曹緒龍

（中國石化 勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，山東 東營257015）

自20世紀90年代以來，聚合物驅(qū)油技術(shù)在大慶油田［1］、勝利油田［2－3］等現(xiàn)場獲得大規(guī)模應(yīng)用并取得顯著降水增油效果。大慶油田和勝利油田的先導(dǎo)和擴大試驗表明，ASP三元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)具有更大幅度提高采收率的效果［4－5］，但由于結(jié)垢［6］、采出液處理難等問題而很難大規(guī)模推廣。2000年以來，勝利油田借助分子模擬等技術(shù)，深入研究了無堿的低濃度表面活性劑－聚合物二元復(fù)合驅(qū)油體系［7－11］，從油－水界面活性、構(gòu)效關(guān)系及色譜分離等角度，提出了“油劑相似富集、陰非加合增效、聚表抑制分離”理論認識并指導(dǎo)了二元復(fù)合驅(qū)油體系配方設(shè)計。孤東七區(qū)西南54－61二元復(fù)合驅(qū)油先導(dǎo)試驗［10］表明，中心井區(qū)提高采收率18%，比同類油藏采用單一聚合物驅(qū)的采收率提高8%。上述驅(qū)油方法對勝利油田一類和二類油藏具有較好的提高采收率效果［2］。但是，隨著聚合物驅(qū)油技術(shù)不斷推廣，聚合物驅(qū)后進一步提高采收率的問題倍受關(guān)注，而聚合物驅(qū)后油藏非均質(zhì)性強、剩余油普遍分布，需要進一步擴大波及體積和提高洗油效率，已有的驅(qū)油方法應(yīng)用效果有限。為解決這一問題，提出了非均相復(fù)合驅(qū)油體系。該體系由低濃度表面活性劑、聚合物和具有黏彈性且在多孔介質(zhì)中可運移的黏彈性顆粒驅(qū)油劑（PPG）組成。PPG在水中不能完全溶解，所以該體系為非均相體系。通過發(fā)揮PPG與聚合物在增加體系黏彈性方面的加合作用，進一步擴大波及體積，發(fā)揮表面活性劑具有的大幅度降低油－水界面張力的作用，提高洗油效率。筆者研究了合成的PPG的性能，優(yōu)選了表面活性劑和聚合物，優(yōu)化了適合于勝利高溫高鹽油藏和聚合物驅(qū)后油藏的非均相復(fù)合驅(qū)油體系配方，考察了其驅(qū)油性能。

1 實驗方法

1.1 試劑及原油

石油磺酸鹽（SLPS），大明中勝國際公司產(chǎn)品，有效物質(zhì)量分數(shù)30%。非離子表面活性劑1709，東營遠大化工公司產(chǎn)品，有效物質(zhì)量分數(shù)50%。聚丙烯酰胺（KYPAM－2），有效物質(zhì)量分數(shù)89.8%，相對分子質(zhì)量2600萬，水解度22.8%；改性聚丙烯酰胺（KYPAM－6），有效物質(zhì)量分數(shù)88.2%，相對分子質(zhì)量2200萬，水解度23.6%，均為北京恒聚油田助劑公司產(chǎn)品。改性結(jié)構(gòu)類增黏聚合物（P－AMPS），自制，有效物質(zhì)量分數(shù)90.2%，相對分子質(zhì)量1500萬，水解度25.0%。黏彈性顆粒驅(qū)油劑（PPG），自制，固體質(zhì)量分數(shù)88.2%～89.2%。

原油取自孤島中一區(qū)Ng3試驗區(qū)11－J11井和13－10井，經(jīng)脫水處理后使用。

1.2 PPG在溶液中溶脹能力的測定

稱取一定量PPG干粉顆粒分散于99.5%體積分數(shù)乙醇溶液中，用Microtrac S3500激光粒度儀測定干粉的中值粒徑 Mdφ1；然后稱取相同量的PPG干粉顆粒置于模擬鹽水中，在75℃下充分溶脹24h后，用粒度儀測定分散體系的中值粒徑 Mdφ2。按式（1）計算溶脹倍數(shù)Q。

1.3 PPG黏彈性的測定

采用礦化度TDS＝19334mg／L模擬配制水將PPG配制成待測液，固定應(yīng)力、頻率，在75℃下應(yīng)用HAKKE 600型流變儀在振動過程中測定其彈性參數(shù)，記錄彈性模量、黏性模量、復(fù)數(shù)模量、復(fù)數(shù)黏度、相角；在剪切速率7.340s－1下，測定待測液的黏度。

1.4 PPG濾過能力測試

將定量的待測樣品注入自行設(shè)計研發(fā)的濾過比裝置的進樣管中，出口處用25μm的濾網(wǎng)封堵，對樣品施加壓力，使樣品通過濾網(wǎng)，記錄流速、濾過時間。

1.5 油－水界面張力測定

利用礦化度TDS＝19334mg／L的配制水，配制質(zhì)量分數(shù)0.4%的表面活性劑溶液，采用TX－500C界面張力儀在75℃下測定試驗區(qū)原油的油－水界面張力。

1.6 物理模擬實驗

1.6.1 阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)測定

在75℃下，φ2.54cm×30cm氣測滲透率為3.0μm2的人造巖心模型經(jīng)模擬配制水 （TDS＝19334mg／L）飽和，并經(jīng)水驅(qū)壓力平衡（p1）后，注入2000mg／L PPG的模擬配制水溶液，至壓力穩(wěn)定（p2），再轉(zhuǎn)注模擬配制水至壓力穩(wěn)定（p3）。p2／p1為阻力系數(shù)，p3／p1為殘余阻力系數(shù)。

1.6.2 分流量實驗

分別采用φ2.54cm×30cm、滲透率為1.0和3.0μm2的人造巖心模型，經(jīng)抽空、飽和模擬配制水（TDS＝19334mg／L）后，注入PPG進行分流量實驗，考察高低滲管產(chǎn)液量變化情況。

1.6.3 物理模擬驅(qū)油實驗

分別采用φ2.54cm×30cm、滲透率為1.0和3.0μm2人造巖心模型，在飽和模擬配制水后，再用孤島中一區(qū)Ng3試驗區(qū)脫水模擬油飽和，老化24h，進行驅(qū)油實驗。先水驅(qū)至采出液含水體積分數(shù)98%，轉(zhuǎn)注0.3倍孔隙體積的聚合物段塞，然后轉(zhuǎn)水驅(qū)至采出液含水98%，注入0.3倍孔隙體積的非均相體系段塞，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至98%以上，結(jié)束實驗。

2 結(jié)果與討論

2.1 黏彈性顆粒驅(qū)油劑（PPG）性能評價結(jié)果

2.1.1 懸浮性能

PPG在聚合物溶液中的懸浮性能是其能否作為驅(qū)油劑的基本參數(shù)。將PPG與KYPAM－2溶液混合，于75℃靜置48h，觀察其懸浮情況。表1列出了采用引發(fā)體系1（硝酸鈰胺／多元醇）、體系2（過氧化物／功能單體）、體系3（過氧化物／多元醇）所合成的PPG樣品在KYPAM－2溶液中的懸浮性能。由表1可見，采用引發(fā)體系2、3合成的PPG樣品，即使中值粒徑Mdφ1大于400μm的3＃和6?！?＃PPG樣品在KYPAM－2中懸浮也很穩(wěn)定，體系不分層，表明它們在聚合物溶液中的懸浮性良好。c（PPG）＝10000mg／L；c（KYPAM－2）＝1000mg／L

表1 采用不同引發(fā)體系合成的PPG在聚丙烯酰胺（KYPAM－2）溶液中的懸浮性能

2.1.2 溶脹能力

表2為6＃PPG在使用去離子水配制的NaCl溶液中的溶脹倍數(shù)。由表2可知，隨著NaCl質(zhì)量分數(shù)的增加，PPG溶脹倍數(shù)下降，當c（NaCl）＜32868 mg／L時，降幅較大；當c（NaCl）＞ 32868mg／L時，降幅變緩。表3為NaCl溶液中加入Ca2＋后6＃PPG顆粒的溶脹倍數(shù)。對比表2可見，在礦化度保持不變的情況下，隨著Ca2＋濃度增加，PPG顆粒的溶脹倍數(shù)下降，但降低幅度不大。從溶脹能力而言，PPG顆粒具有一定的抗鹽和抗Ca2＋能力，對于高礦化度油藏有一定的適用性。

表2 6＃PPG顆粒在NaCl溶液中的溶脹倍數(shù)（Q）Table 2 Swelling ratio（Q）of 6＃PPG in NaCl solution

表3 NaCl溶液中加入Ca2＋后6＃PPG顆粒的溶脹倍數(shù)（Q1）Table 3 Swelling ratio（Q1）of 6＃PPG in NaCl solution with Ca＋added

2.1.3 黏彈性

較高的表觀黏度和黏彈模量是保證驅(qū)油體系具有較大波及體積和運移能力的關(guān)鍵。1＃、2＃PPG樣品基本無黏彈性，3?！?＃PPG樣品均具有黏彈性特征，6＃PPG樣品復(fù)合黏度高達1031.0mPa·s，相角33.2°，具有明顯黏彈性特征，如表4所示。

表4 PPG水溶液的黏彈性Table 4 Viscoelastic properties of PPG solution

2.1.4 濾過能力

采用自動濾過能力評價裝置測定了6＃PPG、6＃PPG＋KYPAM－2在不同壓力下的濾過能力，結(jié)果如圖1所示。由圖1（a）可知，當壓力為6.89kPa時（圖中1區(qū)間），隨著濾過時間增加，PPG流動速率大幅減小，此時大部分PPG顆粒在濾網(wǎng)端面上堆積，形成一層濾餅，阻止后續(xù)PPG通過濾膜，在端面造成封堵；但當壓力升高至103.35kPa時（圖中5區(qū)間），大部分顆粒能夠在壓力的驅(qū)動下變形通過濾膜，流動速率驟然上升，且粒徑變化不大。

圖1 6＃PPG和6＃PPG＋KYPAM體系在不同壓力下通過25μm濾網(wǎng)時流動速率（qv）隨時間的變化Fig.1 Flow rate（qv）vs time when PPG and PPG＋KYPAM system through 25μm filter under different vessel pressures

由圖1（b）可知，PPG＋KYPAM－2體系與單一PPG表現(xiàn)出相似的濾過能力，但在55.12kPa時（圖中4區(qū)間），PPG＋KYPAM－2體系濾過能力比單一PPG強。PPG在一定壓力下具有變形通過能力。

2.1.5 巖心阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)

表5為采用各PPG樣品測得的巖心阻力系數(shù)（RF）與殘余阻力系數(shù)（RRF）。由表5可知，PPG的封堵效率均高于97%，遠高于KYPAM－2，阻力系數(shù)也遠大于KYPAM－2的阻力系數(shù)。通過觀察巖心注入端面，1＃、2＃、5＃樣品在注入端面有大量顆粒堆積，發(fā)生封堵，注入能力較差。

表5 采用各PPG樣品測得的巖心阻力系數(shù)（RF）與殘余阻力系數(shù)（RRF）Table 5 The RF and RRF measured in sand packed cores with PPG

2.1.6 在巖心中運移能力

圖2為KYPAM－2、6＃PPG溶液驅(qū)過程中不同測壓點壓力隨注入量（以孔隙體積倍數(shù)計）的變化。從圖2可見，KYPAM－2溶液作為均一體系，在巖心中運移能力較好，4個測壓點壓力變化較均勻，但壓力增加幅度較小，最高注入壓力0.035MPa，表明實驗條件下KYPAM－2溶液的調(diào)堵能力不夠。而注入PPG溶液后，壓力上升明顯，進口注入壓力和各個測壓點的壓力增長幅度明顯高于KYPAM－2溶液，最高注入壓力達0.35MPa，調(diào)堵能力明顯。從不同位置測壓點的壓力傳遞看出，PPG溶液能夠在巖心中運移，但其運移和壓力傳遞速率較KYPAM－2溶液慢。

2.1.7 非均質(zhì)滲透率巖心模型的分流量

圖3為 KYPAM－2、PPG＋KYPAM－2驅(qū)注入過程中非均質(zhì)巖心的分流量變化。對比KYPAM－2、PPG＋KYPAM－2的調(diào)整非均質(zhì)能力，KYPAM－2注入模型后，高滲模型產(chǎn)液占比由75%下降至55%，低滲模型產(chǎn)液占比由25%升至45%，巖心非均質(zhì)性得到改善，但轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后開始變差，總注入量達2.5倍孔隙體積后，調(diào)整非均質(zhì)性基本失效。聚合物驅(qū)后由于非均質(zhì)造成的矛盾加劇，流體主要進入高滲模型。

圖2 KYPAM－2、6＃PPG溶液驅(qū)過程中不同測壓點壓力隨注入量的變化Fig.2 The pressure measured at different tap vs injection volume during KYPAM－2flooding and 6＃PPG flooding

圖3 KYPAM－2、6＃PPG＋KYPAM－2驅(qū)注入過程中非均質(zhì)巖心的分流量變化Fig.3 The spilt fraction produced from heterogeneous core during KYPAM－2and 6＃PPG＋KYPAM－2flooding

注入6＃PPG＋KYPAM－2復(fù)配體系的段塞過程中，出現(xiàn)了低滲模型分流量超過高滲模型的現(xiàn)象，高滲模型的分流量由近98%迅速下降至5%，低滲模型分流量由約2%迅速上升至95%，且因PPG非連續(xù)性運移，分流量出現(xiàn)波動性變化。這種分流量調(diào)整在后續(xù)水驅(qū)階段持續(xù)有效。上述結(jié)果表明，PPG顆粒能夠在巖心中不斷地變形而通過、運移，具有較長期持續(xù)的剖面調(diào)整和驅(qū)替能力。

2.2 非均相復(fù)合驅(qū)油體系中表面活性劑選擇

表面活性劑能否有效降低界面張力取決于其在油－水界面上的排布方式和排列密度［11］。通過陰－非離子表面活性劑復(fù)配可提高表面活性劑的界面效率，有利于大幅度降低油－水界面張力［7，10－11］。

表6為表面活性劑配比及使用量對油－水界面張力（IFT）的影響。由表6可知，SLPS與P1709復(fù)配比在3∶1～1∶3范圍內(nèi)均可使油－水界面張力達到10－3mN／m數(shù)量級的超低水平。SLPS與P1709復(fù)配較其單一使用時的油－水界面張力低1個數(shù)量級。SLPS與P1709按1∶1復(fù)配時，油－水界面張力隨其使用量降低而有所升高；當SLPS＋P1709總質(zhì)量分數(shù)低于0.06%時，油－水界面張力已上升至10－2mN／m數(shù)量級?？紤]表面活性劑吸附及地層水稀釋作用，推薦非均相復(fù)合驅(qū)油體系中采用0.2%SLPS＋0.2%P1709的配方。

表6 表面活性劑SLPS與P1709配比及用量對油－水界面張力（IFT）的影響Table 6 The effect of surfactant ratio and addition amount on IFT

2.3 非均相復(fù)合驅(qū)油體系中聚合物優(yōu)選

目前，驅(qū)油用聚合物主要是超高相對分子質(zhì)量聚丙烯酰胺、以聚丙烯酰胺為基礎(chǔ)的改性聚合物等。研究表明［2］，聚合物評價除了表觀黏度、熱穩(wěn)定性、耐溫抗鹽能力等性能外，還需要有聚合物溶液通過多孔介質(zhì)所表現(xiàn)的流動視黏度。對4種聚合物樣品的評價結(jié)果列于表7。由表7可知，具有常規(guī)超高相對分子質(zhì)量的聚合物KYPAM－2和改性聚合物KYPAM－6均具有較高的表觀黏度和流動視黏度；改性結(jié)構(gòu)類增黏聚合物P－AMPS不僅具有較高的表觀黏度，還具有更高的流動視黏度。在非均相復(fù)合驅(qū)油體系中可選擇改性超高相對分子質(zhì)量聚丙烯酰胺或相對分子質(zhì)量1500萬以上的改性結(jié)構(gòu)類增黏聚合物。

表7 4種聚合物流動視黏度及表觀黏度Table 7 The apparent viscosity measured by core and Brookfield meter of four polymers

2.4 非均相復(fù)合驅(qū)油體系的性能

2.4.1 PPG與 KYPAM－6的加合作用

表8 PPG與KYPAM－6的黏彈性能Table 8 The viscoelasticity of PPG and KYPAM－6

表8為PPG與KYPAM－6的黏彈性能。由表8可知，單一的KYPAM－6體系損耗模量（G″）大于儲能模量（G′），力學(xué)損耗角（或相位角δ）較大，雖然具有一定的黏彈性特征，但以黏性為主。同比實驗條件下，對單一6＃PPG體系而言，其G″小于G′，δ較小，彈性大于黏性。將KYPAM－6和PPG按1∶1復(fù)配，總質(zhì)量濃度保持3000mg／L，測得體系表觀黏度（η）比單一KYPAM－6、單一6＃PPG體系大幅升高，表現(xiàn)出明顯的黏彈特征，調(diào)驅(qū)性能增強。

2.4.2 PPG及KYPAM－6對油－水界面張力的影響

由于非均相復(fù)合驅(qū)油體系黏度比表面活性劑體系黏度大幅增加，減緩了表面活性劑由體相向界面的擴散速率，使得0.2%SLPS＋0.2%P1709中加入1000mg／L 6＃PPG＋1000mg／L KYPAM－6后與原油間的油－水界面張力達到6.0×10－3mN／m，較加入PPG和KYPAM－6之前升高，但仍然達到超低界面張力（10－3mN／m數(shù)量級），保證非均相復(fù)合驅(qū)油體系有較高的驅(qū)油效率。

2.5 非均相復(fù)合驅(qū)油體系的驅(qū)油效果（物理模擬實驗結(jié)果）

在模型水驅(qū)、聚合物驅(qū)后開展了非均相復(fù)合驅(qū)油體系、高濃度聚合物驅(qū)、聚合物＋表面活性劑驅(qū)、聚合物＋PPG等體系提高采收率實驗。結(jié)果表明（見表9），聚合物驅(qū)后再注入高濃度聚合物由于其提高波及能力有限，使得在聚合物驅(qū)后進一步提高采收率幅度較小，僅3.0%。在聚合物驅(qū)后再注入P＋S二元復(fù)合體系，由于其與前期聚合物波及能力接近，僅能通過提高洗油效率來增加采收率，提高幅度僅為4.8%。而在聚合物驅(qū)后注入非均相復(fù)合驅(qū)油體系能夠有效擴大波及體積，同時又提高洗油效率，提高采收率幅度高達13.6%。非均相復(fù)合驅(qū)油體系對進一步提高聚合物驅(qū)后油藏采收率具有探索價值。

表9 不同驅(qū)油體系的驅(qū)油效果Table 9 Total oil recovery with different flooding systems

3 結(jié) 論

（1）針對勝利聚合物驅(qū)后油藏特點，設(shè)計了由聚合物、PPG和表面活性劑組成的非均相復(fù)合驅(qū)油體系。該體系具有較強的耐溫、抗鹽能力，比聚合物溶液有更強的提高波及能力和提高洗油效率能力，對聚合物驅(qū)后油藏具有潛在應(yīng)用價值。

（2）優(yōu)選了適合于非均相復(fù)合驅(qū)油體系的PPG、聚合物和表面活性劑，考察了PPG與聚合物、表面活性劑間的相互作用，設(shè)計了非均相復(fù)合驅(qū)油體系配方。物模模擬實驗結(jié)果表明，該驅(qū)油體系在聚合物驅(qū)后可提高采收率13.6%。

致謝：衷心感謝中國石化勝利油田地質(zhì)科學(xué)研究院王紅艷、崔曉紅、劉坤、陳曉彥、潘斌林、韓玉貴高級工程師，四川大學(xué)黃光速教授等所做的技術(shù)研究工作。

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