第一章 化学驱高黏油藏提高采收率机理
自中华人民共和国成立以来，石油工业迅猛发展，探明已开发油气资源的平均采油率接近世界先进水平。但由于我国人均占有油气资源量相对较低，仍是一个油气资源匮乏的国家。自1993年成为石油净进口国后，2019年我国原油消耗对外依存度已接近70%。为保持国内油气资源自给量的较高份额，不断提高已开发资源的采收率，石油开发科技人员为之不断努力，其发展方向就是三次采油技术。自“九五”以来，以大庆、胜利两大油田聚合物驱为代表的三次采油技术得到工业化应用。到“十五”时期末，年产原油1500×104t以上(不含重油)，约占国内原油总产量的8.7%。三次采油已成为高含水期油田持续高效开发的一项主导技术。
随着化学驱技术应用规模的不断扩大，化学驱发展面临优质资源不足的挑战。例如，胜利油田到“十二五”时期末，Ⅰ、Ⅱ类剩余可动储量只有3000×104t，资源接替不足。根据聚合物驱的动态变化特点，在见效高峰期以后年产量递减达25%～30%，弥补这部分产量需提前两年投入相当规模的储量。胜利油田聚合物驱油藏条件、井网井况适用性较好的Ⅰ、Ⅱ类优质资源动用率已超过 90%，对三次采油的持续稳定发展极为不利。
依据化学驱筛选评价标准，国内外通行的地层原油黏度小于100mPas，如1984年美国能源部颁布的NPC标准。对于地层原油黏度为100～500mPas的普通稠油油藏统称为化学驱高黏油藏。化学驱高黏油藏稠油资源十分丰富，主要分布在加拿大、美国、委内瑞拉和中国。随着经济社会的不断发展，对石油的消耗逐年增加，成功开采化学驱高黏油藏资源变得越来越重要。对于高黏油藏，一次采油后主要采用注水和蒸汽热采开发，水驱水油流度比高，导致波及效率较低，一般只能采出石油原始地质储量(OIIP)的5%～10%；热采方法中最成功的是蒸汽吞吐和蒸汽辅助重力驱油(SAGD)技术。热采开发的主要原理是降低原油黏度，提高其流度，此类技术对厚油层和没有底水时非常有效。当油层太薄(小于10m)和埋藏太深(大于1000m)，或存在底水时，热量损失严重，制约热采技术的应用，同时在热采后期油气比降低，经济效益变差，因此需要转换开发方式，探索非热采方法，提高高黏油藏采收率方法。
聚合物驱研究始于美国，于20世纪70年代应用到现场，可提高原油采收率9%以上。其提高采收率的主要机理是降低水油流度比，提高波及效率。国内聚合物驱技术相继在大庆、胜利、渤海油田等得到应用，配套技术也得到了较快发展，聚合物驱技术已较为成熟地应用到开采普通原油。20世纪末美国学者研究聚合物驱现场应用时认为，聚合物驱适用于油藏原油黏度最大为126mPas，对于更高黏度油藏，聚合物改善水油流度比有限，导致驱替相“指进”严重，提高采收率幅度远低于常规黏度油藏。聚合物/表面活性剂二元复合驱是一种可以充分发挥表面活性剂和聚合物的协同作用来提高原油采收率的方法。二元复合驱充分利用稀体系表面活性剂溶液和聚合物的协同作用，驱油显著地优于单一的聚合物驱或表面活性剂驱。但对于地层原油黏度超过150mPas的高黏油藏，二元复合驱室内试验提高采收率不足10%，而对于常规黏度原油，提高采收率20%以上。聚合物驱技术和二元复合驱技术已经成为我国主要的大幅度提高原油采收率的技术方法。
随着化学驱油理论认识的进步，胜利油田研发了适合高黏油藏大幅度提高采收率的高效化学复合驱体系，建立了高黏原油化学复合驱方法，并完善配套高黏油藏化学复合驱提高采收率技术，成功地将化学驱应用于原油黏度为100～500mPas的油藏，到2019年底，高黏油藏化学复合驱技术已应用8个单元，动用储量7220×104t，已累计增油487×104t，累计产油816×104t，增加可采储量823×104t。连续5年年产油保持在100×104t以上，占胜利油田化学驱年产油的41%；年增油50×104t以上，占55%；年增加可采储量83×104t，占油田老区的7.9%，取得显著效果和经济效益。胜利油田有高黏油藏化学驱资源3.7×108t，可增加可采储量3960×104t。高黏油藏化学驱油技术已经成为胜利油田老油田大幅度提高采收率的主导技术之一，为胜利油田稳产发挥重要的支撑作用，并且该项技术的突破也给国内外同类型油藏提高采收率提供重要的指导作用。
第一节 复合驱油理论
原油采收率是采出地下原油原始储量的百分数，即采出的原油量与原始地质储量的比值，是一个油田的油藏地质、流体性质和相应的开采措施的综合指标，它取决于驱油剂在油藏中的波及体积和驱油效率，可表示为
(1-1)
式中，ER为原油采收率，%；Np为采出油量，104t；N为原始地质储量，104t；EV为波及效率，即驱油剂在油藏中波及的孔隙体积与油藏总孔隙体积的比值，%；ED为驱油效率，即驱油剂波及范围内所驱替出的原油体积与总含油体积的比值，%。
目前，采油主要是利用向油层注入水的方法进行驱油。由于油层的非均质及水油的黏度差，使注入水前缘不规则，地层中有些部位没有受到水的波及，另外在水波及的区域，油并没有全部被驱走，使一些油残留在孔隙中。因此，要提高原油的采收率主要从扩大波及效率和提高驱油效率这两个方面着手。
复合驱比单一驱油方法采收率更高，主要是由于复合驱中的聚合物和表面活性剂之间有协同效应，它们在其中起着各自的作用。聚合物的作用是：①改善表面活性剂溶液对油的流度比；②对驱油介质的稠化，可减小表面活性剂的扩散速度，从而减小它们的损耗；③可与钙、镁离子反应，保护了表面活性剂，使它不易形成低表面活性的钙、镁盐；④提高表面活性剂所形成的水包油乳状液的稳定性，使波及效率和洗油能力有较大提高。表面活性剂的作用是：①可以降低聚合物溶液与油的界面张力，提高洗油能力；②可使油乳化，提高驱油介质的黏度；③若表面活性剂与聚合物形成络合结构，可提高聚合物的增黏能力。
一、波及效率
驱油剂在油藏中波及的孔隙体积与油藏总孔隙体积的比值(波及效率)EV可以分解为纵向波及效率和平面波及效率的乘积：
EV=EAEI(1-2)
式中，EA为平面波及效率，即驱油剂波及的面积与注入井和生产井控制的含油面积之比；EI为纵向波及效率，即驱油剂在垂向上波及的厚度与油层总厚度之比。
影响波及效率的因素主要如下。
(一)油藏岩石的非均质性
油层的非均质性可以分为垂直剖面上、平面上的岩石渗透率差异及分布，储油层间的岩石渗透率差别及分布一般用储油层岩石变异系数VDP表示，VDP的变化范围为0～1，绝对均匀的岩层VDP=1。我国主要油田如大庆、胜利、大港等油田的VDP一般为0.6～0.7。
油层渗透率在垂直剖面上的非均质性将导致油层水淹厚度不均一。因注入水沿不同渗透率层段推进速度快慢各异，当渗透率级差增大时，常常出现明显的单层突进，高渗透层见水早，造成水淹厚度小，波及效率低。
渗透率在平面上的各向非均质性导致平面上水线推进不均匀，使有的水井过早见水和水淹。
(二)储层中驱替相与被驱替相之间流动的差异
流体在多孔介质中的流动能力可以用流度来表示：
(1-3)
式中，M为流体的流度；KL为流体的有效渗透率，为流体的黏度，mPas。
驱替相和被驱替相间的流度关系用流度比表示。水驱时：
(1-4)
式中，M为水驱油时的流度比；λ0为油的流度；λw为水的流度；Kro为油的相对渗透率；Krw为水的相对渗透率；μ0为油的黏度；μw为水的黏度。
当水的流动能力小于原油的流动能力时，即M＜1，驱替是在有利的情况下进行，则波及效率高；反之，当M＞1，即水的流动能力大于原油的流动能力时，驱替是在不利的情况下进行的，这时，将发生“指进”现象。
在水中加入聚合物后，驱替相的黏度明显增大，从而降低了水油流度比，克服了驱替相的“指进”，使平面推进更加均匀，从而提高了平面波及效率。聚合物驱过程中的流度比可表示为
(1-5)
式中，Mpo为聚合物溶液驱油时的流度比；λp为聚合物溶液的流度；λt为油水混合带的流度；Krp为聚合物溶液的相对渗透率；μp为聚合物溶液的黏度。
同时，在纵向上聚合物溶液仍然首先进入渗透性最好的高渗透层，并沿阻力相对较小的大孔道渗流。但由于一方面聚合物在孔壁上的吸附，有效可流动半径减小；另一方面聚合物溶液黏度大，具有较大的摩擦阻力，造成渗流阻力增加，迫使注入的聚合物溶液进入中低渗透层和由高渗透层向相邻的中低渗透层波及，从而改善纵向波及效率，增加吸水厚度，最终提高原油采收率。
二、驱油效率
驱油效率ED可表示为
(1-6)
式中，为油层孔隙中目前平均含油饱和度；为油层孔隙中原始含油饱和度。
驱油效率与原油在岩石孔隙中的分布状态有关。原油在岩石孔隙中通常与束缚水共存，因此，孔隙中存在油-水、油-岩石、水-岩石的复杂界面现象，在水驱过程中便出现毛细管滞留现象，使滞留的原油以油滴、油块、油膜的形式分布于孔喉、孔壁。为描述岩石中滞留的油在驱替液驱替过程的运动关系，岩石中滞留的油在驱替液驱替过程的运动关系用毛细管准数(以下简称毛细管数)描述，定义如下：
(1-7)
式中，Nc为毛细管数；V为注入流体的达西速度；为注入流体黏度；为油水界面张力。
为确定胜利油藏条件下驱油体系最低界面张力，通过三种方法进行研究。
(一)通过孔隙介质毛细管压力确定
在二相渗流过程中，每一个有两相存在的毛细孔隙中，都同时存在着黏滞力和毛细管力，可以用毛细管数的大小来表征二相渗流过程中动力和阻力的相对影响，即黏滞力与毛细管力的相对影响。它决定着不同毛细管中油滴的不同运动状态、滞留位置和滞留油滴的大小。在特定的孔隙介质中，对于存在不同孔隙、不同大小的油滴，其能否开始移动，都直接和毛细管数Nc的大小有关，即和黏滞力与毛细管力哪一个占优势以及占优势的程度如何有关。
胜利孤东七区西Ng54—Ng61层油藏条件下，毛细管数的计算如下：
式中，μw为水的黏度；v为水线推进速度。
在这种条件下，要使一个油滴活化遇到的阻力假设如下：
假设砂岩孔隙的喉道半径r大约为5μm，设一油滴的长度约为孔喉的20倍，即L= 1×10–2cm，则该油滴在喉道的毛细管压力梯度可近似表示为
在目前工艺条件下，胜利油田一般水驱所能达到的压力梯度大约为355Pa/cm，远小于使上述油滴活化所需要的压力梯度数值。
当驱动压力梯度大于或等于毛细管压力梯度时，束缚油滴开始活化，即当时，油滴活化。其中：
(二)通过毛细管减饱和度曲线(CDC)确定
由毛细管数与驱油效率、剩余油饱和度曲线(图1-1)可知，随着Nc的增大，驱油效率η增加：当Nc=10–6，η为60%；当Nc=10–2；η高达90%。
最大限度地追求高驱油效率是复合驱配方设计的要求。在考虑技术及经济条件的前提下，确定界面张力值为5.0×10–3mN/m。
图1-1 毛细管数与驱油效率和剩余油饱和度关系
(三)通过物理模拟试验结果确定
图1-2是单一聚合物驱与二元驱含水率变化与提高采收率对比曲线，结果表明：二元驱提高采收率要高于单一聚合物驱与单一活性剂驱的和。二元驱含水变化比单一聚合物驱漏斗宽，最低含水点低。
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