張麗慶，孔　燕，呂曉華，李二曉，昌潤(rùn)珍，何　磊

(1.中國(guó)石化河南油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南南陽(yáng) 473132；2.南陽(yáng)二機(jī)廠石油裝備有限公司，河南南陽(yáng) 473001)

河南油田已進(jìn)入高溫、特高含水開(kāi)發(fā)階段。由于缺少適應(yīng)性好的化學(xué)驅(qū)油劑，油藏溫度>80 ℃的Ⅲ類及以上地質(zhì)儲(chǔ)量仍有61 346.8 kt未動(dòng)用。研究發(fā)現(xiàn)，聚表劑具有較好的乳化分散能力、較強(qiáng)的增黏、絮凝作用，它能在聚合物分子骨架上引入功能性單體，因而具有聚合物與表面活性劑的雙重特性。雙河Ⅶ下層系屬Ⅲ類以上油藏，油藏溫度高達(dá)96.5 ℃，含油面積11.65 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量為6 425 kt，按目前采出程度38.42%計(jì)算，剩余可采儲(chǔ)量為532 kt。筆者針對(duì)雙河Ⅶ下層系油藏特征優(yōu)選出聚表劑JBL-1，為河南油田高溫油藏提高采收率提供理論依據(jù)和技術(shù)支持。

1　實(shí)驗(yàn)部分

1.1　原料及儀器

JBL-1粉狀粒，相對(duì)分子質(zhì)量8.98×106，水解度23.20%，固含量89.44%；JBL-2粉狀粒，相對(duì)分子質(zhì)量3.08×106，水解度19.6%，固含量89.0%；實(shí)驗(yàn)用水為雙河清水及江河陳化過(guò)濾污水，具體離子組成見(jiàn)表1。

表1實(shí)驗(yàn)用水的離子組成mg/L

實(shí)驗(yàn)用水離子質(zhì)量濃度K++Na+Ca2+Mg2+Cl-SO42-HCO3-總?cè)芙夤腆w雙河清水79.623.59.510420126362.6江河污水2485.041.07.03114179812858730.0

DVII型布氏黏度計(jì)，美國(guó)Brookfield公司；MCR501型流變儀，德國(guó)安東帕公司；LIU10型攪拌器，美國(guó)萊伯泰科儀器有限公司；SJ-27型恒速驅(qū)替泵，丹麥JUNAIR公司；熱氧穩(wěn)定性試驗(yàn)裝置等，江蘇海安。

1.2　實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1溶液性能評(píng)價(jià)

采用淀粉碘化鎘比色法測(cè)量聚表劑水解度[1]；采用PVS黏度自動(dòng)測(cè)量系統(tǒng)檢測(cè)相對(duì)分子質(zhì)量；在30 ℃及7.34 s-1剪切速率下測(cè)定聚表劑溶液的黏度；熱氧穩(wěn)定性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)中完全采用河南油田礦場(chǎng)應(yīng)用聚合物溶液配制模式，用江河陳化污水配制濃度為4 000 mg/L的聚合物母液，再用江河陳化污水稀釋至設(shè)計(jì)濃度，經(jīng)抽空除氧至氧的質(zhì)量濃度<0.5 mg/L后轉(zhuǎn)入安瓿瓶，置于恒溫箱中老化，間隔一定時(shí)間后取出，測(cè)定老化不同時(shí)間后的聚合物溶液黏度；聚表劑乳化性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)中采用江河陳化污水配制質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚表劑溶液，將聚表劑溶液和雙河Ⅶ下層系脫水原油按一定體積比混合，在97 ℃下老化，觀測(cè)不同老化時(shí)間后乳化液的黏度、析水體積，比較乳化性能[2]。

1.2.2巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

將巖心抽空、飽和水(以30 mL/h流速注水)穩(wěn)定后，測(cè)水相滲透率，將巖心升溫至85 ℃，飽和油(以15 mL/h流速用雙河Ⅶ下層系模擬油驅(qū)水)至無(wú)水采出，后續(xù)水驅(qū)至含水100%，分別轉(zhuǎn)注0.5 PV質(zhì)量濃度為1 500 mg/L和2 000 mg/L的聚合物溶液，水驅(qū)至含水100%，計(jì)算采收率。

2　結(jié)果與討論

2.1　聚表劑理化性能評(píng)價(jià)

2.1.1聚表劑初選

聚表劑被認(rèn)為是改性的聚合物，根據(jù)聚合物性能評(píng)價(jià)的國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)及企業(yè)標(biāo)準(zhǔn)，結(jié)合河南油田地質(zhì)條件，按8項(xiàng)參數(shù)(溶解時(shí)間≤2 h、黏度、特性黏數(shù)、水解度、固含量≥89%、過(guò)濾因子≤1.5、不溶物≤0.2%、黏度保留率≥80%)進(jìn)行基本質(zhì)量性能評(píng)價(jià)，結(jié)果如表2所示。初步優(yōu)選出聚表劑JBL-1和JBL-2。JBL-1及JBL-2的各項(xiàng)性能指標(biāo)均達(dá)標(biāo)；JBL-3的水解度為34.40%，不適用于高溫油藏；其余聚表劑均存在過(guò)濾因子、不溶物或溶解時(shí)間不合格等問(wèn)題。聚表劑中的表面活性劑成分造成溶解泡沫較多，特性黏數(shù)及相對(duì)分子質(zhì)量檢測(cè)結(jié)果偏低且不穩(wěn)定，不能反映其真實(shí)值，但可以側(cè)面印證聚表劑特性。

表2　聚表劑的基本質(zhì)量性能

2.1.2聚表劑溶液黏度設(shè)計(jì)

較高的黏度是保證聚表劑驅(qū)油效果的關(guān)鍵因素。Ⅶ下層系地下原油黏度為2.3 mPa·s，油藏溫度高達(dá)96 ℃，由于熱氧降解作用，在地面配制的聚合物溶液注入地下后黏度會(huì)大幅下降。因此綜合考慮地面管網(wǎng)、炮眼等機(jī)械剪切和地層中化學(xué)、生物、熱氧降解作用等因素造成的黏度損失，按數(shù)模經(jīng)驗(yàn)式(1)計(jì)算，地面混配溶液黏度應(yīng)≥21.9 mPa·s。

μ≥μ油/(1-A機(jī))(1-A生化)

(1)

其中，μ為聚合物溶液設(shè)計(jì)黏度，mPa·s；μ油為地下原油黏度，mPa·s；A機(jī)為地面管網(wǎng)和炮眼等造成的黏度損失百分?jǐn)?shù)，60%～70%；A生化為地層中化學(xué)、生物和熱氧降解作用等造成的黏度損失百分?jǐn)?shù)，50%～65%。

2.1.3熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

對(duì)于高溫油藏，熱氧穩(wěn)定性評(píng)價(jià)至關(guān)重要。根據(jù)聚表劑基本質(zhì)量性能評(píng)價(jià)結(jié)果，優(yōu)選聚表劑JBL-1和JBL-2開(kāi)展長(zhǎng)期穩(wěn)定性評(píng)價(jià)。實(shí)驗(yàn)采用江河陳化污水配制質(zhì)量濃度為4 000 mg/L的母液，并用江河陳化污水稀釋至質(zhì)量濃度為1 500 mg/L，經(jīng)抽空除氧后封裝在安瓿瓶?jī)?nèi)(控制氧質(zhì)量濃度<0.5 mg/L)，在97 ℃烘箱中老化不同時(shí)間后取出，在30 ℃及7.34 s-1剪切速率下測(cè)定黏度，結(jié)果如表3所示。2種聚表劑老化120 d后黏度保留率均>90%，表明耐溫性能較好。JBL-1的黏度保留率為103.6%，優(yōu)于JBL-2。

表3聚表劑熱穩(wěn)定性評(píng)價(jià)mPa·s

聚表劑黏度老化時(shí)間/d015102030456090120黏度保留率/%JBL-158.065.570.070.070.070.272.072.371.460.1103.6JBL-265.165.264.054.451.455.657.276.370.159.691.6

2.2　耐溫抗鹽性能評(píng)價(jià)

2.2.1濃度對(duì)黏度的影響

用江河陳化過(guò)濾污水配制質(zhì)量濃度為4 000 mg/L的聚表劑母液，并用江河陳化污水稀釋至相應(yīng)濃度，考察聚表劑濃度對(duì)溶液黏度的影響，結(jié)果見(jiàn)圖1。隨著聚表劑濃度的增加，黏度不斷增加；當(dāng)聚表劑的質(zhì)量濃度>1 200 mg/L時(shí)，JBL-2溶液的黏度呈大幅增加的趨勢(shì)。

圖1　聚表劑溶液的黏度與濃度關(guān)系曲線(30 ℃)

2.2.2溫度對(duì)黏度的影響

采用江河陳化污水配制質(zhì)量濃度為4 000 mg/L的聚表劑母液，并用江河陳化污水稀釋至質(zhì)量濃度為1 500 mg/L，考察溫度對(duì)聚合物溶液黏度的影響，結(jié)果見(jiàn)圖2。隨著溫度的升高，JBL-1溶液的黏度降幅較小，表現(xiàn)出較好的耐溫性能；JBL-2溶液的黏度則隨著溫度的升高而先增大后減小，溫度為80 ℃時(shí)溶液黏度最大，這主要是聚表劑在水溶液中的分子結(jié)構(gòu)形態(tài)發(fā)生變化，溶液中的泡沫對(duì)黏度影響較大。

圖2　聚表劑溶液的黏度與溫度關(guān)系曲線

2.2.3抗鹽性能

在聚表劑質(zhì)量濃度為1 500 mg/L、溫度為30 ℃的條件下，考察2種聚表劑的抗鹽性能，結(jié)果如圖3所示。聚表劑溶液的黏度隨礦化度的升高而降低；礦化度>20 000 mg/L后，溶液黏度的降幅變緩。

圖3　聚表劑溶液的黏度與礦化度關(guān)系曲線

2.2.4乳化性能

將聚表劑與江河Ⅶ下層系原油按一定的體積比混合，在97 ℃烘箱中放置20 min后取出搖勻，在80 ℃及7.34 s-1剪切速率下考察乳化液黏度的變化，結(jié)果如表4所示。目前江河Ⅶ下層系綜合含水>90.0%，在整個(gè)驅(qū)替過(guò)程中，油藏中的乳化液都會(huì)以水包油乳化液的形式存在，乳化液的黏度均大于單一溶液的黏度[2]。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，乳化液的形成進(jìn)一步改善了流度比，對(duì)原油具有捕集、攜帶作用。

采用電子顯微鏡掃描方法觀察油水體積比為1∶9、2∶8、3∶7時(shí)乳化液的微觀情況，結(jié)果見(jiàn)圖4和圖5。JBL-1聚集油滴的能力優(yōu)于JBL-2。

表4　乳化液黏度　mPa·s

圖4　JBL-1乳化液微觀電鏡掃描照片

圖5　JBL-2乳化液微觀電鏡掃描照片

2.3　巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

2.3.1聚表劑注入長(zhǎng)細(xì)管模型濃度對(duì)比實(shí)驗(yàn)

采用長(zhǎng)細(xì)管巖心模型(長(zhǎng)16 m,直徑0.7 cm)，填充物150目玻璃珠，試驗(yàn)溫度97 ℃，聚表劑質(zhì)量濃度1 500 mg/L，驅(qū)替速度0.25 mL/min，巖心滲透率為41.1 μm2，對(duì)注入液和采出液濃度進(jìn)行對(duì)比，結(jié)果如表5所示。JBL-1的濃度保留率為95.7%，JBL-2的濃度保留率僅為56.8%，濃度大幅下降，說(shuō)明聚表劑濃度損失較大。

表5　巖心注入液和采出液濃度檢測(cè)

2.3.2聚表劑巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

巖心驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)采用柱狀人造巖心(長(zhǎng)30 cm，直徑2.5 cm)，實(shí)驗(yàn)溫度80 ℃，采用江河污水配置質(zhì)量濃度為4 000 mg/L的母液，并用江河污水稀釋至設(shè)計(jì)濃度，段塞量為0.5 PV，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。隨著聚表劑濃度的增加，驅(qū)油效率提高[3-4]。JBL-1的質(zhì)量濃度為1 500 mg/L時(shí)提高采收率9.19%，質(zhì)量濃度為2 000 mg/L時(shí)提高采收率達(dá)到16.49%；JBL-2的質(zhì)量濃度為1 500 mg/L和2 000 mg/L時(shí)分別提高采收率6.77%和8.35%，驅(qū)油效果明顯低于JBL-1，印證了長(zhǎng)細(xì)管模型濃度吸附實(shí)驗(yàn)的結(jié)果。建議選擇質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚表劑JBL-1開(kāi)展驅(qū)油試驗(yàn)。

表6　聚表劑巖心驅(qū)油效率評(píng)價(jià)

3　結(jié)語(yǔ)

對(duì)聚表劑的基本質(zhì)量性能、耐溫抗鹽性能、乳化協(xié)油能力、巖心驅(qū)油效率等進(jìn)行了系統(tǒng)評(píng)價(jià)，篩選出性能較好的聚表劑產(chǎn)品JBL-1，為各油田高溫油藏、特高含水及聚合物驅(qū)后油藏的開(kāi)采提供理論依據(jù)和技術(shù)支撐。

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