Page 224 - 《精细化工》2022年第5期

·1078· 精细化工 FINE CHEMICALS 第 39 卷

使聚合物链的增长变得困难，相对分子质量难以得 92.61%。这是由于注入降黏剂后，降黏剂与原油相
到提高，所以黏度反而降低 [24-25] 。结果表明，该两 互作用，大幅度降低了原油黏度。同时，后续注入
亲聚合物的合成中 AM 与 AMPS 的最佳物质的量比 的聚合物型降黏剂溶液黏度大大高于水相的黏度，
为 8∶2，此时聚合物溶液的增稠能力最好。最后， 降低了油水流度比，提高了波及系数，增加了驱替
对比使用春风模拟地层水配制的两亲聚合物溶液与 液的波及范围，使得更多的原油被开采出来，极大
市售的 HPAM 溶液的增稠效果，质量分数为 0.50% 提高了采收率。此阶段降黏剂的注入量为 2.00 PV，
的降黏剂溶液黏度为 56 mPa·s，市售 HPAM 溶液黏 采收率为 62.03%，在注水驱阶段的基础上进一步提
度为 32 mPa·s，表明引入耐温耐盐单体后聚合物溶 高 37.45%。第 3 阶段为后续水驱，该阶段注入压力
液在高矿化度下具有更好的增稠效果。 稳定为 120 kPa，转水驱后含水率小幅度降低后再次
2.8 两亲聚合物驱油性能 达到 93.37%，采收率接近平稳，该阶段注水 1.00 PV，
通过室内填砂管驱油实验评价了两亲聚合物降 在注降黏剂驱阶段的基础上采收率进一步提高了
黏剂 PBP-12 的驱油性能，实验条件如下：温度 10.26%，最终采收率为 72.29%
50 ℃，原油黏度 4753 mPa·s，降黏剂质量分数 2.9 两亲聚合物的降黏机理分析
0.50%，驱替水黏度 56 mPa·s，填砂管长 30 cm，直 2.9.1 显微镜观测分析
2
径 2.5 cm，孔隙度 44.41%，渗透率 1.70 μm ，初始 为了研究乳化降黏机理，利用光学显微镜观察
含油饱和度 91.79%，实验结果如图 6 所示。 稠油降黏体系乳状液的形貌，结果如图 7 所示（所
用油样为 P601-X450）。

图 7 油水乳状液的显微镜照片
Fig. 7 Microscope photos of oil-in-water emulsion

图 6 PBP-12 驱油性能评价 图 7a 为未加降黏剂的油水乳状液，图 7b 为加
Fig. 6 Evaluation of flooding performance of PBP-12 入降黏剂（质量分数 1%）后的油水乳状液显微镜图
片。未加降黏剂的油水乳状液体系油滴的粒径为
驱油实验分为 3 个阶段。首先是水驱油阶段，
200~400 μm，加入降黏剂后油水乳状液体系中的油
注水开始后注入压力随着注入量的增加迅速增加至
滴粒径为 50 μm 左右，表明加入降黏剂后能够将稠
12.00 MPa 左右，在压力突破最高点前，含水率为 0，
油乳化分散成粒径较小的小液滴，有利于 O/W 乳状
采收率增长缓慢，在注水 0.27 PV（PV 为注入体积
液的稳定性和改善稠油流动性。
与填砂管孔隙体系之比）时采收率为 6.17%。这是
2.9.2 界面张力分析
因为在初始阶段水并未突破填砂管，填砂管内部的
探究了不同浓度的降黏剂溶液对于油水间界面
注入水推动着原油前进，大量原油与水累积在填砂
张力的影响，结果见图 8。
管内部，所以注入压力逐渐增大，此时填砂管内为
油水两相流。当压力突破最高点后急速下降时，采
出端会收集到大量原油。这是由于水突破填砂管后，
之前在注入水前端积攒的大量原油在很短时间内被
大量驱替出来，采收率迅速增加。继续注水 0.10 PV
后，采收率为 19.78%，此时填砂管内形成连通的流动
通道，注入阻力减小，注入压差急剧下降至 128 kPa，
采出端为油水混合物；随后采收率增加缓慢，含水
率急剧上升，在注水 1.28 PV 后含水率达到 91.44%，
此时采收率为 24.58%，注入压差持续稳定在 128 kPa，
此时水驱油阶段结束。第 2 阶段为注降黏剂驱油阶
图 8 PBP-12 与不同稠油间界面张力
段，此阶段注入压力持续稳定在 156 kPa，与注水阶 Fig. 8 Interfacial tension between PBP-12 and different
段后期相近；含水率先下降至 62.59%后继续增加至 heavy oil