稠油冷采降黏劑分散機理與驅(qū)替實驗評價

熊鈺，冷傲燃，孫業(yè)恒，閔令元，吳光煥

（1.西南石油大學(xué) 石油與天然氣工程學(xué)院，成都 610500；2.中國石化 勝利油田分公司 勘探開發(fā)研究院，山東 東營 257015）

稠油冷采是利用油藏的特性，采取適當(dāng)?shù)墓に嚕煌ㄟ^升溫，達到降黏開采的目的[1]，如化學(xué)驅(qū)。相比蒸汽輔助開采稠油，化學(xué)驅(qū)以耗能低、成本低、驅(qū)油效率高而被各大油田廣泛應(yīng)用[2]。其中聚合物驅(qū)提高采收率機理，就是通過增加驅(qū)替液的黏度，達到提高波及系數(shù)的目的，但由于需要聚合物溶液的質(zhì)量分數(shù)很大，限制了聚合物驅(qū)在稠油油藏的現(xiàn)場應(yīng)用。堿價格低廉，能與稠油中的長鏈羧酸作用，生成的脂肪酸皂具有很強的乳化能力，因此，在理論上有利于提高開采效果和降低開采成本，但由于結(jié)垢、黏性指進等不利因素的存在，堿驅(qū)并未能得到工業(yè)化推廣應(yīng)用[3]。目前應(yīng)用最多的是表面活性降黏劑，但表面活性降黏劑的降黏機理是形成水包油乳狀液，只是降低了表觀黏度，并且在巖石中油水乳狀液的包封有時會堵塞孔隙，對稠油降黏和驅(qū)替效果十分有限[4]；另外，對于離子型表面活性劑，地層黏土中一般帶有負電荷，因此，首選陰離子表面活性劑，但陰離子表面活性劑的缺點是抗鹽性差[5]。水溶性分散降黏劑作為一種新型降黏劑，既能很好地溶于水中，又具有與稠油匹配的強親油基團[6]，能夠減小原油流動阻力，提高井筒提升能力[7]。與強化分散體系的乳化降黏機理不同[8]，水溶性分散降黏劑具有優(yōu)良的降黏性能和驅(qū)油能力，值得對其降黏機理和驅(qū)油效果進行分析與評價。本文通過CT、單填砂管和雙填砂管實驗，利用紅外光譜、原子力顯微鏡和透射電鏡分析，對降黏劑驅(qū)替結(jié)束后的剩余油分布與驅(qū)油效率進行評價，分析其驅(qū)替效果，評價水溶性分散降黏劑的性能。

1 L-A型降黏劑性能

在對L-A 型降黏劑進行微觀降黏機理分析及驅(qū)替實驗效果評價前，先對降黏劑的酸堿度、熱穩(wěn)定性、抗鹽性能及抗剪切性能作相關(guān)實驗，對降黏劑的物理化學(xué)性質(zhì)及應(yīng)用可行性有一個初步的認識。

L-A 型降黏劑溶液為中性，具有良好的耐酸堿能力。利用旋轉(zhuǎn)黏度計對降黏劑溶液進行黏度測試，溫度從24 ℃上升到100 ℃，質(zhì)量分數(shù)為1%的降黏劑溶液黏度由5 mPa·s 降到4 mPa·s，變化極小，且溶液一直呈澄清狀態(tài)；在將降黏劑溶液加入稠油后，體系在短時間內(nèi)便出現(xiàn)油水分層，隨后達到穩(wěn)定狀態(tài)，并一直保持不變。在24～100 ℃，降黏劑溶液熱重損失率為12.3%，考慮到100 ℃時水會蒸發(fā)相當(dāng)大一部分，因此L-A型降黏劑溶液熱穩(wěn)定性良好。

以2 組不加鹽的水（其中一組加入1%降黏劑溶液）作為對照組；同時配制模擬不同礦化度的地層水，加入質(zhì)量分數(shù)1%的降黏劑溶液，檢測地層溫度（60 ℃）下，相同降黏劑溶液與稠油體積比（4∶1）時的抗鹽性能[9]（表1）。

表1 不同礦化度降黏劑溶液對稠油降黏效果Table 1.Viscosity reduction effects of viscosity reducer solutions at different salinity on heavy oil

從表1 可以看出，與地層水相比，水中加入質(zhì)量分數(shù)1%降黏劑溶液后，降黏效果明顯提升；當(dāng)配制水礦化度小于90 000 mg/L 時，隨著配制水的礦化度升高，降黏劑溶液對稠油的降黏效果明顯下降，說明降黏劑與配制水配伍性較好；但當(dāng)配制水礦化度大于90 000 mg/L 后，降黏劑溶液底部出現(xiàn)鹽析，表明在超過此礦化度后降黏劑的抗鹽性能大幅降低，而且油水完全分層時間明顯延長。由于研究區(qū)油藏地層水礦化度為6 406～10 595 mg/L，能夠保證降黏劑的抗鹽性能，因此，L-A型降黏劑適應(yīng)于研究區(qū)。

使用高溫高壓界面流變儀，在不同剪切速率下，對降黏劑和加1%降黏劑溶液進行分析，隨著時間增長，剪切速率增大，降黏劑與質(zhì)量分數(shù)1%降黏劑溶液的黏度逐漸趨于穩(wěn)定，只在很小的范圍內(nèi)波動，說明L-A型降黏劑抗剪切性能良好。

2 降黏劑微觀分散降黏機理

實驗所用油為濟陽坳陷東營凹陷草橋油田稠油，在60 ℃時，稠油黏度為10 000 mPa·s左右。油藏埋深為2 000～4 000 m，壓力系數(shù)為1.0～1.1，地層溫度為56～66 ℃，平均原油密度為0.943 6 g/cm3，總體含蠟量和含硫量偏低，膠質(zhì)與瀝青質(zhì)含量大于50%[10]。在現(xiàn)場開采過程中，稠油注蒸汽熱采效率低，因此選擇注入L-A 型降黏劑冷采。為確定其分子層面的降黏機理，采用紅外光譜分析、透射電鏡與原子力顯微鏡等測試，研究L-A 型降黏劑對稠油結(jié)構(gòu)、表面形貌和黏附力的改變。

2.1 紅外光譜分析

采用紅外光譜等手段，獲得實驗所使用的合成降黏劑分子結(jié)構(gòu)（圖1）。由分子結(jié)構(gòu)圖可以看出，L-A型降黏劑的分子主碳鏈具5 個碳原子，與主碳鏈相連的各側(cè)鏈和支鏈的分子基團，對改變稠油分子結(jié)構(gòu)與分子間作用力起著關(guān)鍵作用。位于首端的乙酸鉀基團，當(dāng)降黏劑加入水中形成降黏劑溶液后，鉀以離子形式存在，加快降黏劑溶液與稠油的結(jié)合速度。在與稠油結(jié)合后，鉀能以不穩(wěn)定態(tài)游離于稠油分子間，疏散稠油分子結(jié)構(gòu)。而羧酸的氫鍵非常強，該強極性基團與稠油分子結(jié)合后，通過氫鍵作用吸附膠質(zhì)與瀝青質(zhì)[11]，從而減弱稠油內(nèi)部分子間的氫鍵。硼烷基與亞甲基形成的支鏈中，當(dāng)降黏劑與稠油結(jié)合后，硼烷基中的硼會以雜環(huán)原子的形式存在于稠油分子中，使降黏劑分子油溶性部分與稠油分子間的結(jié)合達到穩(wěn)定。組成的支鏈中基團與稠油分子結(jié)合后會拆散稠油分子冗雜的碳鏈，插層進入片狀分子間，起到疏散結(jié)構(gòu)的作用，脂肪族異硫氰酸酯則體現(xiàn)了降黏劑分子本身具有較強的穩(wěn)定性，與稠油結(jié)合后會烷基化；位于末端側(cè)鏈的巰基在水溶液中得到氫離子后，易形成H2S氣體而逸出。

圖1 L-A型降黏劑分子結(jié)構(gòu)示意圖Fig 1.Moleular structure formula and designation of L-A viscos?ity reducer

草橋油田稠油分子以片狀層疊堆砌而成（圖2），分子排列因氫鍵作用緊密有序。與碳鏈相連的基團中，二甲基亞砜基團具有高極性、高沸點、熱穩(wěn)定性好及與水混溶的特性；胺類能與H+結(jié)合顯堿性；異氰酸酯具有極強的穩(wěn)定性，但易與包含活潑氫原子的化合物如水、醇、酸、堿在高溫下發(fā)生反應(yīng)；亞硝基只溶于有機溶劑且化學(xué)性質(zhì)穩(wěn)定，不易水解氧化；醇羥基具有還原性與弱堿性，容易被氧化和中和。由以上基團性質(zhì)以及分子間作用力可知，稠油分子間以氫鍵為主的強相互作用力，穩(wěn)定性極強的分子基團以及S、N、O等雜環(huán)原子與片狀分子結(jié)合形成的絡(luò)合物是稠油高黏的主要原因[12-14]。從基團所反映的性質(zhì)來看，具有弱堿還原性和一定水溶性的稠油分子和具有大量酸性氧化基團的水溶性磷酸型分散降黏劑分子，具有較好的適配性。

圖2 草橋油田稠油分子結(jié)構(gòu)示意Fig.2.Molecular structure of the heavy oil in Caoqiao oilfield

比較加降黏劑前后稠油紅外光譜的變化（圖3），3 050～3 600 cm-1處加降黏劑后稠油糖類OH 的伸縮振動頻率與加降黏劑前相比往高波數(shù)側(cè)位移，反映稠油分子間締合作用減弱。由于降黏劑分子磷酸基團的作用，導(dǎo)致加降黏劑后吸收峰在2 904 cm-1處向上位移，說明稠油中NH+2減少。稠油芳環(huán)中的雜環(huán)原子被降黏劑分子帶出，同時導(dǎo)致1 590 cm-1附近的3組芳環(huán)骨架吸收峰振動。不加降黏劑稠油與加降黏劑稠油相比，1 467 cm-1處出現(xiàn)的芳香族亞硝基峰向下偏移，波數(shù)變化范圍變窄，表明加降黏劑后稠油中基團之間聯(lián)結(jié)變得松散，出現(xiàn)了以單分子形式存在的物質(zhì)。稠油分子中存在CH3基團峰（1 373 cm-1），加降黏劑后波數(shù)對應(yīng)峰變化幅度小，吸收峰向上位移，波數(shù)變化范圍變窄，表明CH3基團減少，長鏈分子發(fā)生了斷裂。

圖3 草橋油田稠油加降黏劑前后紅外光譜對比Fig.3.Comparison of infrared spectra of the heavy oil before and after adding viscosity reducer in Caoqiao oilfield

通過紅外光譜的對比分析，得到加降黏劑后的稠油分子結(jié)構(gòu)（圖4），與稠油分子和降黏劑分子對比，可以得到降黏劑分散降黏機理主要為插層分散作用：降黏劑分子主碳鏈與稠油片狀分子結(jié)合，與主碳鏈相連的POH、COO 以及BH2等側(cè)鏈分子基團插層進入稠油有序堆砌的片狀分子中，并且與稠油片狀分子的碳鏈相連。在稠油分子被拆散并與降黏劑分子結(jié)合的過程中，空間延伸度變大，分子有序度降低。結(jié)合分子間作用力與分子結(jié)構(gòu)的改變，降黏劑分子通過POH、羧酸根COO插層進入稠油分子間，羥基基團進入分子中，形成了更牢固的氫鍵，使得降黏劑油溶性部分與稠油分子充分結(jié)合，形成更加穩(wěn)定的結(jié)構(gòu)，而稠油中的瀝青質(zhì)粒子與膠質(zhì)粒子通過氫鍵連接形成的締合作用則大幅度降低，導(dǎo)致稠油內(nèi)部分子間距增大且呈無規(guī)則排列，結(jié)構(gòu)松散，穩(wěn)定性差，從而達到分散降黏的目的。同時，L-A 型降黏劑還具有一定的靜態(tài)洗油能力，對微孔中存在的稠油吸附層具有一定的剝離作用。

圖4 草橋油田加降黏劑后稠油與降黏劑分子結(jié)合后的分子結(jié)構(gòu)示意Fig.4.Molecular structure combining heavy oil molecules with viscosity reducer molecules after adding viscosity reducer

2.2 加降黏劑前后稠油結(jié)構(gòu)變化透射測試

根據(jù)紅外光譜對比，該降黏劑在分子層面的分散降黏機理，主要是通過分子間締合作用形成插層，來打散稠油分子間的結(jié)構(gòu)，使稠油的膠質(zhì)與瀝青質(zhì)分子間距增大，無序度也增大，從而導(dǎo)致結(jié)構(gòu)松散。因此，又采用透射電鏡觀察加降黏劑前后稠油顆粒的變化情況，以進一步證實這種降黏作用。使用透射電鏡對加降黏劑前后的稠油顆粒進行觀察，加降黏劑前后的形態(tài)差異非常明顯，未加降黏劑時稠油顆粒緊湊，邊緣整潔，個體較小，需要在高倍顯微鏡下才能觀察到（圖5a）；而加降黏劑后，稠油顆粒個體增大，邊緣不再整潔，結(jié)構(gòu)變得松散（圖5b）。

圖5 草橋油田稠油加降黏劑前（a）后（b）的顆粒形態(tài)Fig.5.Particle morphology of heavy oil(a)before and(b)after adding viscosity reducer in Caoqiao oilfield

2.3 加降黏劑前后表面形貌與黏附力變化測試

稠油結(jié)構(gòu)因降黏劑的分散作用而松散的另一種證據(jù)，就是黏附力降低。使用原子力顯微鏡，對加降黏劑前后的稠油進行黏附力測試，未加降黏劑的稠油顆粒間聯(lián)結(jié)緊密，帶狀連接向四周延伸擴展；加降黏劑后，稠油顆粒間聯(lián)結(jié)處變得細窄，邊緣變得非常模糊，具有明顯的分散特征，甚至出現(xiàn)了孤立的黑色顆粒，說明加入降黏劑后起到了分散效果。從黏附力曲線（圖6）也可以看出，加降黏劑后稠油與探針之間的最大引力，即曲線圖中探針形變量與彈性系數(shù)之積（8×10-7N）與加降黏劑前最大引力（1.6×10-7N）相比顯著降低，草橋油田稠油顆粒表面的黏附力大幅下降，說明稠油顆粒分子之間的結(jié)合力下降，原有的分子間締合作用因降黏劑的插入而降低。

綜合分子結(jié)構(gòu)和基團分析、紅外光譜分析、原子力顯微鏡測試和透射電鏡測試，發(fā)現(xiàn)降黏劑分子能夠分散插層進入稠油分子間，使降黏劑分子與稠油分子間的氫鍵作用力加強，降低稠油分子間的氫鍵，拆散稠油分子，使得降黏劑具有較強的分散性；而且加入降黏劑后稠油黏附力降低，提高了稠油的流動性，從而起到分散降黏的作用。

圖6 草橋油田稠油加降黏劑前后黏附力曲線Fig.6.The images and adhesion curves of the heavy oil before and after adding viscosity reducer in Caoqiao oilfield

3 靜態(tài)洗油與微觀驅(qū)替實驗

在研究中，通過設(shè)計正交試驗確定降黏劑的最佳降黏條件為質(zhì)量分數(shù)3%、溫度80 ℃、靜置72 h 且稠油與降黏劑溶液配比為1：6 之后，對降黏劑的靜態(tài)洗油效率進行了分析。靜態(tài)洗油效率是分散插層降黏的具體體現(xiàn)，能夠?qū)叼┑南从湍芰M行評價；采用CT 實驗對巖石微孔隙中動態(tài)驅(qū)油過程中的驅(qū)替速度進行優(yōu)選。通過靜態(tài)洗油與微觀動態(tài)驅(qū)替實驗得到降黏劑溶液的最佳質(zhì)量分數(shù)與最佳驅(qū)替速度。

3.1 靜態(tài)洗油效率

對降黏劑在靜置條件下插層分散作用的研究，主要通過采用靜態(tài)洗油實驗來分析。將相同體積油砂在燒杯中混合均勻，加入相同體積不同質(zhì)量分數(shù)的降黏劑溶液，靜置在地層溫度（60 ℃）下72 h后，對比洗油效率。

由不同質(zhì)量分數(shù)降黏劑溶液靜態(tài)洗油效率看出，在60 ℃靜置96 h、質(zhì)量分數(shù)3%下，洗油效率可達到11.3%左右；隨著降黏劑溶液質(zhì)量分數(shù)升高，洗油效率具有先上升后下降的變化規(guī)律。結(jié)合之前的微觀降黏機理研究，分析其洗油效率出現(xiàn)此變化的原因：當(dāng)降黏劑溶液質(zhì)量分數(shù)在一合適范圍內(nèi)時，隨著降黏劑溶液質(zhì)量分數(shù)的增大，溶液中的油溶性顆粒會增加，因此會有更多的稠油被溶液分散攜帶出來；而當(dāng)降黏劑溶液質(zhì)量分數(shù)超過最佳質(zhì)量分數(shù)后，由于降黏劑本身的分子締合作用降低了水的極性，因此分散降黏劑在微孔中的分散攜帶作用便會減弱，同時油溶性顆粒的進一步增加反而會堵塞油砂中的微小孔隙，從而降低了洗油效率。如果能夠通過驅(qū)動作用使該降黏劑進入孔隙，流動條件下的驅(qū)油效果應(yīng)該比靜態(tài)自動插層分散降黏驅(qū)油更好，為了更深入了解微觀孔隙中分散降黏劑的降黏作用和機理，采用CT測試進行研究。

3.2 CT測試不同驅(qū)替速度下剩余油分布

為研究分散降黏劑在微觀孔隙中的行為和分散降黏驅(qū)替作用，采用CT掃描，研究了不同驅(qū)替速度下微觀孔隙中剩余油分布特點。在地層溫度（60 ℃）和壓力（10 MPa）下，采用3種注入速度對巖心進行驅(qū)替，對驅(qū)替結(jié)束后的巖樣進行CT 掃描，剩余油主要分布在微小孔隙與不連通孔隙[9]，但不同驅(qū)替速度下的剩余油分布差異較大。

3種不同驅(qū)替速度相比較，5 mL/min驅(qū)替結(jié)束后，吸附態(tài)剩余油和游離態(tài)簇狀剩余油最多，1 mL/min驅(qū)替結(jié)束后則相反；說明在低驅(qū)替速度下，降黏劑和原油接觸較為充分，能較充分起到分散降黏的作用，并對吸附在巖石顆粒表面的稠油有較好的剝離作用[15]。而在較高驅(qū)替速度下，由于分散降黏劑不能和稠油充分接觸，導(dǎo)致稠油的分散效果變差，且對吸附在巖石顆粒表面的稠油剝離作用也降低了。這和前面通過靜態(tài)洗油效率實驗中該降黏劑在與稠油結(jié)合后靜置一段時間會有明顯的自發(fā)分散現(xiàn)象一致，表明降黏劑分子分散稠油分子結(jié)構(gòu)的效率與驅(qū)替速度有關(guān)。

總之，驅(qū)替速度越慢，驅(qū)替過程越長，降黏劑溶液就會有更加充足的時間，使降黏劑分子中更多的油溶性部分插層進入稠油分子中，對吸附稠油剝離作用越明顯，對孔道中自由態(tài)稠油的分散降黏作用更好，使驅(qū)替效果變好。因?qū)嶒炛胁o蒸汽輔助注入，這種效應(yīng)也顯示L-A型降黏劑具有比較好的稠油冷采潛力。通過CT 測試與靜態(tài)洗油效率研究知道，L-A 型降黏劑具有吸附剝離與分散攜帶稠油的作用，而對于降黏劑溶液在儲集層中的動態(tài)驅(qū)油效果，還需要進一步的宏觀驅(qū)油實驗來進行驗證，同時要對動態(tài)驅(qū)油結(jié)果有定量的認識。

4 驅(qū)油效果評價

優(yōu)選了降黏劑溶液的質(zhì)量分數(shù)與驅(qū)替速度后，為了進一步分析降黏劑溶液在均質(zhì)和非均質(zhì)儲集層中的驅(qū)油效率，以及降黏劑溶液相比水驅(qū)的優(yōu)越性，通過實驗測試了地層溫度和地層壓力下單層驅(qū)替效果和存在滲透率級差下的多層驅(qū)替效果，采用單填砂管驅(qū)替實驗和存在滲透率級差的雙填砂管驅(qū)替實驗。

4.1 單砂層驅(qū)替模擬實驗

單砂層驅(qū)替實驗采用一根內(nèi)徑38 mm、長度50 cm的填砂管，以及恒速恒壓泵、中間容器、壓力傳感器等進行驅(qū)替實驗。壓力傳感器記錄兩端驅(qū)替壓差，電腦進行數(shù)據(jù)采集。實驗步驟共有5 步：①填砂管充入粒徑為106～380 μm的砂，使?jié)B透率保持在400～500 mD，和儲集層滲透率一致；②抽真空后飽和水，測滲透率和孔隙度；③用稠油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，老化24 h；④使用地層水以1 mL/min 速度驅(qū)替，在出口端見水并達到設(shè)定時間后，驅(qū)替結(jié)束；⑤以質(zhì)量分數(shù)為3%降黏劑溶液、驅(qū)替速度為1 mL/min進行驅(qū)替，驅(qū)替結(jié)束后對兩組實驗的驅(qū)油效率含水率進行對比。

單管驅(qū)替結(jié)果數(shù)據(jù)見表2，驅(qū)替過程曲線如圖7所示，反映了驅(qū)替過程中含水率隨驅(qū)油效率的變化。與以1 mL/min 的恒速驅(qū)替條件下的地層水驅(qū)驅(qū)油效率17.3%相比，質(zhì)量分數(shù)3%的降黏劑溶液驅(qū)油效率有顯著提高。

表2 不同質(zhì)量分數(shù)下降黏劑溶液單雙管驅(qū)油效率Table 2.Oil displacement efficiencies of viscosity reducer solution at different mass fractions in single and double pipes

圖7 不同質(zhì)量分數(shù)下降黏劑溶液驅(qū)油效率Fig.7.Oil displacement efficiencies vs.watercut of viscosity reducer solution at different mass fractions

對含水率進行比較，可以看到地層水驅(qū)的含水率上升快，地層水的黏性舌進十分明顯；質(zhì)量分數(shù)為3%的降黏劑溶液驅(qū)含水率上升慢，和地層水相比驅(qū)油效率提高了31.3%，有效降低了黏性舌進[16-20]，降黏劑不僅具有降黏效果，還可能改善巖心內(nèi)部的驅(qū)替路徑，即具有微觀調(diào)驅(qū)作用。

從經(jīng)濟角度來講，以質(zhì)量分數(shù)3%配制溶液，每噸成本大約是360 元；相比表面活性劑和聚合物以質(zhì)量分數(shù)0.1%～0.5%配制的溶液每噸30～1000 元的成本沒有明顯優(yōu)勢。但結(jié)合其降黏性能與驅(qū)油效果來看，L-A型降黏劑值得應(yīng)用于現(xiàn)場實踐中。

4.2 垂向非均質(zhì)性儲集層驅(qū)替模擬實驗

為研究物性差異造成的層間干擾對驅(qū)替效果的影響，評價L-A型降黏劑在儲集層中調(diào)驅(qū)與驅(qū)油的能力，在實驗中模擬地層條件下雙管進行合注合采與合注分采，將水驅(qū)與降黏劑溶液驅(qū)進行對比。實驗流程與單管驅(qū)替相似。

實驗步驟為以下5 步：①分別將2 根填砂管填入粒徑為106～380 μm 的砂，使低滲管滲透率保持在200～300 mD，高滲管保持在400～500 mD，滲透率級差控制在2左右；②2根填砂管分別抽真空飽和水，測孔隙度和滲透率；③稠油驅(qū)水，建立束縛水飽和度，老化24 h；④使用地層水以1 mL/min 對雙填砂管進行驅(qū)替，在出口端見水并達到設(shè)定時間后，驅(qū)替結(jié)束；⑤使用質(zhì)量分數(shù)3%降黏劑溶液以驅(qū)替速度1 mL/min 對雙填砂管進行驅(qū)替，出口端見水且含水率達到95%以上，驅(qū)替結(jié)束。

4.2.1 雙管合采實驗測試與評價

測試結(jié)果（表2、圖7）表明，雙管合采具有較好的冷采驅(qū)替效果，但由于層間干擾的影響，整體的驅(qū)替效果變差。

比較表2 中的數(shù)據(jù)和圖7 的曲線可以發(fā)現(xiàn)：水驅(qū)過程中含水率會快速上升，驅(qū)油效率達到10%左右含水率便已上升到90%，最終產(chǎn)量低且穩(wěn)產(chǎn)期短；而質(zhì)量分數(shù)3%降黏劑溶液含水率上升明顯變緩，驅(qū)油效率一直在穩(wěn)步上升，最終產(chǎn)量較高且具有一定穩(wěn)產(chǎn)期，顯示稠油冷采與常規(guī)原油驅(qū)替的差別。

由表2 可以看出，受多層干擾的影響，最佳驅(qū)替效率下降了8%。多層影響下的黏性指進效應(yīng)，在層間級差并不大的情況下，依然非常明顯。但是相比水驅(qū)，降黏劑溶液在多層干擾影響下的驅(qū)油效率依然具有顯著的優(yōu)越性。

4.2.2 雙管分采實驗測試與評價

為了與雙管合采實驗進行對比，研究了雙管分采效果（表2、圖7）。

從表2和圖7可以看出，低驅(qū)替速度下驅(qū)油效率上升最快，這和前述微觀機理分析一致。在分采的情況下1 mL/min 驅(qū)油效率能夠達到46.4%，地層水驅(qū)驅(qū)油效率依然很低，水驅(qū)含水率上升速度依然明顯大于降黏劑溶液驅(qū)。2 種驅(qū)替方式中均為高滲管占比大。分采采收率與合采采收率相比提高了0.5%～6.0%，1 mL/min 降黏劑溶液驅(qū)分采與合采相比最高提高了5.8%。

存在層間干擾時，以較低速度驅(qū)替，降黏劑溶液在低滲層的波及系數(shù)就會較高，即L-A型降黏劑在較低驅(qū)替速度下在非均質(zhì)性較強的地層中具有較好的調(diào)驅(qū)能力，從而提高波及效率[21-24]。這明顯與前述的微觀降黏驅(qū)油機理一致，驅(qū)替速度慢意味著降黏劑溶液與稠油分子有著充足的反應(yīng)時間，最終增加驅(qū)油效率，從而提高采收率。

5 結(jié)論

（1）L-A 型水溶性分散降黏劑具有較好的熱穩(wěn)定性、耐酸堿能力、抗剪切能力與抗鹽能力，相比其他類型降黏劑具有良好的降黏性能，但從經(jīng)濟角度來看優(yōu)勢不明顯。

（2）水溶性分散降黏劑分子插層進入稠油分子間，疏散其分子結(jié)構(gòu)，降低稠油分子間氫鍵，達到分散降黏的目的；靜態(tài)洗油效率在降黏劑溶液質(zhì)量分數(shù)為3%時達到11.3%，微觀驅(qū)油測試機理表明：降黏劑溶液低速驅(qū)替效果較好，并且對巖石顆粒表面的吸附態(tài)剩余油有剝離作用。

（3）單管與雙管驅(qū)油實驗表明，相比水驅(qū)，質(zhì)量分數(shù)3%的降黏劑溶液在1 mL/min 的驅(qū)替速度下具有明顯的驅(qū)替優(yōu)勢。