梁承春，李和清，王 強(qiáng)，劉 剛，任小龍，劉俊杰

(1中石化華北油氣分公司勘探開發(fā)研究院 2中國石油渤海鉆探工程公司定向井分公司 3中國石油渤海鉆探工程公司鉆井技術(shù)服務(wù)分公司 4青海油田分公司采油二廠 5青海油田分公司采油五廠)

目前，我國很多油田已經(jīng)進(jìn)入高含水開發(fā)的中后期階段，因此，為了進(jìn)一步的增油控水，提高原油的采收率，各種化學(xué)驅(qū)油技術(shù)在各大油田得到了廣泛的應(yīng)用，其中包括堿驅(qū)、泡沫驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、聚合物驅(qū)以及多元復(fù)合驅(qū)等技術(shù)[1-5]。而陸上某油田屬于高溫高鹽儲(chǔ)層，且非均質(zhì)性較強(qiáng)，使用以上常規(guī)化學(xué)驅(qū)油技術(shù)時(shí)容易受到各種限制，驅(qū)油效果較差。主要表現(xiàn)為堿驅(qū)時(shí)容易在高礦化度鹽水中發(fā)生堿結(jié)垢，從而對(duì)地層產(chǎn)生二次損害；而泡沫驅(qū)和部分新型表面活性劑驅(qū)雖然可以在高溫高鹽地層中使用，但由于其封堵性能較差，不適用于非均質(zhì)性較強(qiáng)的儲(chǔ)層；普通聚合物的耐溫抗鹽性能較差，在高溫、高礦化度以及地層流體稀釋剪切等作用下，聚合物黏度會(huì)急劇下降，從而降低了其流度控制能力，影響驅(qū)油效果；而常規(guī)的堿-表面活性劑以及聚合物-表面活性劑等多元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)在高溫高鹽地層中同樣會(huì)由于以上原因而降低其驅(qū)油效率[6-9]。鑒于以上原因，有必要針對(duì)高溫高鹽以及非均質(zhì)性較強(qiáng)的油藏開展新型化學(xué)驅(qū)油技術(shù)的研究。

針對(duì)陸上某油田地層特點(diǎn)，筆者使用新型改性疏水締合聚合物GYZ-2和復(fù)合交聯(lián)劑FJL-3，研制了一種新型聚合物凝膠，并結(jié)合耐溫抗鹽型陰-非離子表面活性劑YSF-2，形成了一套適合高溫高鹽儲(chǔ)層的新型聚合物凝膠-表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系。由于新型聚合物凝膠和表面活性劑均具有良好的耐溫抗鹽性能，在高溫、高礦化度條件下新型聚合物凝膠仍具有良好的剖面改善能力，對(duì)高滲層產(chǎn)生封堵，使后續(xù)表面活性劑進(jìn)入剩余油較多的中、低滲層，充分發(fā)揮表面活性劑洗油效率高的特點(diǎn)，二者的協(xié)同作用達(dá)到提高高溫高鹽儲(chǔ)層采收率的目的[10-15]。本文對(duì)新型聚合物凝膠以及表面活性劑的耐溫抗鹽性能、配伍性、調(diào)剖效果以及驅(qū)油效果進(jìn)行了室內(nèi)評(píng)價(jià)，并在現(xiàn)場(chǎng)成功進(jìn)行了應(yīng)用，以期為此類油田繼續(xù)提高采收率提供一定的參考和借鑒。

一、實(shí)驗(yàn)部分

1.實(shí)驗(yàn)材料及儀器

實(shí)驗(yàn)材料：新型改性疏水締合聚合物GYZ-2，相對(duì)分子質(zhì)量為6.8×106；復(fù)合交聯(lián)劑FJL-3；陰-非離子表面活性劑YSF-2；不同礦化度鹽水(使用NaCl、CaCl2和MgCl2等分析純無機(jī)鹽配制，礦化度分別為50 g/L、100 g/L、150 g/L和200 g/L)；模擬地層水(總礦化度為105 450 mg/L)；模擬油(儲(chǔ)層脫氣原油與煤油按1∶1混合而成，50℃下黏度為2.4 mPa·s)；填砂管(長度為50 cm、直徑為2.5 cm)；石英砂；人造裂縫巖心(長度為30 cm、直徑為2.5 cm)。

實(shí)驗(yàn)儀器：DV2THA型數(shù)顯黏度計(jì)；TX-500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀；CK-1型巖心抽真空飽和實(shí)驗(yàn)裝置；DHG-90A型恒溫干燥箱；DQT-1型多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置。

2.實(shí)驗(yàn)方法

2.1 耐溫抗鹽性能評(píng)價(jià)方法

(1)新型聚合物凝膠耐溫抗鹽性能。使用不同礦化度的鹽水配制聚合物凝膠溶液(1 500 mg/L新型改性疏水締合聚合物GYZ-2+200 mg/L復(fù)合交聯(lián)劑FJL-3)，然后在不同溫度下靜置，觀察記錄成膠時(shí)間，成膠后繼續(xù)靜置老化30 d，取出測(cè)定其黏度變化情況。

(2)表面活性劑耐溫抗鹽性能。使用不同礦化度的鹽水配制表面活性劑溶液(3 000 mg/L陰-非離子表面活性劑YSF-2)，然后在不同溫度下靜置老化30 d后，取出測(cè)定其與模擬油之間的界面張力值變化情況。

2.2 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系配伍性實(shí)驗(yàn)

使用模擬地層水配制新型聚合物凝膠(配方同2.1)，待其成膠后加入3 000 mg/L陰-非離子表面活性劑YSF-2，將其在90℃下靜置老化不同時(shí)間后，取出測(cè)定體系的黏度以及與模擬油之間的界面張力值變化情況。

2.3 新型聚合物凝膠調(diào)剖實(shí)驗(yàn)

使用并聯(lián)填砂管驅(qū)替實(shí)驗(yàn)來評(píng)價(jià)新型聚合物凝膠的調(diào)剖效果，具體實(shí)驗(yàn)步驟為：①分別將填砂管填制成不同的滲透率級(jí)差，飽和模擬地層水，測(cè)定水滲透率；②使用模擬地層水以恒定的流速(0.3 mL/min)驅(qū)替填砂管至壓力穩(wěn)定，計(jì)算高、低滲填砂管的分流率；③以相同的流速注入0.5 PV的新型聚合物凝膠(模擬地層水配制)，然后將填砂管置于90℃下放置一段時(shí)間，待其成膠；④繼續(xù)以相同的流速驅(qū)替模擬地層水，直至壓力穩(wěn)定，計(jì)算高、低滲填砂管的分流率，并計(jì)算最終的剖面改善率η。

η=(Qhb/Qlb—Qha/Qla)/(Qhb/Qlb)

(1)

式中：Qhb、Qha—高滲填砂管注入新型聚合物凝膠前、后的分流率；Qlb、Qla—低滲填砂管注入新型聚合物凝膠前、后的分流率。

2.4 模擬巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

①將人造裂縫巖心烘干后稱重，然后飽和模擬地層水后稱濕重，計(jì)算孔隙體積和孔隙度；②將巖心飽和模擬油，然后在90℃下靜置老化24 h后備用；③以0.3 mL/min的流速水驅(qū)，至含水率達(dá)到98%以上為止，記錄驅(qū)替過程的壓力和含水率變化情況，并計(jì)算水驅(qū)采收率；④以0.3 mL/min的流速注入0.5 PV的新型聚合物凝膠(模擬地層水配制)，在90℃下靜置一段時(shí)間，待其成膠后再以相同的流速注入0.5 PV的表面活性劑溶液(模擬地層水配制)；⑤將巖心再次使用水驅(qū)至含水率達(dá)到98%以上為止，記錄壓力及含水率變化情況，計(jì)算最終采收率；⑥將步驟④的實(shí)驗(yàn)條件更換為單獨(dú)注入0.5 PV的聚合物凝膠以及單獨(dú)注入0.5 PV的表面活性劑溶液，重復(fù)以上驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，對(duì)比考察不同實(shí)驗(yàn)條件下的驅(qū)油效果。

二、結(jié)果與討論

1.耐溫抗鹽性能

1.1 新型聚合物凝膠耐溫抗鹽性能

按照耐溫抗鹽性能評(píng)價(jià)方法，評(píng)價(jià)了新型聚合物凝膠溶液在不同溫度和不同礦化度條件下的成膠時(shí)間和黏度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1和圖1。

表1 不同實(shí)驗(yàn)條件下的成膠時(shí)間

圖1 新型聚合物凝膠耐溫抗鹽性能評(píng)價(jià)結(jié)果

由以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，隨著溶液礦化度和老化溫度的不斷升高，新型聚合物凝膠的成膠時(shí)間逐漸縮短，并且黏度逐漸減小。這是由于溫度的升高加劇了分子之間的熱運(yùn)動(dòng)，對(duì)交聯(lián)反應(yīng)起到了一定的促進(jìn)作用，從而縮短了成膠時(shí)間；而溶液礦化度的增大，使溶液中聚合物的分子鏈變得卷曲，抑制了其伸展性，縮小了分子的有效體積，從而使交聯(lián)反應(yīng)受到一定程度的抑制。當(dāng)?shù)V化度為200 g/L，老化溫度為110℃時(shí)，體系的成膠時(shí)間為35 h，成膠黏度為1 829 mPa·s，可以看出新型聚合物凝膠仍具有良好的成膠性能，說明其具有良好的耐溫抗鹽性能。

1.2 表面活性劑耐溫抗鹽性能

按照耐溫抗鹽性能評(píng)價(jià)方法，評(píng)價(jià)了表面活性劑溶液在不同溫度和不同礦化度條件下與模擬油之間的界面張力值，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 表面活性劑耐溫抗鹽性能評(píng)價(jià)結(jié)果

由圖2結(jié)果可知，隨著溶液礦化度和老化溫度的增大，表面活性劑溶液與模擬油之間的界面張力值逐漸增大，當(dāng)老化溫度為110℃、礦化度為200 g/L時(shí)，表面活性劑溶液老化30 d后的界面張力值仍能保持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)之內(nèi)，說明表面活性劑溶液具有良好的耐溫抗鹽性能。這是由于表面活性劑YSF-2分子中同時(shí)含有陰離子基團(tuán)和非離子基團(tuán)，其融合了陰離子表面活性劑和非離子表面活性劑的優(yōu)點(diǎn)，具有更強(qiáng)的耐溫抗鹽性能。

2.復(fù)合調(diào)驅(qū)體系配伍性

按照復(fù)合調(diào)驅(qū)體系配伍性實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)了新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系之間的配伍性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

表2 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系配伍性評(píng)價(jià)結(jié)果

由表2結(jié)果可知，新型聚合物凝膠中加入表面活性劑后體系的黏度值有所下降，界面張力值有所增大。且隨著老化時(shí)間的延長，體系黏度逐漸減小，界面張力逐漸增大。當(dāng)老化30 d后，體系的黏度仍能達(dá)到1 708 mPa·s，界面張力仍能維持在10-2mN/m數(shù)量級(jí)范圍內(nèi)，說明新型聚合物凝膠與表面活性劑之間具有良好的配伍性。

3.新型聚合物凝膠調(diào)剖效果

按照新型聚合物凝膠調(diào)剖實(shí)驗(yàn)，評(píng)價(jià)了不同滲透率級(jí)差條件下新型聚合物凝膠的調(diào)剖效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 不同滲透率級(jí)差下新型聚合物凝膠的調(diào)剖效果

由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，注入新型聚合物凝膠調(diào)剖后，高、低滲填砂管的分流率發(fā)生了明顯變化，高滲填砂管分流率明顯下降，低滲填砂管分流率明顯升高，且填砂管的滲透率級(jí)差越大，聚合物凝膠的調(diào)剖效果越好。注入新型聚合物凝膠調(diào)剖后，填砂管滲透率級(jí)差為2.51、5.13和8.52時(shí)對(duì)應(yīng)的剖面改善率分別為62.05%、83.70%和92.77%。

4.驅(qū)油效果

按照模擬巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，分別對(duì)比評(píng)價(jià)了新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系、單獨(dú)新型聚合物凝膠以及單獨(dú)表面活性劑的驅(qū)油效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 不同實(shí)驗(yàn)條件下的驅(qū)油效果

由表4實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知，巖心水驅(qū)采收率在41%左右，注入新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系、單獨(dú)新型聚合物凝膠以及單獨(dú)表面活性劑后的采收率增幅分別為25.35%、15.50%和13.00%(兩次實(shí)驗(yàn)的平均值)，其中注入新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系時(shí)的采收率增幅最大。

綜合以上結(jié)果認(rèn)為注入新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的驅(qū)油效果明顯優(yōu)于單獨(dú)注新型聚合物凝膠和單獨(dú)注表面活性劑，這是由于新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系既能起到良好的剖面調(diào)整效果，提高后續(xù)注入流體的波及效率，同時(shí)體系中的表面活性劑與巖心孔隙中的剩余油接觸后，能夠通過降低油水界面張力、改變潤濕性以及乳化原油等作用，將更多的剩余油從巖心孔隙中驅(qū)替出來，從而達(dá)到提高原油采收率的目的。

三、礦場(chǎng)應(yīng)用效果分析

陸上西部某油田地層溫度達(dá)到110℃左右，地層水礦化度為105 450 mg/L，屬于典型的高溫高鹽儲(chǔ)層。該區(qū)塊內(nèi)M井組共有注水井1口，生產(chǎn)井3口，實(shí)施調(diào)驅(qū)措施前該區(qū)塊內(nèi)生產(chǎn)井的綜合含水率較高，油層水淹和水竄的現(xiàn)象比較突出，注水開發(fā)效果較差。因此，決定在M井組開展新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)，實(shí)施調(diào)驅(qū)措施后，該區(qū)塊內(nèi)的注水井M-1井注水壓力明顯升高，注入壓力由調(diào)驅(qū)前的7.2 MPa升高至9.1 MPa，吸水剖面得到明顯改善，吸水層數(shù)由6層增加至8層，吸水厚度由9.1 m增加至18.3 m。從表5結(jié)果可知，實(shí)施復(fù)合調(diào)驅(qū)措施后，目標(biāo)區(qū)塊內(nèi)三口生產(chǎn)井的平均日產(chǎn)油量由措施前的13.1 m3增大至28.3 m3，平均含水率由措施前的89.4%降低至81.8%，增油效果顯著。說明研制的新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系能夠應(yīng)用于高溫高鹽儲(chǔ)層，起到良好的調(diào)剖驅(qū)油效果。

表5 生產(chǎn)井調(diào)驅(qū)措施前后產(chǎn)油量和含水率對(duì)比結(jié)果

四、結(jié)論

(1)新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系具有良好的耐溫抗鹽性能、剖面改善效果以及良好的驅(qū)油效果，其能夠通過新型聚合物凝膠的調(diào)剖作用，并結(jié)合表面活性劑的洗油效果，可以使巖心水驅(qū)后的采收率繼續(xù)提高25%以上，驅(qū)油效果明顯優(yōu)于單獨(dú)注新型聚合物凝膠或單獨(dú)注表面活性劑。

(2)高溫高鹽油藏礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，實(shí)施新型聚合物凝膠/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)措施后，目標(biāo)區(qū)塊內(nèi)注水井注入壓力明顯升高，吸水剖面得到改善，生產(chǎn)井的產(chǎn)油量顯著增大，含水率下降，達(dá)到了良好的增油效果。