90%；且隨著活化劑質(zhì)量濃度增大，其對(duì)稠油的降黏效果增強(qiáng)，當(dāng)質(zhì)量濃度達(dá)到1000 mg/L時(shí)，降黏后活化劑溶液-稠油分散體系黏度為40 mPa·s，降黏率可達(dá)95.9%。

圖6 不同質(zhì)量濃度活化劑溶液-稠油分散體系的顯微鏡照片F(xiàn)ig.6 Micro-morphology images of the activator solution of different mass concentrations-heavy oil dispersion systemMass concentrations of activator/(mg·L-1): (a) 0； (b) 600； (c) 800； (d) 1000；(e) 1200； (f) 1500

圖7 活化劑對(duì)稠油的降黏效果Fig.7 Viscosity reduction effect of the activator on heavy oil

2.3 活化劑溶液-稠油分散體系穩(wěn)定性及油滴聚并增阻作用

活化劑質(zhì)量濃度對(duì)稠油分散狀態(tài)的影響如圖8所示。圖8(a1)～8(a3)為利用穩(wěn)定性分析儀考察活化劑溶液-稠油分散體系中油滴聚并過程的穩(wěn)定性曲線，測(cè)試開始(下端紅線)到結(jié)束(上端綠線)的透射率變化對(duì)應(yīng)于油滴的聚并程度[2]，圖8(a1)～8(a3)橫坐標(biāo)軸0和25 mm處分別代表樣品池的頂部和底部。由圖8(a)可知，樣品池底部的透射率明顯大于頂部，其中頂部部分的透射率接近為0，底部附近的透射率隨時(shí)間延長逐漸增大且透射率曲線呈波峰狀，該波峰一直在變寬且峰的強(qiáng)度增大，說明油滴發(fā)生聚并，粒徑增大，導(dǎo)致分散體系脫出的水量增大且樣品池底部的水相變清澈。由圖8(a1)～8(a3)可知，油/水兩相邊界處峰的斜率反映了油、水兩相間界面的辨識(shí)度，隨油滴聚并時(shí)間增長，邊界峰的斜率增大，說明在油滴聚并過程中，油-水界面變得清晰。隨著活化劑質(zhì)量濃度降低，活化劑溶液-稠油分散體系變得不穩(wěn)定，油滴更易聚并，樣品池底部的水相透射率及油滴粒徑增大。這是由于高質(zhì)量濃度活化劑溶液中活化劑分子形成致密空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，不僅利于增溶原油，并且能有效阻止油滴聚并。低質(zhì)量濃度活化劑溶液中，活化劑分子中功能單體(季銨鹽、苯基、聚醚鏈)對(duì)油滴具有較強(qiáng)的親和作用，同時(shí)聚丙烯酰胺骨架長鏈結(jié)構(gòu)對(duì)油滴起到架橋、串聯(lián)[22]，當(dāng)油-水界面沒有致密乳化劑吸附層的保護(hù)時(shí)，串聯(lián)起來的油滴易發(fā)生聚并作用而不能長期穩(wěn)定存在。

The main chain and functional monomers 1, 2 and 3 of activator molecule are represented by ， and ， respectively.圖8 活化劑質(zhì)量濃度對(duì)稠油分散狀態(tài)的影響Fig.8 Effect of activator mass concentration on the dispersion state of heavy oil(a1)—(a3) Activator concentration effect on the stability of dispersed system (The lower red line represents the beginning of the test,and the upper green line represents the end of the test)； (b1)—(b3) Particle size distributions；(c1)—(c3) Oil droplet morphology; “position” represents different locations of the test sample pool.

油滴聚并作用進(jìn)一步體現(xiàn)在分散體系黏度和油滴粒徑變化上，上層的活化劑溶液-稠油分散體系黏度及油滴粒徑隨靜置時(shí)間的變化曲線如圖9所示。由圖9可知，上層的活化劑溶液-稠油分散體系的初始黏度為73 mPa·s；靜止10 min時(shí)，上層的分散體系黏度升至115 mPa·s；靜止60 min時(shí)，上層的分散體系黏度升至226 mPa·s，為S3稠油黏度(970 mPa·s)的23.3%，此時(shí)油滴粒徑由初始的81 μm增大到294 μm?；罨瘎┚鄄⒆饔煤螅偷瘟皆龃?，起到實(shí)時(shí)調(diào)剖作用[23-24]；而活化劑溶液-稠油分散體系黏度增大，起到改善水/油流度比作用；這2方面作用使得活化劑溶液-稠油分散體系在多孔介質(zhì)中的流動(dòng)阻力增加，有利于進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積。

圖9 上層活化劑溶液-稠油分散體系黏度(μ)及油滴粒徑(d)隨靜置時(shí)間的變化曲線Fig.9 Changes of viscosity (μ) and oil droplet diameter (d)over standing time in the activator solution-heavyoil dispersion system (upper layer)The mass concentration of activator (ρ) is 1000 mg/Land the experiments were carried out at 65 ℃.

2.4 活化劑聚并/拆解作用間的動(dòng)態(tài)轉(zhuǎn)化機(jī)制

為考察活化劑的聚并/拆解作用間的動(dòng)態(tài)轉(zhuǎn)化機(jī)制，先將85 mL稠油模擬油(65 ℃下，黏度為250 mPa·s)與85 mL的不同質(zhì)量濃度ρ1(mg/L)活化劑溶液混合，65 ℃恒溫1 h，機(jī)械攪拌5 min(400 r/min)，測(cè)得65 ℃下活化劑溶液-稠油分散體系動(dòng)力黏度為μ1(mPa·s)；室溫下靜置3 d后，測(cè)得65 ℃下上層的分散體系動(dòng)力黏度為μ2(mPa·s)，脫水體積為V(mL)，采用“微濾膜-定氮”檢測(cè)方法[25]測(cè)定脫出水樣中的活化劑質(zhì)量濃度，為ρ2(mg/L)，活化劑在油/水相中分配系數(shù)為k，具體結(jié)果如表1所示。

表1 活化劑溶液-稠油分散體系黏度及活化劑在油/水兩相中分配系數(shù)Table 1 Viscosity of the activator solution-heavy oil dispersion system and partition coefficients of activator in oil/water phases

由表1可知，活化劑聚并作用3 d后，上層的分散體系黏度仍然小于原油黏度，且隨著活化劑質(zhì)量濃度增大，脫出水量減少，活化劑在油-水相中分配系數(shù)越大，更多的活化劑分子吸附在油-水界面上[26]，拆解后油滴粒徑越小，分散體系的穩(wěn)定性越好。

將表1中第3組活化劑溶液-稠油分散體系聚并作用后的上層分散體系與模擬水按不同質(zhì)量比混合，機(jī)械攪拌5 min(400 r/min)，考察模擬水/分散體系質(zhì)量比對(duì)該混合體系的黏度影響，如圖10所示。由圖10可知，活化劑溶液-稠油分散體系聚并再拆解后，隨著混合模擬水的質(zhì)量比增大，模擬水-分散體系的混合體系黏度降低；當(dāng)模擬水/分散體系質(zhì)量比為1/1時(shí)，混合體系黏度趨于平衡，降黏率達(dá)95.4%。這表明在多孔介質(zhì)中，當(dāng)活化劑溶液-稠油分散體系聚并作用后遇水時(shí)，稠油會(huì)被再次拆解，吸附在油-水界面上的活化劑會(huì)持續(xù)發(fā)揮作用。

圖10 模擬水/分散體系混合比例對(duì)混合體系的黏度(μ)影響Fig.10 Effect of the mixing ratio between the simulated waterand the dispersed system on viscosity (μ) of the mixed systemT=65 ℃

2.5 活化劑動(dòng)態(tài)調(diào)剖與驅(qū)油作用

活化劑兼具增黏特性和界面活性，其增黏特性帶來的活化劑流度控制作用可增大其波及系數(shù)；界面活性可降低油-水界面張力，但仍較大(>1.4 mN/m)，由降低界面張力作用提高的洗油效率可忽略[27]，同時(shí)，其獨(dú)特的界面活性產(chǎn)生拆解降黏-聚并增阻作用，可增大稠油流動(dòng)性，且分散的油滴具有深部調(diào)驅(qū)作用。因此，增黏作用及拆解降黏-聚并增阻作用對(duì)活化劑驅(qū)提高采收率皆有所貢獻(xiàn)。

選用與活化劑黏度相似的聚合物(疏水締合聚合物)開展單管巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，2種化學(xué)劑增黏作用帶來的流度控制能力近似相同，其中聚合物在驅(qū)替中只起到增黏作用，則可認(rèn)為2種化學(xué)劑采收率的差異是由拆解降黏-聚并增阻作用貢獻(xiàn)差異造成的。單管巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2所示。由表2可知，轉(zhuǎn)注0.3 PV 1600 mg/L的聚合物溶液，采收率由39.9%提高至49.7%，增幅為9.8百分點(diǎn)；轉(zhuǎn)注0.3 PV 1600 mg/L的活化劑溶液，采收率由39.6%提高至60%，增幅為20.4百分點(diǎn)，增幅比聚合物高10.6百分點(diǎn)。因此可知，活化劑驅(qū)采收率增幅來源2種作用：其中9.8百分點(diǎn)主要由增黏特性帶來的流度控制作用機(jī)理貢獻(xiàn)，另外10.6百分點(diǎn)主要由活化劑的拆解降黏-聚并增阻作用機(jī)理貢獻(xiàn)。

表2 單管巖心模型主要參數(shù)及驅(qū)油效果Table 2 Key parameters and oil displacement effects of single-tube core model

活化劑和聚合物的單管巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)曲線如圖11所示。由圖11可知，轉(zhuǎn)注0.3PV化學(xué)劑后，活化劑驅(qū)對(duì)應(yīng)的驅(qū)替壓力持續(xù)上升至0.3 MPa，遠(yuǎn)大于聚合物驅(qū)的0.2 MPa，表明活化劑除了增黏作用增加驅(qū)替阻力外，分散相油滴的封堵作用也得到顯現(xiàn)，從而導(dǎo)致驅(qū)替壓力上升并擴(kuò)大波及體積?；罨瘎?qū)產(chǎn)出液含水率(體積分?jǐn)?shù))下降至最低77%，后續(xù)水驅(qū)過程中含水率緩慢波動(dòng)回升，表現(xiàn)含水率下降漏斗分布較寬；而聚合物驅(qū)含水率下降漏斗分布較窄，含水率下降漏斗曲線與含水率為98%的基線所閉合形成的區(qū)域面積僅為活化劑驅(qū)含水率下降漏斗曲線所形成區(qū)域面積的一半。這是由于活化劑存在獨(dú)特的拆解降黏-聚并增阻作用，拆解-聚并動(dòng)態(tài)轉(zhuǎn)化機(jī)制下形成的油滴可深部調(diào)剖，阻止后續(xù)水驅(qū)較快突破竄流通道，從而擴(kuò)大活化劑驅(qū)/后續(xù)水驅(qū)波及體積，啟動(dòng)更多水驅(qū)無法采出的剩余油。

圖11 活化劑和聚合物的單管巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)曲線Fig.11 Oil displacement test curve of single-tube core for activator and polymerPV is a unit of injection volume and represents the injection multiple of pore volume.The displacement experiments were carried out at 65 ℃ and the displacement velocity is 1 mL/min.(a) Activator; (b) Polymer

活化劑和聚合物的并聯(lián)巖心驅(qū)替結(jié)果如表3和圖12所示。由表3和圖12可知：并聯(lián)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，1000 mg/L活化劑溶液和1750 mg/L聚合物溶液黏度分別為6.1、48 mPa·s，活化劑溶液黏度明顯低于聚合物溶液，然而高、中滲巖心中活化劑驅(qū)的采收率增幅分別為23.2百分點(diǎn)、16.0百分點(diǎn)，均高于對(duì)應(yīng)滲透率巖心中聚合物驅(qū)的采收率增幅(20.5百分點(diǎn)、15.8百分點(diǎn))，說明低濃度低黏度活化劑驅(qū)擴(kuò)大波及體積機(jī)理中拆解-聚并油滴的封堵作用占主導(dǎo)，明顯強(qiáng)于流度控制作用；同時(shí)活化劑具有較強(qiáng)拆解降黏作用，有利于進(jìn)一步提高洗油效率，2種提高采收率機(jī)理共同在高、中滲巖心中發(fā)揮作用，從而低濃度低黏度的活化劑溶液表現(xiàn)出更強(qiáng)的調(diào)剖和驅(qū)油能力。

表3 并聯(lián)巖心模型主要參數(shù)Table 3 Key parameters of heterogeneous double-tube core model

圖12 活化劑及聚合物在并聯(lián)巖心中提高采收率幅度Fig.12 REO of the heterogeneous double-tubecore for activator and polymerREO is the enhanced oil recovery of chemical flooding;In the legend, “Whole” represents the heterogeneous double-tubecores, including the cores of high permeability and low permeability;The displacement experiments were carried out at 65 ℃and the displacement velocity is 1 mL/min.

根據(jù)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析，活化劑對(duì)稠油拆解降黏-聚并增阻動(dòng)態(tài)轉(zhuǎn)化機(jī)制及其調(diào)驅(qū)作用示意圖見圖13。由圖13可知，隨著活化劑溶液段塞推進(jìn)，活化劑對(duì)稠油層層拆解及剝離，并將分散后的稠油攜帶流動(dòng)。由于驅(qū)替前緣活化劑溶液濃度較低，此時(shí)分散的油滴易聚并形成較大油滴，驅(qū)替前緣實(shí)現(xiàn)分散體系調(diào)剖作用，同時(shí)聚并作用后分散體系黏度會(huì)部分恢復(fù)，在多孔介質(zhì)中表現(xiàn)為分散體系流動(dòng)阻力增加，有利于進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積。此外，聚并后的油滴和新波及到的稠油又會(huì)被后續(xù)活化劑溶液拆解降黏，驅(qū)替過程中出現(xiàn)活化劑對(duì)原油拆解降黏-聚并增阻動(dòng)態(tài)調(diào)-驅(qū)聯(lián)動(dòng)作用，活化劑溶液波及體積不斷擴(kuò)大，驅(qū)替壓力持續(xù)上升，最終采收率得到提高。后續(xù)水驅(qū)時(shí)，該動(dòng)態(tài)調(diào)驅(qū)作用表現(xiàn)為，巖心中殘留的活化劑溶液不斷被稀釋，一方面導(dǎo)致連續(xù)相黏度下降，網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)稀疏；另一方面拆解作用減弱，導(dǎo)致分散體系穩(wěn)定性下降，拆解分散的稠油易聚并增阻，致使后續(xù)水驅(qū)過程中驅(qū)替壓力保持較高值，實(shí)現(xiàn)擴(kuò)大波及體積的效果；同時(shí)吸附在油-水界面上的活化劑會(huì)持續(xù)發(fā)揮作用，聚并后的稠油遇水時(shí)會(huì)被再次拆解分散而被攜帶采出，此時(shí)含水率沒有陡然上升而是緩慢波動(dòng)回升，原油采收率呈現(xiàn)持續(xù)增加。

圖13 活化劑對(duì)稠油拆解降黏-聚并增阻動(dòng)態(tài)轉(zhuǎn)化機(jī)制及其調(diào)驅(qū)作用示意圖Fig.13 Schematic diagram of the activator showing the profile control-oil displacement integration mechanism andthe dynamic transformation mechanism between viscosity reduction and resistance increase bydisassembling and coalescing respectively for heavy oil

3 結(jié) 論

(1)在聚丙烯酰胺骨架上引入功能單體，合成了一種多功能活化劑，其溶液能形成含有許多空腔的致密空間網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，具有較強(qiáng)的增黏能力。活化劑溶液具有良好界面活性，可大幅降低油-水界面張力，在稠油油膜上接觸角由102°降低至30°，通過對(duì)稠油界面吸附-滲透-拆解-分散作用，在油/水質(zhì)量比1/1時(shí)600 mg/L活化劑溶液對(duì)稠油降黏率達(dá)91.1%。

(2)活化劑分子的聚丙烯酰胺骨架長鏈結(jié)構(gòu)及功能單體對(duì)油滴起到吸引-架橋-絮凝-聚并作用，導(dǎo)致油滴粒徑增大及分散體系黏度部分恢復(fù)，靜置60 min時(shí)，體系黏度由73 mPa·s升至226 mPa·s，油滴粒徑由初始的81 μm增大到294 μm，因此增加其在多孔介質(zhì)流動(dòng)阻力；油滴聚并作用后，在模擬水中能再次拆解，此時(shí)吸附在油-水界面的活化劑會(huì)持續(xù)發(fā)揮作用；聚并后再次拆解過程中，當(dāng)分散體系/模擬水質(zhì)量比為1/1時(shí)，體系降黏率達(dá)95.4%。

(3)活化劑對(duì)稠油拆解降黏、聚并增阻2種作用存在動(dòng)態(tài)轉(zhuǎn)化機(jī)制，驅(qū)替過程中發(fā)揮調(diào)剖-驅(qū)油聯(lián)動(dòng)提高采收率機(jī)理。單管巖心模型中，與黏度相似的聚合物相比，活化劑的驅(qū)替壓力更高，含水率下降漏斗分布更寬，轉(zhuǎn)注0.3 PV 1600 mg/L的活化劑溶液時(shí)，采收率提高幅度達(dá)20.4百分點(diǎn)，比聚合物增加了10.6百分點(diǎn)；雙管巖心模型中，低濃低黏活化劑溶液表現(xiàn)出比聚合物更強(qiáng)的調(diào)剖和驅(qū)油能力。