吳紅燭，韓昭海，王鳳剛，王艷艷，張葳

(1. 浙江省地球物理地球化學(xué)勘查院，浙江杭州 310005；2. 長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750000；3. 北京宇畔科技發(fā)展有限公司，北京昌平 102200；4. 中國石油東方地球物理公司裝備服務(wù)處北疆作業(yè)部，新疆烏魯木齊 830016；5. 中國石油玉門油田公司鴨兒峽采油作業(yè)區(qū)，甘肅酒泉 735000)

裂縫性油藏通常具有較強(qiáng)的儲(chǔ)層非均質(zhì)性，并且地層中裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)復(fù)雜多變，在注水開發(fā)過程中較易形成水竄通道，長期注水開發(fā)極易引起嚴(yán)重的水淹現(xiàn)象，進(jìn)而嚴(yán)重影響此類油藏的正常生產(chǎn)開發(fā)[1-5]。

目前，針對(duì)裂縫性油藏提高采收率的方法主要是調(diào)剖堵水技術(shù)，即在高滲透層位注入調(diào)剖劑，通過封堵大孔道以及裂縫的方法來調(diào)整儲(chǔ)層的吸水剖面，使后續(xù)注水開發(fā)能夠更多地波及到低滲透層，進(jìn)而提高裂縫性油藏的水驅(qū)油效率[6-10]。該類技術(shù)通常較為注重對(duì)高滲透層的封堵，往往忽略了低滲透層小孔隙中剩余油的洗油效率，在對(duì)高滲透層進(jìn)行有效封堵后，繼續(xù)注水開發(fā)往往達(dá)不到較好的驅(qū)油效果。為此，筆者將聚合物微球和表面活性劑相結(jié)合，提出了1種適合裂縫性油藏水竄水淹儲(chǔ)層的高效調(diào)控驅(qū)油技術(shù)，即在裂縫性油藏水驅(qū)開發(fā)后首先注入聚合物微球?qū)Ω邼B層進(jìn)行有效封堵，再繼續(xù)注入表面活性劑來提高低滲透層的驅(qū)油效率，進(jìn)而提高該類型油藏的驅(qū)油效率[11-16]。

1 試驗(yàn)部分

1.1 主要試驗(yàn)材料及儀器

表面活性劑BMY-11，聚合物微球JHWQ-3，實(shí)驗(yàn)室自制；氯化鈉，氯化鉀，氯化鈣，氯化鎂，無水硫酸鈉，碳酸鈉，碳酸氫鈉，均為分析純，國藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司；儲(chǔ)層原油(室溫下黏度為1.66 mPa·s，密度為0.894 g/cm3)；人造巖心，北京華瑞新成科技有限公司。

HZ-800型全自動(dòng)表/界面張力測定儀，淄博博山海分儀器廠；MTP型全自動(dòng)超聲乳化儀，武漢科爾達(dá)醫(yī)療科技有限公司；LS-CWM(3)系列型激光粒度儀，鄭州南北儀器設(shè)備有限公司；DHG-9073A型電熱恒溫鼓風(fēng)干燥箱，上海儀天科學(xué)儀器有限公司；多功能巖心驅(qū)替試驗(yàn)裝置，海安縣石油科研儀器有限公司。

1.2 試驗(yàn)方法

1.2.1 界面張力測定試驗(yàn)

使用蒸餾水和無機(jī)鹽配制不同礦化度模擬地層水，使用清水或者不同礦化度的模擬地層水配制表面活性劑BMY-11溶液，然后在不同溫度條件下放置老化24 h后，使用HZ-800型全自動(dòng)表/界面張力測定儀測量不同表面活性劑溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力值。

1.2.2 表面活性劑乳化性能

使用模擬地層水配制質(zhì)量濃度1 500 mg/L的表面活性劑BMY-11溶液，然后將儲(chǔ)層原油和表面活性劑溶液按體積比為3∶7的比例進(jìn)行混合，再使用MTP型全自動(dòng)超聲乳化儀對(duì)混合溶液進(jìn)行乳化，最后放置在儲(chǔ)層溫度(90 ℃)條件下，記錄不同時(shí)間后混合溶液中水相體積，以析水率評(píng)價(jià)表面活性劑的乳化性能。

1.2.3 聚合物微球膨脹性能

首先使用LS-CWM(3)系列型激光粒度儀測定聚合物微球JHWQ-3吸水膨脹之前的粒徑大小；然后再使用清水或者不同礦化度的模擬地層水配制質(zhì)量濃度2 000 mg/L的聚合物微球JHWQ-3溶液，在不同溫度條件下放置24 h后，再使用LSCWM(3)系列型激光粒度儀測定聚合物微球吸水膨脹后的粒徑大小，與吸水前粒徑進(jìn)行對(duì)比，計(jì)算其膨脹倍數(shù)，以此評(píng)價(jià)聚合物微球的膨脹性能。

1.2.4 聚合物微球封堵性能

選擇不同滲透率級(jí)別的人造巖心，飽和模擬地層水后再以0.15 mL/min的流速驅(qū)替，記錄驅(qū)替穩(wěn)定時(shí)巖心兩端的壓力差值p1；再按照同樣的流速向巖心中注入質(zhì)量濃度2 000 mg/L的聚合物微球JHWQ-3溶液，在儲(chǔ)層溫度條件下放置24 h后，繼續(xù)以相同的流速使用模擬地層水驅(qū)替，再次記錄驅(qū)替穩(wěn)定時(shí)巖心兩端的壓力差值p2；計(jì)算巖心注入聚合物微球后的封堵率φ=(p2-p1)/p2。

1.2.5 復(fù)合調(diào)控驅(qū)油試驗(yàn)

選擇與儲(chǔ)層孔隙度以及滲透率相近的人造巖心，然后人工造縫，模擬裂縫性油藏儲(chǔ)層實(shí)際情況，稱其干重，飽和模擬地層水后再稱其濕重，計(jì)算孔隙體積和孔隙度；將巖心飽和儲(chǔ)層原油，在儲(chǔ)層溫度下放置24 h后，備用；使用模擬地層水驅(qū)替巖心，驅(qū)替流速為0.15 mL/min，直至巖心出口端不再出油為止，計(jì)算水驅(qū)油效率；注入一定孔隙體積倍數(shù)(PV數(shù))的質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚合物微球JHWQ-3溶液，在儲(chǔ)層溫度下放置24 h后，繼續(xù)注入PV數(shù)0.5 質(zhì)量濃度為1 500 mg/L的表面活性劑BMY-11溶液；然后繼續(xù)使用模擬地層水驅(qū)替巖心，直至巖心出口端不再出油為止，計(jì)算復(fù)合調(diào)控驅(qū)油的效率。

2 結(jié)果與討論

2.1 表面活性劑性能評(píng)價(jià)

2.1.1 界面活性

2.1.1.1 表面活性劑濃度對(duì)界面活性的影響

按照1.2.1中的試驗(yàn)方法，使用清水配制不同濃度的表面活性劑BMY-11溶液，在室溫下放置24 h后，測定其油水界面張力值，試驗(yàn)結(jié)果見圖1。

圖1 表面活性劑質(zhì)量濃度對(duì)界面活性的影響

由圖1可見：隨著溶液中表面活性劑BMY-11質(zhì)量濃度的不斷增大，溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力值不斷下降。當(dāng)BMY-11溶液的質(zhì)量濃度為1 500 mg/L時(shí)，界面張力值降低至0.009 1 mN/m，達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)，說明表面活性劑BMY-11具有良好的降低界面張力的性能。繼續(xù)增大表面活性劑BMY-11的質(zhì)量濃度，界面張力值降低的幅度不大。因此，表面活性劑BMY-11溶液的最佳質(zhì)量濃度選擇為1 500 mg/L。

2.1.1.2 溫度對(duì)界面活性的影響

按照1.2.1中的試驗(yàn)方法，使用清水配制質(zhì)量濃度為1 500 mg/L的表面活性劑BMY-11溶液，然后在50，60，70，80，90，100 ℃下放置24 h后，測定其油水界面張力值變化情況，試驗(yàn)結(jié)果見圖2。

圖2 溫度對(duì)界面活性的影響

由圖2可見：隨著試驗(yàn)溫度的不斷升高，表面活性劑BMY-11溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力值呈現(xiàn)先降低后升高的趨勢，但整體變化并不大。當(dāng)溫度為70 ℃時(shí)，界面張力值最低，達(dá)到0.007 2 mN/m；繼續(xù)升高溫度，界面張力值有所上升；當(dāng)溫度為100 ℃時(shí)，界面張力值仍維持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)，說明表面活性劑BMY-11具有良好的耐溫性能，在高溫條件下仍能保持良好的界面活性。

2.1.1.3 礦化度對(duì)界面活性的影響

按照1.2.1中的試驗(yàn)方法，使用不同礦化度的模擬地層水(5 400，10 800，21 600，43 200 mg/L)配制質(zhì)量濃度為1 500 mg/L的表面活性劑BMY-11溶液，在室溫下放置24 h后，測定其油水界面張力值，試驗(yàn)結(jié)果見圖3。

圖3 礦化度對(duì)界面活性的影響

由圖3可見：隨著溶液礦化度的不斷增大，表面活性劑BMY-11溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力值逐漸升高，但整體升高的幅度并不大，當(dāng)溶液的礦化度為43 200 mg/L時(shí)，界面張力值仍能維持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)，說明表面活性劑BMY-11具有良好的抗鹽性能，在高鹽地層條件下仍能保持良好的界面活性。

2.1.2 乳化性能

按照1.2.2中的試驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了質(zhì)量濃度為1 500 mg/L的表面活性劑BMY-11溶液的乳化性能，試驗(yàn)結(jié)果見圖4。

圖4 表面活性劑BMY-11的乳化性能

由圖4可見：隨著試驗(yàn)時(shí)間的增加，混合溶液中水相析出的比例逐漸升高，當(dāng)試驗(yàn)時(shí)間為120 min時(shí)，析水率仍小于30%。整體來看，混合溶液析水率并不大，這是由于表面活性劑BMY-11具有良好的乳化性能，能與儲(chǔ)層原油產(chǎn)生乳化作用形成比較穩(wěn)定的乳狀液，有助于提高表面活性劑的驅(qū)油效率。

2.2 聚合物微球性能評(píng)價(jià)

2.2.1 膨脹性能

2.2.1.1 溫度對(duì)膨脹性能的影響

按照1.2.3中的試驗(yàn)方法，使用清水配制聚合物微球JHWQ-3溶液，然后在50，60，70，80，90，100 ℃下放置24 h后，測定其膨脹倍數(shù)，評(píng)價(jià)溫度對(duì)聚合物微球膨脹性能的影響，結(jié)果見圖5。

圖5 溫度對(duì)聚合物微球膨脹性能的影響

由圖5可見：隨著試驗(yàn)溫度的不斷升高，聚合物微球JHWQ-3的膨脹倍數(shù)不斷增大，當(dāng)溫度為50 ℃時(shí)，膨脹倍數(shù)為15倍左右；而當(dāng)溫度升高至100 ℃時(shí)，膨脹倍數(shù)增大至30倍以上。這是由于溫度越高，聚合物微球JHWQ-3內(nèi)部的分子熱運(yùn)動(dòng)越劇烈，聚合物微球與溶劑之間的相互作用越強(qiáng)，從而使聚合物微球的膨脹倍數(shù)變大。

2.2.1.2 礦化度對(duì)膨脹性能的影響

按照1.2.3中的試驗(yàn)方法，使用不同礦化度的模擬地層水(5 400，10 800，21 600，43 200 mg/L)配制聚合物微球JHWQ-3溶液，然后在室溫下放置24 h后，測定其膨脹倍數(shù)，評(píng)價(jià)礦化度對(duì)聚合物微球膨脹性能的影響，試驗(yàn)結(jié)果見圖6。

圖6 礦化度對(duì)聚合物微球膨脹性能的影響

由圖6可見：隨著溶液礦化度的不斷升高，聚合物微球JHWQ-3的膨脹倍數(shù)不斷減小。當(dāng)溶液礦化度為5 400 mg/L時(shí)，聚合物微球JHWQ-3的膨脹倍數(shù)可以達(dá)到10倍以上，而當(dāng)溶液礦化度升高為43 200 mg/L時(shí)，聚合物微球JHWQ-3的膨脹倍數(shù)則降低至6.4倍，但仍具有良好的膨脹性能。這是由于溶液礦化度的升高會(huì)使聚合物微球JHWQ-3的水化層變薄，并使聚合物發(fā)生卷曲，不利于其伸展，從而使其膨脹性能有所下降。

2.2.2 封堵性能

按照1.2.4中的試驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)了聚合物微球JHWQ-3溶液對(duì)不同滲透率人造巖心的封堵性能，試驗(yàn)結(jié)果見表1。

表1 聚合物微球JHWQ-3封堵性能試驗(yàn)結(jié)果

由表1可見：人造巖心中注入聚合物微球JHWQ-3溶液后，驅(qū)替壓差均出現(xiàn)一定的升高，其中人造巖心的滲透率越低，驅(qū)替壓差增大的幅度就越大，當(dāng)巖心滲透率低于50×10-3μm2時(shí)，注入聚合物微球JHWQ-3溶液后的封堵率可以達(dá)到95%以上；當(dāng)巖心滲透率在(100~500)×10-3m2時(shí)，注入聚合物微球JHWQ-3溶液后的封堵率可以達(dá)到90%以上；而當(dāng)巖心滲透率達(dá)到800×10-3μm2左右時(shí)，注入聚合物微球JHWQ-3溶液后的封堵率仍然可以達(dá)到88.7%，起到了良好的封堵效果。這是由于聚合物微球JHWQ-3在注入巖心孔隙中后，進(jìn)行了吸水膨脹，對(duì)巖心中大孔道進(jìn)行了一定程度的封堵，從而提高了注入壓力，有利于后續(xù)注入流體進(jìn)入到小孔隙中，起到很好的調(diào)剖封堵效果。

2.3 復(fù)合調(diào)控驅(qū)油技術(shù)驅(qū)油效果

按1.2.5的試驗(yàn)方法，評(píng)價(jià)聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)控驅(qū)油技術(shù)的驅(qū)油效果，結(jié)果見表2。

表2 復(fù)合調(diào)控驅(qū)油技術(shù)驅(qū)油效果

由表2可見：5塊人造巖心水驅(qū)油效率相差不大，均在43%左右。在注入表面活性劑BMY-11溶液相同的情況下，隨著注入聚合物微球JHWQ-3溶液PV數(shù)的不斷增大，聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)控驅(qū)油的效率逐漸升高。當(dāng)聚合物微球JHWQ-3溶液注入PV數(shù)為0.5時(shí)，復(fù)合調(diào)控驅(qū)油效率可以達(dá)到22.7%，此時(shí)最終驅(qū)油效率可以達(dá)到66.3%，取得了較好的驅(qū)油效果；再繼續(xù)增大聚合物微球JHWQ-3溶液的注入PV數(shù)，復(fù)合調(diào)控驅(qū)油效率繼續(xù)提升的幅度不大。因此，綜合考慮現(xiàn)場施工成本等經(jīng)濟(jì)因素，選擇聚合物微球JHWQ-3溶液的最佳注入PV數(shù)為0.5。

3 結(jié)論

1)表面活性劑BMY-11能夠顯著降低油水界面張力值，并具有良好的耐溫性能和抗鹽性能，當(dāng)其質(zhì)量濃度為1 500 mg/L時(shí)，能使油水界面張力降低至10-3mN/m數(shù)量級(jí)，達(dá)到超低界面張力水平；此外，表面活性劑BMY-11還具有良好的乳化性能，有助于提高驅(qū)油效率。

2)聚合物微球JHWQ-3具有良好的膨脹性能，膨脹倍數(shù)隨著溫度的升高不斷增大，隨著溶液礦化度的升高有所降低；此外，聚合物微球JHWQ-3對(duì)不同滲透率的巖心均能達(dá)到良好的封堵效果。

3)聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)控驅(qū)油技術(shù)具有良好的驅(qū)油效果，在巖心水驅(qū)后注入首先注入聚合物微球JHWQ-3溶液，再注入表面活性劑BMY-11溶液，能夠顯著提高驅(qū)油效率，提升幅度在20%以上，可以滿足裂縫性油藏水竄水淹儲(chǔ)層進(jìn)一步提高采收率的要求。