石延輝，王 帥，張紹輝

采收率的大小是由波及系數(shù)和洗油效率決定的，所以提高采收率需從提高波及系數(shù)與洗油效率兩方面來著手[1]。

調(diào)剖是為了調(diào)整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系數(shù)，改善水驅(qū)效果[2]。表面活性劑驅(qū)油是利用其可以降低油水界面張力、改變潤濕性以及通過乳化改善油水流度比來提高洗油效率[3]。

對于多裂縫非均質(zhì)復(fù)雜油藏，開發(fā)難度大，主要是由于在注水開發(fā)的過程中，注入水容易沿裂縫向前突進(jìn)，沿裂縫方向的油井見效快。但含水率上升也很快，容易形成水竄，甚至造成暴性水淹，降低了儲量利用率，增大了油田開發(fā)難度。而垂直于裂縫方向的油井見效很慢或者見效甚微。這種注入水的不均勻推進(jìn)使儲層的動(dòng)用程度降低，從而使地層中存在大量剩余油[4]。

從提高采收率原理出發(fā)，結(jié)合調(diào)剖與表活劑驅(qū)油各自的特點(diǎn)，將2種方法有機(jī)結(jié)合起來。在施工時(shí)，先注入少劑量的調(diào)剖劑調(diào)整主裂縫，改善吸水剖面，以提高后續(xù)注入劑的波及系數(shù)，然后注入大劑量表面活性劑體系提高洗油效率。后續(xù)表面活性劑和注入水除進(jìn)入主裂縫外，還可轉(zhuǎn)向繞流入微裂縫，在提高主裂縫洗油效率的同時(shí)也能盡可能將微裂縫中的油驅(qū)出，從而最大可能增大采出程度。

腰北1區(qū)塊位于腰英臺油田1號區(qū)塊北部，地層傾角較緩，為2°～4°，斜坡內(nèi)斷層不發(fā)育，構(gòu)造簡單，為構(gòu)造－巖性油藏。腰北1井區(qū)地質(zhì)儲量為444.48×104t，主要生產(chǎn)層位是K2qn1Ⅱ?qū)?，平均孔隙?2.1%，平均滲透率3.97×10-3μm2，原始地層溫度96.64℃，原始地層壓力22.356 MPa。

該區(qū)塊主要地質(zhì)特征為：①裂縫發(fā)育，青一段裂縫密度0.312條/m，呈東西向。生產(chǎn)井均壓裂投產(chǎn)，人工裂縫近東西向[5-6]；②主力生產(chǎn)層位青一II屬三角洲前緣亞相，物源來自西南方向，以水下分支河道、河口壩、分流間灣沉積微相為主，主河道部位物性好；③儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，層內(nèi)變異系數(shù)1.09，層間變異系數(shù)0.92；層內(nèi)突進(jìn)系數(shù)3.7，層間突進(jìn)系數(shù)2.3，層內(nèi)滲透率極差262.4，層間滲透率極差15.5。

1 調(diào)剖劑優(yōu)選

根據(jù)油藏分析結(jié)果，腰北1區(qū)塊的油藏特點(diǎn)為高溫高鹽（溫度92.14℃，礦化度13 666.82 mg/L）、低孔低滲、天然裂縫和人工裂縫發(fā)育。針對腰北1塊油藏特點(diǎn)，堵劑選擇原則為：堵劑要與產(chǎn)出液性質(zhì)相近，進(jìn)入高滲透層，選擇能用地層水配制的堵劑。黏度低，注入性強(qiáng)。成膠時(shí)間長，保證注入時(shí)間內(nèi)注完設(shè)計(jì)量，強(qiáng)度即保證封堵住出水通道，又能夠出液。在目前常用的體系中，有機(jī)交聯(lián)凍膠、聚合物微球、無機(jī)顆粒堵劑和PCG硅鹽樹脂等體系能滿足腰北1區(qū)塊的油藏條件?？紤]PCG硅鹽樹脂有效期長，易注入等特點(diǎn)，選擇PCG硅鹽樹脂為調(diào)剖體系。

1.1 堵劑性能

PCG硅鹽樹脂由無機(jī)復(fù)合硅鹽和有機(jī)螯合劑組成，低溫水基溶液注入，利用地層鹽分并將其中離子螯合、聚集，反應(yīng)成等體積、高強(qiáng)度聚鹽凝膠，封堵劑聚高鹽，耐高溫、穩(wěn)定性好，整體聚集達(dá)到強(qiáng)力封堵，實(shí)現(xiàn)選擇性長期有效等特能。PCG硅鹽樹脂封堵劑性能見表1。

1.2 黏度特性

PCG硅鹽樹脂封堵劑初始黏度如圖1所示。由圖1可以看出，PCG硅鹽樹脂封堵劑具有很好的溶解性，該體系溶液經(jīng)10～15min的攪拌配制，黏度小于3mPa·s，其溶液的黏度低。

圖1 配制時(shí)間與溶液黏度關(guān)系

1.3 強(qiáng)度特性

自來水作為配制液，改變PCG硅鹽樹脂堵劑使用濃度，配制體系溶液，倒入高溫試管，密封后置于120℃干燥箱中恒溫，測量PCG硅鹽樹脂凝結(jié)體強(qiáng)度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。由圖2可知，隨濃度的增加，硅鹽樹脂聚凝強(qiáng)度增加。當(dāng)成膠劑使用濃度為18%時(shí)，硅鹽樹脂聚凝強(qiáng)度為950kPa。

圖2 PCG硅鹽堵水劑使用濃度與聚凝強(qiáng)度曲線

1.4 耐溫耐鹽特性

PCG硅鹽樹脂封堵劑耐高溫性能見表2。由表2可看出，堵劑在100～150℃溫度范圍內(nèi)，經(jīng)60天的觀察凝結(jié)體強(qiáng)度大于700kPa，封堵劑強(qiáng)度受溫度影響較小，保持了高強(qiáng)度的穩(wěn)定狀態(tài)，具有較好的耐高溫性。

表1 PCG硅鹽樹脂封堵劑性能

表2 不同溫度下堵劑成膠后的凝結(jié)強(qiáng)度

在不同礦化度下的成膠強(qiáng)度見表3。PCG硅鹽樹脂封堵劑在14000mg/L礦化度水中能生成性能穩(wěn)定的等體積凝結(jié)體，封堵強(qiáng)度300kPa以上，既可用注入水配制，又能在高鹽地層水條件下穩(wěn)定，具有耐鹽的良好性能。

表3 不同礦化度下PCG硅鹽堵水劑成膠90天后的凝結(jié)強(qiáng)度

1.5 耐沖刷特性

PCG硅鹽樹脂封堵劑耐沖刷性能如圖3，經(jīng)過100PV的注入水沖刷，硅鹽樹脂對巖心堵塞率仍保持在98%以上，說明硅鹽樹脂封堵體系在巖心中具有較好的耐沖刷性能。

圖3 封堵后沖刷倍數(shù)與巖心堵塞率的關(guān)系

2 表面活性劑優(yōu)選及配方優(yōu)化

2.1 主劑

首先采用了色譜柱的方法對采出油進(jìn)行了組分分析，結(jié)果見表4。

此區(qū)塊原油飽和烴含量較高，瀝青質(zhì)含量低，密度為0.89 g/cm。參考SH/T 0659—1998標(biāo)準(zhǔn)質(zhì)譜法測定重油烴類組成分析，對原油中飽和烴和芳烴進(jìn)行具體組成分析，原油中26%為鏈烷烴，占總飽和烴的50%左右；芳烴組成單環(huán)芳烴為主，約占總芳烴的58%。油品以蠟質(zhì)為主，屬于中質(zhì)油。石油磺酸鹽在油田3次采油中作為驅(qū)油劑得到廣泛應(yīng)用，它具有界面活性強(qiáng)、與原油配伍性好、水溶性好的優(yōu)點(diǎn)，并且生產(chǎn)工藝簡單，成本較低。通過油水樣分析，確定表活劑驅(qū)油體系中石油磺酸鹽配制的原則是：原料油中芳烴和烯烴的含量應(yīng)在25%～50%，芳烴含量不低于10%。試驗(yàn)用石油磺酸鹽含無機(jī)鹽5.1%、活性物34.5%、未磺化油12.1%。

2.2 非離子表活劑

由于石油磺酸鹽為陰離子表活劑，具有耐溫的特點(diǎn)，但是不耐鹽，而非離子表活劑與之相反，耐鹽不耐溫，為了讓表活劑體系達(dá)到耐溫耐鹽的雙重優(yōu)點(diǎn)，最大限度降低油水界面張力，為此在研制的石油磺酸鹽基礎(chǔ)上添加適當(dāng)?shù)姆请x子表活劑[7]。

按照原料易得、廉價(jià)以及HLB值在10～18之間的原則選擇了幾種表面活性劑（A為聚氧乙烯失水山梨醇單硬脂酸酯、B為Tween 80、C為聚氧乙烯單月桂酸酯、D為聚氧乙烯失水山梨醇單月桂酸酯），與石油磺酸鹽按照1:1的配比，石油磺酸鹽濃度3 000 mg/L，測定了95℃下界面張力，對復(fù)配用表活劑進(jìn)行初次篩選。將待選的非離子表面活性劑按照1:1的配比，使用現(xiàn)場取的腰北1區(qū)注入水配制，測試水溶液與采出油之間的動(dòng)態(tài)界面張力，結(jié)果如圖4所示。復(fù)配表活劑體系界面張力能降到10-3數(shù)量級，但A達(dá)到最低的平衡時(shí)間最短。為此初步篩選A、D為復(fù)配用非離子表活劑，并進(jìn)一步篩選實(shí)驗(yàn)。

分別將非離子表活劑A、D與石油磺酸鹽按照1：1配比配制6 000 mg/L表活劑溶液，在不同溫度下分別測試了溶液的界面張力，結(jié)果如圖5所示。復(fù)配表活劑體系耐溫性較好，綜合考慮價(jià)格和平衡時(shí)間，確定表活劑A為復(fù)配用非離子表活劑。

表4 脫水原油四組分分析結(jié)果

圖4 不同非離子表活劑復(fù)配后動(dòng)態(tài)界面張力

圖5 不同非離子表活劑復(fù)配后不同溫度下界面張力

2.3 助表活劑的篩選

表活劑體系中的助表活劑也稱為親油親水平衡劑，一般分為無機(jī)鹽類、醇類以及低聚醇類。合適的助劑添加能夠使表活劑體系的界面張力平衡時(shí)間更短，界面張力更穩(wěn)定。

分別選取了4種不同的助表活劑1#（碳酸鈉）、2#（乙二醇）、3#（聚乙二醇）、4#（異丙醇）進(jìn)行篩選。測試了表活劑濃度4 000 mg/L（非:陰=2:5），添加濃度為1 000 mg/L的不同助表活劑在95℃下的界面張力，測試結(jié)果如表5所示。添加助表活劑1#、2#、3#、4#后表活劑體系的界面張力都能達(dá)到10-3數(shù)量級，但是添加2#達(dá)到平衡時(shí)間最短，為此篩選2#為表活劑驅(qū)油體系中的助表活劑。

表5 添加不同助表活劑后表活劑體系界面張力

2.4 體系配方優(yōu)化

經(jīng)過初步篩選后，確定了表活劑驅(qū)油體系的主要配方是石油磺酸鹽為主劑，非離子表活劑A與之復(fù)配，助劑2#為親油親水平衡劑（助表活劑）。為了讓該體系更加能適應(yīng)現(xiàn)場應(yīng)用要求，將該配方進(jìn)行了優(yōu)化。由于配方中有多種因素對配方優(yōu)化有影響，為了節(jié)省時(shí)間，采用正交法進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。其中實(shí)驗(yàn)的因素分為復(fù)配非離子表活劑A濃度（占主劑濃度），助劑2#濃度（占主劑濃度）以及平衡時(shí)間。實(shí)驗(yàn)得出表活劑最優(yōu)配方為：石油磺酸鹽、復(fù)配表活劑A與助劑比例為1：0.5：0.5。

3 實(shí)施效果分析

2015年8月2日對YB1-4-6井進(jìn)行了施工，前期注入15%濃度的PCG硅鹽樹脂30 m3，而后對表面活性劑實(shí)施注入，日注15 m3，共施工3個(gè)月。

實(shí)施調(diào)剖+表活劑驅(qū)油后，該井組對應(yīng)油井取得顯著的增油降水效果。該井組油井共計(jì)7口，實(shí)施前日產(chǎn)液52.7 m3，日產(chǎn)油0.84 t，含水率98.1%；實(shí)施后日產(chǎn)液41.5 m3，日產(chǎn)油1.41 t，含水率96%。井組累計(jì)增油112 t，有效期196天。收益43.848萬元，投入費(fèi)用10.75萬元，投入產(chǎn)出比1:4.1。

4 結(jié)論

1)調(diào)剖與表活劑驅(qū)油相結(jié)合，可有效提高多裂縫非均質(zhì)復(fù)雜油藏采出程度。2)現(xiàn)場應(yīng)用投入產(chǎn)出比為1:4.1，表明該方法的適用性，可作為提高采收率的有效手段之一。

[1]張鵬龍.表面活性劑驅(qū)油與堵水調(diào)剖相結(jié)合提高采收率[J].精細(xì)與專用化學(xué)品.2012,20(3):14-16.

[2]張 琪.采油工藝原理與設(shè)計(jì)(第一版)[M].北京:中國石油大學(xué)出版社,2006.

[3]鄒艷霞.采油工藝技術(shù)(第一版)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2014.

[4]全永旺.低滲透儲層裂縫及其對油田后期開發(fā)影響[J].內(nèi)江科技,2006(1):30.

[5]楊正茂,孫秀武.腰英臺油田注水見效規(guī)律分析[J].油氣藏評價(jià)與開發(fā),2011,1(4):40-43.

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[7]郭東紅,李 森,袁建國.表面活性劑驅(qū)的驅(qū)油機(jī)理與應(yīng)用[J].精細(xì)石油化工進(jìn)展,2002,3(7):36-41.