王正欣，張連鋒，楊璐，劉艷華，盧軍，張卓

（1.中國石化河南油田分公司石油勘探開發(fā)研究院、河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河南南陽473132；2.中國石化河南油田分公司油氣開發(fā)管理部，河南南陽473132）

雙河油田北塊Ⅱx層系含油面積6.1 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量899.0×104t，平均滲透率673×10-3μm2，地下原油黏度8.2 mPa·s，地層溫度71.0 ℃。層系于1998年1月開始，歷時(shí)近4年半，注入聚合物0.56PV，聚驅(qū)控制儲(chǔ)量553×104t，累計(jì)增產(chǎn)29.9×104t，提高采收率5.4%，聚驅(qū)效果顯著。

目前，區(qū)塊采出程度50.5 %，綜合含水98.6 %，聚合物驅(qū)開發(fā)進(jìn)入高含水階段，進(jìn)一步提高采收率的難度大：1）儲(chǔ)層宏觀及微觀的非均質(zhì)性進(jìn)一步加劇[1-2]，動(dòng)用好、貢獻(xiàn)大的仍是占很小比例的高滲透層，而中、低滲透層產(chǎn)液少或不出液[3-4]；2）采出程度高，剩余油更加分散，聚合物驅(qū)效果變差，啟動(dòng)難度更大[5-6]。因此，需要進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積和提高洗油效率以有效動(dòng)用剩余儲(chǔ)量。

PPG（黏彈顆粒驅(qū)油劑）是一種新型液流轉(zhuǎn)向劑，吸水后可溶脹，具有良好的黏彈性，在外力作用下能發(fā)生形變而通過多孔介質(zhì)，因此具備較好的運(yùn)移能力[7]。與常規(guī)聚合物驅(qū)、二元或三元復(fù)合驅(qū)的均相體系相比，由于PPG產(chǎn)品只能溶脹而不溶于水，當(dāng)與聚合物或表面活性劑復(fù)配后形成一種非均相驅(qū)油體系，這種非均相體系含有軟固體顆粒PPG，體相黏度及黏彈性比聚合物更強(qiáng)，顆粒懸浮性得到改善，流動(dòng)阻力降低，PPG顆粒通過在孔隙內(nèi)滯留，堵塞大孔隙通道，具有深部液流轉(zhuǎn)向作用，可大幅度提高聚合物的波及體積；同時(shí)疊加表面活性劑超低界面張力帶來的洗油能力，使其具有液流轉(zhuǎn)向和驅(qū)油的雙重作用[8-9]，獲得更好的驅(qū)油效果。勝利油田于2009年2月在孤島油田中一區(qū)Ng3 單元開展聚驅(qū)后井網(wǎng)調(diào)整非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層滲透率（1.5～2.5）×10-3μm2，采出程度52.3%，綜合含水98.3%，應(yīng)用非均相復(fù)合驅(qū)，含水最低下降了17.5%，日產(chǎn)油最高增加到84.7 t，取得良好的增油降水效果[10-12]。

因此，針對(duì)雙河北塊Ⅱx 層系油藏條件，設(shè)計(jì)一種由聚合物、黏彈顆粒驅(qū)油劑PPG 和高效表面活性劑組成的具有較強(qiáng)剖面調(diào)整能力和洗油能力非均相復(fù)合驅(qū)油體系，開展了驅(qū)油體系的性能評(píng)價(jià)及驅(qū)替方式優(yōu)化，從而為該類聚合物驅(qū)后油藏進(jìn)一步大幅度提高采收率提供一種技術(shù)方法。

1 實(shí)驗(yàn)條件與實(shí)驗(yàn)方法

1.1 主要實(shí)驗(yàn)材料

聚合物為雙河油田聚合物驅(qū)現(xiàn)場用部分水解聚丙烯酰胺ZJ-2，鄭州正佳公司產(chǎn)品，相對(duì)分子質(zhì)量2 600×104，水解度23%。表面活性劑為陰、陽離子復(fù)配表面活性劑HN-4，上海石油化工研究院產(chǎn)品，活性物含量50%。黏彈顆粒驅(qū)油劑PPG為鄭州正佳公司產(chǎn)系列化的具有黏彈性且在多孔介質(zhì)中可運(yùn)移的新型顆粒型產(chǎn)品，其網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)物含量25%～75%，粒徑50～200 μm，性能評(píng)價(jià)參數(shù)見表1。原油為Ⅱx 層系原油，經(jīng)過脫水處理，黏度13.9 mPa·s。配液用水為雙河油田產(chǎn)出水，水型NaHCO3、礦化度5 002 mg/L，Ca2+、Mg2+總含量22 mg/L。實(shí)驗(yàn)巖心為3倍滲透率級(jí)差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2），層間非均質(zhì)人造長巖心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm）及氣測滲透率650×10-3μm2人造長巖心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm），巖心制備采用不同目數(shù)石英砂按照一定比例混合并攪拌均勻，放入巖心制備裝置中高壓壓實(shí)、膠結(jié)而成。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 PPG黏彈性測定

在71 ℃，固定應(yīng)力、頻率，應(yīng)用HAKKE MARS流變儀在振動(dòng)過程中對(duì)待測液進(jìn)行彈性測試，記錄彈性模量、黏性模量等參數(shù)。

1.2.2 界面張力測定

用美國Texas-500C 型旋滴界面張力儀在71 ℃、4 500 r/min 條件下測量驅(qū)油體系與原油間的界面張力。

1.2.3 黏度測定

用美國DV-Ⅲ型Brookfield 黏度計(jì)在71 ℃、7.341/s剪切速率下測量驅(qū)油體系的黏度。

1.2.4 長期穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)

將待測溶液抽空除氧后通過三通移入安瓿瓶中，用火封口，于71 ℃恒溫箱中老化，間隔一定時(shí)間取出安瓿瓶測定表觀黏度、彈性模量、界面張力。

1.2.5 巖心滲流實(shí)驗(yàn)

采用氣測滲透率650×10-3μm2人造長巖心（模型入口端、距入口端15 cm 處、出口端各設(shè)有1 個(gè)測壓點(diǎn)）在71 ℃開展?jié)B流實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)在物理模擬裝置（江蘇省海安石油儀器設(shè)備廠生產(chǎn)，見圖1）上完成，用水為雙河油田產(chǎn)出水。實(shí)驗(yàn)步驟如下：①巖心抽真空飽和水，靜置24 h；②30 mL/h流速下水驅(qū)至壓力平衡（p1）；③以注入速度30 mL/h注入化學(xué)驅(qū)油體系，待壓力穩(wěn)定（p2）再水驅(qū)至壓力穩(wěn)定為止（p3）；④繪制注入壓力隨注入孔隙體積倍數(shù)變化的關(guān)系曲線，計(jì)算p2/p1為阻力系數(shù)，p3/p1為殘余阻力系數(shù)。

圖1 物理模擬裝置實(shí)物Fig.1 Physical simulation device

1.2.6 巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

在江蘇省海安石油儀器設(shè)備廠生產(chǎn)的物理模擬裝置上完成。采用3 倍滲透率級(jí)差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2）層間非均質(zhì)人造長巖心在71 ℃開展驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)在物理模擬裝置（圖1）上完成，用水為雙河油田產(chǎn)出水。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)步驟如下：①巖心抽真空飽和水后飽和原油，靜置24 h；②水驅(qū)至巖心出口端不再出油為止；③模擬一次聚驅(qū)：注入速度30 mL/h，注入0.4PV聚合物溶液（800 mg/L ZJ-2），水驅(qū)至不出油；④分別注入不同配方的驅(qū)油體系，水驅(qū)至不出油結(jié)束。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及討論

2.1 非均相復(fù)合驅(qū)油體系配方設(shè)計(jì)

2.1.1 黏彈顆粒驅(qū)油劑（PPG）篩選

雙河北塊Ⅱx層系孔隙度和滲透率中等，平均孔隙度為20%，平均空氣滲透率為0.67 μm2，因此，在PPG 的選擇上，彈性模量過高，產(chǎn)品變形能力變差，易導(dǎo)致現(xiàn)場注入困難；彈性模量太低，難以有效暫堵大孔道，實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向[13]。室內(nèi)選擇了粒徑范圍在50～200 μm的B、C、D、E、F五種PPG顆粒，在雙河油藏條件下，考察了2 000 mg/L濃度PPG水溶液分散體系的彈性特征，結(jié)果見表1。

PPG 在雙河產(chǎn)出水中溶脹后，形成非均相體系，肉眼可見PPG溶脹顆粒。由表1可以看出，相同的濃度下，5 種PPG 體系的彈性模量均大于黏性模量，黏彈性能以彈性為主，表現(xiàn)出一定的變形能力。其中，彈性模量由高到低依次為B、F、E、D、C型PPG顆粒。

表1 樣品的黏彈性能對(duì)比Table 1 Comparison of viscoelasticity

2.1.2 滲流特征評(píng)價(jià)

PPG 顆粒在水中不能完全溶解，通過加入一定濃度的聚合物溶液復(fù)配后，有助于提高PPG 的懸浮性，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積[14]。雙河北塊Ⅱx層系屬于膠結(jié)型孔隙結(jié)構(gòu)，因此，實(shí)驗(yàn)采用人造膠結(jié)巖心，在聚合物1 200 mg/L、PPG 600 mg/L濃度條件下，考察了B、C、D、E、F五種PPG復(fù)配體系在多孔介質(zhì)中的滲流特征，計(jì)算阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，結(jié)果見表2。阻力系數(shù)反映了驅(qū)替相改善流度比的能力，該值越大，流度控制能力越強(qiáng)；殘余阻力系數(shù)反映了驅(qū)替相降低水相滲透率的能力[15]。由表2可以看出，在膠結(jié)巖心注入過程中，PPG與聚合物復(fù)配后，大幅度提高了聚合物的體相黏度39%以上，P/PPG 非均相體系的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)也遠(yuǎn)高于單一聚合物溶液。通過觀察巖心注入端，B體系在注入端面有明顯的顆粒堆積，剩余的C、D、E、F體系中，D體系不但具有較高的阻力系數(shù)（381.8），還具有最高的殘余阻力系數(shù)（60.5），表現(xiàn)出良好的流度控制能力。

膠結(jié)巖心滲流特征方面，選取彈性模量最高的產(chǎn)品B、次高的產(chǎn)品F和D三種有代表性的非均相體系在巖心中的注入壓力曲線（圖2）可以看出：1）三種非均相體系在多孔介質(zhì)運(yùn)移過程，注入壓力均呈現(xiàn)不同程度的鋸齒狀波動(dòng)，表現(xiàn)出PPG“驅(qū)替—堵塞—驅(qū)替”的交替過程。2）彈性模量最高的產(chǎn)品B 在注入過程中，顆粒的變形運(yùn)移難度較大，注入端壓力大幅增加后，鋸齒狀波動(dòng)明顯。后續(xù)水驅(qū)階段，入口端注入壓力起伏上升后維持在312.5左右的高值，巖心中后段的2 個(gè)測壓孔的壓力始終較低，因此，顆粒無法完全通過注入端巖心的孔隙形成堆積，認(rèn)為產(chǎn)品B的孔徑尺寸與巖心孔隙尺寸不匹配。3）彈性模量較高的產(chǎn)品F 在注入過程中的入口注入壓力明顯升高后趨于穩(wěn)定，巖心中后段的2個(gè)測壓孔的壓力都有一定升高并趨于平穩(wěn)，表明驅(qū)油體系能夠注入中低滲透率巖心的中后部；在后續(xù)水驅(qū)階段，入口注入壓力逐漸下降趨于平穩(wěn)，巖心中后段的2個(gè)測壓孔的壓力都快速降低。4）產(chǎn)品D在注入過程中的入口注入壓力變化規(guī)律與產(chǎn)品F相似，后水驅(qū)階段，各端點(diǎn)壓力依次上升后逐漸下降趨于平穩(wěn)，表現(xiàn)出更好的流動(dòng)性和較高的殘余流動(dòng)阻力（表2）。

表2 P/PPG非均相體系的阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)Table 2 RF and RRF of P/PPG heterogeneous system

綜合上述分析認(rèn)為，PPG產(chǎn)品D與聚合物復(fù)配的非均相體系在多孔介質(zhì)中的注入壓力穩(wěn)定，形成較大的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)（表2），展現(xiàn)出良好的流度控制能力，因此，確定產(chǎn)品D作為下一步研究非均相復(fù)合體系的PPG。

圖2 P/PPG非均相體系（PPG分別為B、F、D；P為ZJ-2）在膠結(jié)巖心里的注入壓力變化曲線Fig.2 Injection pressure variation of P/PPG heterogeneous system（PPG in turn is B,F,D;P is ZJ-2）in consolidated core

2.2 表面活性劑評(píng)價(jià)

篩選表面活性劑的重要標(biāo)準(zhǔn)是使油水界面張力達(dá)到超低數(shù)量級(jí)[16-18]。表面活性劑HN-4 采用陰、陽離子型表面活性劑復(fù)配而成，陰、陽離子表面活性劑由于靜電吸引的作用，分子在界面的排布更加緊密，從而具有高界面活性及良好的應(yīng)用性能[19-20]。在雙河油藏條件下，依據(jù)勝利油田《驅(qū)油用表面活性劑技術(shù)要求》（Q/SH1020 2191-2018），考察了表面活性劑HN-4 在2 000 mg/L 濃度下的吸附量、洗油能力和180 d長期老化的穩(wěn)定性能，結(jié)果見表3?？梢钥闯?，HN-4表面活性劑溶液與油砂充分接觸后的吸附量為1.71 mg/g，洗油能力高達(dá)74%，且在油藏溫度長期老化后的油水界面張力能維持在10-4mN/m 數(shù)量級(jí)，具備較低的吸附量、良好的洗油能力和長期穩(wěn)定性能。

表3 表面活性劑HN-4的性能評(píng)價(jià)Table 3 Performance evaluation of surfactant HN-4

圖3為表面活性劑HN-4在50～3 000 mg/L濃度范圍下的動(dòng)態(tài)界面張力曲線。從曲線可以看出，在100 mg/L 低濃度下，溶液界面張力值即可達(dá)到1.78×10-2mN/m，在300 mg/L～3 000 mg/L 濃度范圍內(nèi)，溶液的界面張力值維持在10-4mN/m。因此，HN-4表面活性劑在低濃度區(qū)域可以維持超低界面張力，具有較強(qiáng)的界面活性和抵抗稀釋擴(kuò)散的能力。

圖3 表面活性劑濃度對(duì)動(dòng)態(tài)界面張力的影響曲線Fig.3 Influence curve of surfactant concentration on dynamic interfacial tension

2.3 非均相復(fù)合體系性能評(píng)價(jià)

2.3.1 不同類型非均相體系性能對(duì)比

采用雙河產(chǎn)出水分別配制1 200 mg/L ZJ-2聚合物溶液，1 200 mg/L ZJ-2+2 000 mg/L HN-4 二元體系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG 非均相體系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG+2 000 mg/L HN-4非均相體系，對(duì)比考察了單一聚合物、PS 二元體系、P/PPG 非均相體系、P/PPG/S 非均相體系的黏彈性和界面性能(表4、圖4)，從而評(píng)估非均相體系較常規(guī)均相體系的技術(shù)優(yōu)勢(shì)。

圖4 不同類型驅(qū)油體系動(dòng)態(tài)界面張力曲線Fig.4 Dynamic interfacial tension of different oil displacement systems

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：1）在PPG 與聚合物復(fù)配體系中，大量分布的PPG 與黏稠的本體溶液形成了結(jié)構(gòu)黏度[21],使得該體系除對(duì)顆粒的懸浮攜帶能力增強(qiáng)外，較單一聚合物溶液體系體相黏度、黏彈性顯著增加（表3），非均相體系偏彈性，改變了聚合物溶液偏黏性的特點(diǎn)，因此，能夠進(jìn)一步提高封堵強(qiáng)度，更有效改善波及狀況；2）表面活性劑濃度2 000 mg/L 時(shí)，P/PPG/S非均相復(fù)合體系較傳統(tǒng)P/S二元體系的界面張力有所上升，PPG 的加入延長了表面活性劑降低界面張力的作用時(shí)間（圖4），但體系界面張力可以達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)，仍能夠較好地發(fā)揮表面活性劑的界面性能；3）配方1 200 mg/L P +600 mg/L PPG+2 000 mg/L S 可以達(dá)到良好的表觀黏度、黏彈性和超低界面張力，從而表明設(shè)計(jì)的非均相體系較常規(guī)均相體系具有更好的擴(kuò)大波及和洗油作用疊加能力。

2.3.2 化學(xué)體系長期熱穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)

采用雙河產(chǎn)出水分別配制1 200 mg/L ZJ-2聚合物溶液，2 000 mg/L HN-4表面活性劑溶液，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG 非均相體系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG +2 000 mg/L HN-4 非均相體系，四種驅(qū)油體系在71 ℃條件下老化90～180 d 后的表觀黏度、彈性模量、界面張力與老化時(shí)間的關(guān)系見圖5。

由圖5可以看出：1）在71 ℃長期老化過程中，單一聚合物溶液表觀黏度維持穩(wěn)定；P/PPG非均相體系黏度緩慢上升；P/PPG/S 非均相體系黏度明顯增加，表面活性劑的老化增黏作用明顯；2）老化90 d 過程中，P/PPG 與P/PPG/S 非均相體系的彈性模量明顯增加后趨于平穩(wěn)，兩者老化的表觀黏度相差較大，彈性性能相當(dāng)，表明表面活性劑對(duì)非均相體系的彈性模量影響有限；3）界面性能方面，P/PPG/S 非均相復(fù)合體系的油水界面張力隨著黏度增加，略有上升，180 d老化過程中，界面張力可以維持在5×10-3mN/m 以下，熱穩(wěn)定性能良好。

2.3.3 驅(qū)油效果評(píng)價(jià)

由于注入方式包括多級(jí)段塞設(shè)計(jì)，短巖心無法精確計(jì)量注入孔隙倍數(shù)，因此，在驅(qū)油效果評(píng)價(jià)上，采用3倍滲透率級(jí)差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2）的人造層間非均質(zhì)模型優(yōu)化注入方式。

表4 不同類型驅(qū)油體系黏彈性、界面性能對(duì)比Table 4 Comparison of viscoelasticity and interfacial properties of different oil displacement systems

圖5 驅(qū)油體系表觀黏度、彈性模量、界面張力與老化時(shí)間的關(guān)系曲線Fig.5 Relation between apparent viscosity,elastic modulus,interfacial tension and aging time of oil displacement system

分別考察了P/S 二元復(fù)合驅(qū)，在P/S 二元復(fù)合驅(qū)前后增加高濃度聚合物調(diào)剖段塞、P/PPG非均相體系段塞以及采取在P/PPG/S 非均相復(fù)合驅(qū)前后增加P/PPG 調(diào)剖段塞這四種注入方式下的驅(qū)油效果。在段塞組合中，P/S二元復(fù)合驅(qū)配方為1 500 mg/LZJ-2+2 000 mg/L HN-4，調(diào)剖的高濃度聚合物驅(qū)配方為1 800 mg/LZJ-2，P/PPG非均相體系配方為1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D，P/PPG/S 非均相體系配方為1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D+2 000 mg/L HN-4。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：1）在水驅(qū)過程中，高滲層出現(xiàn)了明顯的竄流，導(dǎo)致水驅(qū)采收率低；在聚驅(qū)過程中，低滲層有了進(jìn)一步動(dòng)用，但是剖面改善效果有限，因此一次聚驅(qū)采收率在41 %～46 %。2）P/PPG非均相體系作為調(diào)剖段塞，具備與P/S二元復(fù)合驅(qū)油體系良好的協(xié)同增效作用。一次聚驅(qū)后，P/PPG非均相調(diào)剖段塞與二元體系結(jié)合的注入方式提高采收率高于二元復(fù)合驅(qū)注入方式3.9%，也高于高濃度聚合物做調(diào)剖段塞的組合注入方式4.6%，從而表現(xiàn)出在非均質(zhì)巖心驅(qū)油過程中更好的流度改善作用。3）PPG 顆粒具備全過程調(diào)驅(qū)的良好性能，進(jìn)一步采用P/PPG 調(diào)剖段塞與P/PPPG/S 非均相體系組合注入方式，一次聚驅(qū)后可以進(jìn)一步提高采收率27.8%，高于其他注入方式5 %。因此，從數(shù)據(jù)間縱向?qū)Ρ冉Y(jié)果，綜合考慮驅(qū)油效果和驅(qū)油成本，推薦現(xiàn)場應(yīng)用的注入方式為：0.1PVP/PPG 非均相體系+0.35PVP/PPG/S非均相體系+0.05PVP/PPG非均相體系。

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1）針對(duì)雙河油田北塊Ⅱx層系聚合物驅(qū)后油藏條件，篩選評(píng)價(jià)了一種由聚合物、PPG和高效表面活性劑組成的非均相復(fù)合驅(qū)油體系，具有高黏彈、超低界面張力的優(yōu)異性能，從而具備改善聚驅(qū)后儲(chǔ)層非均質(zhì)性，擴(kuò)大波及體積，同時(shí)提高驅(qū)油效率的能力。

2）在聚合物溶液中加入PPG 顆粒形成非均相體系，其表觀黏度、黏彈模量均顯著增加，具有良好的流動(dòng)性和較高的殘余流動(dòng)阻力，表現(xiàn)出良好的流度控制能力。

3）在P/PPG 非均相體系中進(jìn)一步加入表面活性劑，驅(qū)油體系能夠在維持良好的黏彈性能同時(shí)，大幅度降低油水界面張力至10-3mN/m 超低數(shù)量級(jí)。非均相驅(qū)油體系在71 ℃老化過程中，黏彈性能較初始值進(jìn)一步上升，界面張力維持在5×10-3mN/m數(shù)量級(jí)以下，穩(wěn)定性能良好。

4）優(yōu)選的非均相體系具有穩(wěn)定的攜帶運(yùn)移作用，對(duì)地層堵塞風(fēng)險(xiǎn)小，在層狀非均質(zhì)儲(chǔ)層具備較好的流度控制能力，推薦現(xiàn)場應(yīng)用的注入方式為：0.1PVP/PPG 非均相體系+0.35PVP/PPG/S 非均相體系+0.05PVP/PPG 非均相體系，其中P/PPG 非均相體系配方為1200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D，P/PPG/S非均相體系配方為1 200 mg/L ZJ-2 +600 mg/L D +2 000 mg/L HN-4。巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，聚合物驅(qū)后可提高采收率27.8%，雙河油田北塊Ⅱx層系采用非均相復(fù)合驅(qū)作為聚合物驅(qū)后提高采收率的接替技術(shù)具備有效提高區(qū)塊原油采收率的能力。

表5 不同注入方式的驅(qū)油效果對(duì)比Table 5 Comparison of oil displacement effect of different injection methods