舒 展，裴海華，張貴才，曹 旭，鄭家禎，蔣 平

（中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580）

目前開發(fā)稠油油藏主要以熱采的方法為主［1-5］。隨著注汽強度提高，汽竄現(xiàn)象變得更加明顯。汽竄現(xiàn)象使得蒸汽在油藏各個方向上受熱不均，從而出現(xiàn)蒸汽的熱損失增加、蒸汽的波及體積變小、開發(fā)成本提高等問題［6-9］。使用合適的封竄劑能有效控制蒸汽超覆和汽竄現(xiàn)象，提高蒸汽的波及體積，進而提高稠油的開發(fā)效率［10-12］。目前，封竄劑調驅技術多使用無機顆?；蛘吲菽鳛槎聞﹣砀纳普羝岄_發(fā)效果［13-15］。無機顆粒雖然耐高溫，但對地層傷害較大并且難以注入地層深部，而泡沫則耐溫性能較差。本文用石油樹脂顆粒、陰離子型表面活性劑和水溶性高分子聚合物制備了耐高溫封竄劑，將羧酸鹽表面活性劑和磺酸鹽類表面活性劑復配制得洗油劑。通過物理模擬實驗研究了封竄劑和洗油劑復合調驅技術，考察了封竄劑的注入性和封堵性，以及復合調驅體系提高蒸汽驅采收率的能力。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

分散劑:磺酸鹽陰離子型表面活性劑（TA）、羧酸鹽陰離子型表面活性劑（TC），東營達維化學有限公司；穩(wěn)定劑:水溶性高分子聚合物（QJ），成都科宏化學品公司；洗油劑:羧酸鹽陰離子型表面活性劑（DF）、磺酸鹽陰離子型表面活性劑（OB），東營達維化學有限公司；石油樹脂顆粒，直徑為10數30 μm，東營達維化學有限公司；稠油，50℃下的黏度為25 Pa·s；地層水，礦化度41102 mg/L，離子組成（單位mg/L）為:K++Na+11865、Ca2+1765、Mg2+201、SO42-723、HCO3-196、Cl-26352；填砂管長度20 cm、直徑2.5 cm；天然石英砂，粒徑60數120目。

ZQY-1高溫物理模擬實驗裝置、A-2001蒸汽發(fā)生器，江蘇海安縣石油科研儀器廠；TLH5Y 氣體流量計，美國Parker Hannifin 公司；PC-6 超聲波清洗器，昆山市超聲儀器有限公司；SD-201油水分離器，沈陽金城玻璃儀器廠；TX-500C 界面張力儀，美國CNG公司；DV-Ⅱ+Pro型黏度計，美國Brookfield公司；Spectrum 722E 可見分光光度計，上海光譜儀器有限公司。

1.2 實驗方法

（1）封竄劑注入性能評價

為研究不同滲透率地層中封竄劑（1%石油樹脂顆粒+0.05%TC/TA（2∶3）+0.7%QJ）的注入性能，用填砂管填制滲透率為1.8數6.9 μm2的模擬巖心，以1.67 mL/min 的速度注入250℃的蒸汽，記錄壓力穩(wěn)定值p1，再以3.33 mL/min的速度注入2 PV封竄劑，記錄壓力穩(wěn)定值p2。按1.67×p2/（3.33×p1）計算阻力系數Fr。

（2）封竄劑封堵性能評價

在60℃下，向滲透率不同的填砂管中分別注入2 PV 封竄劑，然后將填砂管置于250℃烘箱中老化2 h，以1.67 mL/min的速度注入20 PV溫度為250℃的蒸汽，記錄蒸汽驅過程中的壓力變化，計算蒸汽注入過程中的封堵率。

（3）洗油劑優(yōu)選與耐溫性能評價

將兩種表面活性劑按不同質量比復配（總質量分數為0.6%），與稠油在90℃下混合，測定油水界面張力，優(yōu)選出最佳洗油劑體系。用地層水配制質量分數為0.6%的洗油劑，倒入高溫高壓熱處理容器中，密封后置于90數250℃的恒溫箱中24 h，取出冷卻后得到高溫處理試樣。取60數80目干凈的天然石英砂與稠油按質量比4∶1混合、室溫靜置老化；然后將油砂與0.6%的洗油劑以質量比1∶10 混合并老化48 h（每天上午、下午各搖動一次）；將老化后的混合液體取出，用石油醚以10 倍的質量比萃取原油，取上清液測定其吸光度，計算洗油效率。

（4）物理模擬實驗

①洗油劑體系物理模擬實驗。用干燥的石英砂填制填砂管，計算孔隙體積和孔隙度；使用平流泵以1.67 mL/min 的流速注水直至壓力穩(wěn)定，記錄平衡壓力值，根據達西公式計算填砂管的滲透率；將填砂管置于60℃烘箱中，以1.67 mL/min 的流速注入原油，待填砂管出口端含油量高于98%后停止注入，記錄出水總體積即為飽和油量；一次蒸汽驅:以1.67 mL/min 的流速注入蒸汽，至產出液含水率達到98%為止，記錄產出液含水情況，計算采收率；以3.33 mL/min 的流速注入0.3 PV 洗油劑，老化12 h；二次蒸汽驅:以1.67 mL/min 的速度注入蒸汽，待產出液的含水率超過98%后關泵，計算產出液的含水情況和采收率。②洗油劑與封竄劑結合物理模擬實驗。驅替過程與①基本一致，差別僅在注入0.3 PV洗油劑前先注入0.5 PV封竄劑。

2 結果與討論

2.1 封竄劑性能評價

2.1.1 注入性能

在滲透率不同的填砂管中注入蒸汽和封竄劑，阻力系數計算結果如表1 所示。隨著滲透率的增加，封竄劑注入壓力平衡值逐漸減小。這是由于滲透率較大的地層孔喉直徑較大，蒸汽流動阻力較小，因此注入壓力較小。對于滲透率大于3.0 μm2的填砂管，封竄劑的阻力系數較低，注入性能較好。

表1 封竄劑在不同滲透率填砂管中的注入壓力與阻力系數

2.1.2 封堵性能

在滲透率不同的填砂管中注入封竄劑和蒸汽后，封堵率的變化如表2所示。在不同滲透率下，經蒸汽長時間沖刷后，封竄劑的封堵率均能保持在90%以上，封堵率降幅最大僅為2%，表明封竄劑的耐沖刷性能較好。

表2 封竄劑對不同滲透率填砂管的封堵率

2.2 洗油劑優(yōu)選與耐溫性能評價

2.2.1 洗油劑優(yōu)選

兩種表面活性劑不同復配比下的洗油劑與稠油在90℃下的動態(tài)界面張力如表3 所示。在DF 中加入OB可使界面張力降至超低。當表面活性劑的復配比大于1∶1 時，油水動態(tài)界面張力的最小值（IFTmin）達到10-3mN/m 數量級，且油滴很快被拉斷。這是由于羧酸鹽陰離子型表面活性劑DF與磺酸鹽陰離子型表面活性劑OB復配可使表面活性劑分子在油水界面排列更加緊密，獲得更低的油水界面張力。因此洗油劑中表面活性劑DF、OB 適宜的質量比為1.5∶1，后續(xù)實驗均按此配制洗油劑。

表3 0.6% DF與OB復配體系的動態(tài)界面張力

2.2.2 洗油劑耐溫性能

經不同溫度處理后的洗油劑的吸光度和洗油效率如表4 所示。隨著溫度的上升，洗油效率有所下降，但在不同溫度下洗油劑的洗油效率均能達到40%以上，說明在高溫條件下該洗油劑對稠油的洗油效果較好。

表4 不同溫度下0.6%洗油劑的洗油效率

2.3 巖心驅油效果

2.3.1 洗油劑驅油

在滲透率為4.768、4.865 μm2的填砂管中進行洗油劑驅油實驗。由滲透率為4.768 μm2的填砂管驅油結果（見圖1）可以看出，一次蒸汽驅累計采收率為44%，注入0.3 PV 洗油劑后，二次蒸汽驅累計采收率達到59%，洗油劑的采收率增值為15%。滲透率為4.865 μm2的填砂管中，一次蒸汽驅采收率為47%，注入洗油劑后，二次蒸汽驅累計采收率為61%，洗油劑的采收率增值為14%。可以看出，單獨使用洗油劑可以提高采收率14%以上。這是由于洗油劑的注入降低了油水之間的界面張力，提高了洗油效率和采收率。

圖1 洗油劑在填砂管中的驅油效果

2.3.2 洗油劑與封竄劑配合驅油

在滲透率為4.636 μm2的填砂管中進行洗油劑與封竄體系配合驅油實驗，結果如圖2 所示。一次蒸汽驅累計采收率為45%，依次注入0.5 PV封竄劑與0.3 PV 洗油劑后，二次蒸汽驅累積采收率達到71%，采收率提高26%，相較于單獨使用洗油劑，采收率大幅提高。這是由于在未注入封竄劑的情況下，由于高滲層流動阻力小，洗油劑優(yōu)先進入高滲層而少量會進入低滲層，這就導致洗油劑的波及系數降低，提高采收率的效果降低；而當洗油劑與封竄劑配合使用時，注入封竄劑，同樣會優(yōu)先進入高滲層，在高滲層起到封堵的效果，提高二次蒸汽驅時的蒸汽波及系數，同時由于封竄劑的作用，洗油劑能進入中、低滲透率的地層，提高洗油劑的波及系數，進而提高采收率。

圖2 洗油劑與封竄劑復合調驅效果

3 結論

用石油樹脂顆粒、陰離子型表面活性劑和水溶性高分子聚合物制備的耐高溫封竄劑注入性和封堵性較好，在250℃高溫下具有較好的耐沖刷性能。將羧酸鹽陰離子型表面活性劑和磺酸鹽陰離子型表面活性劑按質量比1.5∶1復配制得的洗油劑可使油水界面張力達到10-3mN/m 數量級，在90數250℃的洗油效率可達40%以上。巖心驅油實驗結果表明，單獨使用洗油劑可提高采收率約14%，洗油劑與封竄劑配合使用則可提高采收率26%。