單景玲，裴海華，鄭 偉，謝昊君，鄭家楨，張貴才

（1.中國(guó)石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東青島 266580；2.非常規(guī)油氣開發(fā)教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室（中國(guó)石油大學(xué)（華東）），山東青島 266580；3.中海油研究總院有限責(zé)任公司，北京 100028）

蒸汽驅(qū)是稠油熱采中非常有效的手段［1-4］，但由于蒸汽與地層油相密度差及流度比過大，易發(fā)生汽竄，會(huì)導(dǎo)致蒸汽沿著滲透率高的方向前進(jìn)，使蒸汽的波及體積變小，蒸汽熱損失大，驅(qū)油效果變差［5-6］。使用合適的封竄劑能夠有效控制蒸汽的汽竄現(xiàn)象，顯著提高非均質(zhì)地層的蒸汽驅(qū)效果［7-9］。受巖石潤(rùn)濕性及與原油間界面特性的影響，單純注蒸汽開采稠油的效果較差。在蒸汽驅(qū)過程中向地層注入耐高溫驅(qū)油劑，改善油層巖石的潤(rùn)濕性及油水界面張力，可以進(jìn)一步提高注蒸汽驅(qū)熱采效果［10-12］。本文采用栲膠制備了耐高溫封竄劑，將磺酸鹽表面活性劑和陰非離子型表面活性劑復(fù)配構(gòu)建了高溫驅(qū)油劑，通過非均質(zhì)雙管物理模擬實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)了封竄劑和驅(qū)油劑組合調(diào)驅(qū)技術(shù)提高蒸汽驅(qū)效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

栲膠XS，廣西靈水林化有限公司；酚類交聯(lián)劑CL1、穩(wěn)定劑NS、增強(qiáng)劑ST，國(guó)藥集團(tuán)化學(xué)試劑有限公司?；撬猁}表面活性劑SLB，有效含量90%，山東達(dá)維石油技術(shù)有限公司；陰非離子表面活性劑CY，有效含量50%，山東達(dá)維石油技術(shù)有限公司。實(shí)驗(yàn)用水為根據(jù)地層水離子組成配制的模擬地層水，礦化度9358 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）為：Na+2612、K+164、Mg2+157、Ca2+144、Cl-3323、SO42-417、HCO3-2465、CO32-77；原油為脫氣脫水稠油，黏度3788 mPa·s（50 ℃），密度0.9785 g/mL。填砂管，長(zhǎng)度30 cm、直徑2.5 cm；天然石英砂，粒徑60～120目。

TX-500C 型旋轉(zhuǎn)界面張力儀，美國(guó)CNG 公司；真空干燥箱，上海實(shí)驗(yàn)儀器公司；整套驅(qū)油裝置、蒸汽發(fā)生器，海安縣石油科研儀器廠；平流泵，北京衛(wèi)星制造廠。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 界面張力測(cè)定

采用TX-500C 型旋滴界面張力儀，在50 ℃下測(cè)定不同表面活性劑溶液與原油間的界面張力，測(cè)量過程中一般轉(zhuǎn)速為5000 r/min。

1.2.2 耐溫性能評(píng)價(jià)

將質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.0%的表面活性劑溶液放入安瓿瓶中，封口后放入高溫罐中，在300 ℃的烘箱中熱處理24 h后冷卻，然后測(cè)定熱處理后表面活性劑溶液與原油間的界面張力，根據(jù)熱處理后表面活性劑溶液和原油間界面張力的變化評(píng)價(jià)表面活性劑的耐高溫性能。

1.2.3 封竄劑封堵實(shí)驗(yàn)

在室溫下，向填砂管（基本參數(shù)見表1）分別注入1.0 PV 的封竄劑，然后將填砂管置于250 ℃的烘箱中老化6 h，以2 mL/min的速率注入15 PV的溫度為250 ℃的蒸汽，突破后繼續(xù)注入蒸汽直至注入壓力穩(wěn)定后停止。測(cè)定突破后填砂管的水相滲透率。250 ℃時(shí)回壓設(shè)置為4 MPa。由式（1）計(jì)算封竄劑對(duì)填砂管的封堵率P：

表1 填砂管的基本實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

其中，Kw1—填砂管的原始滲透率，10-3μm2；Kw2—突破后填砂管的滲透率，10-3μm2。

1.2.4 雙管物理模擬實(shí)驗(yàn)

填制2 根不同滲透率（滲透率級(jí)差為2）的填砂管，飽和水、飽和油；將飽和油后的雙管放在地層溫度（50 ℃）下老化24 h；利用注入泵以2 mL/min的注入速率恒速注入300 ℃的蒸汽，記錄不同注入時(shí)間下的進(jìn)出口壓力、產(chǎn)液量，當(dāng)產(chǎn)液的含水率大于98%停止驅(qū)替；利用注入泵恒速（2 mL/min）注入化學(xué)劑，記錄不同注入時(shí)間下的進(jìn)出口壓力、產(chǎn)液量，注入量達(dá)到設(shè)計(jì)值時(shí)停止注入；利用注入泵以2 mL/min的注入速率恒速注入300 ℃的蒸汽，記錄不同注入時(shí)間下的進(jìn)出口壓力、產(chǎn)液量，當(dāng)產(chǎn)液的含水率大于98%后驅(qū)替結(jié)束。基本實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見表2，300 ℃時(shí)回壓設(shè)置為8 MPa。

表2 雙管物理模擬實(shí)驗(yàn)基本實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2 結(jié)果與討論

2.1 高溫封竄劑的性能

栲膠中含有的磺酸基團(tuán)可提高封堵強(qiáng)度和耐溫性，研究表明由栲膠制備的栲膠封竄劑可耐250 ℃的高溫［13］。通過栲膠、交聯(lián)劑、穩(wěn)定劑和增強(qiáng)劑的優(yōu)選，形成了耐溫250 ℃的高溫栲膠封竄劑體系：4% XS+2.5% CL1+1.5% NS+2.0% ST，考察了250 ℃下熱處理不同時(shí)間后最優(yōu)配方栲膠的強(qiáng)度和脫水率，結(jié)果見圖1。可以看出，優(yōu)選體系經(jīng)過5 d加熱處理后脫水率（約7.5%）較低，隨著加熱時(shí)間的延長(zhǎng)，體積略有縮小，脫水率逐漸增大。體系在250 ℃的高溫環(huán)境中熱處理15 d 內(nèi)的脫水率小于10%，而且強(qiáng)度隨時(shí)間的延長(zhǎng)而略有增大，熱穩(wěn)定性較好。

圖1 栲膠封竄劑體系在250 ℃下熱處理不同時(shí)間后的強(qiáng)度和脫水率

2.2 高溫驅(qū)油劑的構(gòu)建及性能評(píng)價(jià)

2.2.1 高溫驅(qū)油劑的構(gòu)建

在50 ℃下，磺酸鹽表面活性劑SLB 和陰-非離子表面活性劑CY 按不同復(fù)配比配制的質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%的驅(qū)油劑與稠油間的動(dòng)態(tài)界面張力如圖2 所示?？梢钥闯觯琒LB、CY 兩種表面活性劑單獨(dú)使用時(shí)與原油間的界面張力均達(dá)不到10-3mN/m 超低數(shù)量級(jí)，且明顯比復(fù)配表面活性劑體系的高。這表明陰離子表面活性劑與陰非離子表面活性劑復(fù)配后產(chǎn)生了協(xié)同效應(yīng)，形成了緊密的吸附膜，從而獲得更低的油水界面張力［14-15］。

由圖2 可以看出，適當(dāng)提高SLB 用量可以取得更好的降低油水界面張力的效果，SLB 與CY 復(fù)配比為2∶1 時(shí)，油水界面張力在15 min 內(nèi)便可降到0.001 mN/m 以下，且油滴很快被拉斷。SLB、CY 復(fù)配比2∶1 時(shí)的協(xié)同效應(yīng)最好，界面張力達(dá)到最低且下降速率快，后續(xù)實(shí)驗(yàn)中均采用SLB、CY復(fù)配比2∶1的復(fù)配體系。

圖2 SLB與CY不同配比體系與原油的動(dòng)態(tài)界面張力（50 ℃，質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%）

圖3 為不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的SLB/CY 復(fù)配體系（復(fù)配比為2∶1）與原油間的動(dòng)態(tài)界面張力?？芍擉w系質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.001%到0.5%范圍內(nèi)均可使界面張力降到0.001 mN/m 以下，隨著質(zhì)量分?jǐn)?shù)的升高，復(fù)配體系降低界面張力的能力先增加后減小。相較而言，SLB/CY復(fù)配體系質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.15%～0.3%時(shí)降低界面張力的能力更強(qiáng)。

圖3 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)SLB/CY（2∶1）復(fù)配體系與原油間的動(dòng)態(tài)界面張力（50 ℃）

2.2.2 高溫驅(qū)油劑的耐溫性能

經(jīng)過300 ℃高溫處理24 h后的不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的SLB/CY（2∶1）復(fù)配體系與錦州23-2 原油間的界面張力見圖4。高溫?zé)崽幚砗?，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%、0.15、0.3%、0.5%的復(fù)配體系與原油間的界面張力均可降低至10-3mN/m以下，但是質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.5%時(shí)，界面張力下降速率有所減慢。因此可見，SLB/CY復(fù)配體系具有良好的耐溫性能，其最佳用量為0.1%～0.3%，均能使界面張力達(dá)到10-3mN/m 超低數(shù)量級(jí)。

圖4 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)SLB/CY（2∶1）復(fù)配體系熱處理后與原油間的動(dòng)態(tài)界面張力

2.3 高溫封竄劑的封堵性能

在滲透率不同的填砂管中注汽-封竄-后續(xù)注汽過程中，封堵前注汽壓力、封竄劑體系注入壓力、封堵后注汽壓力、封堵前后填砂管的滲透率、填砂管封堵率如表3所示，封堵后蒸汽沖刷15 PV。封竄劑體系對(duì)經(jīng)蒸汽長(zhǎng)時(shí)間沖刷后的不同滲透率填砂管的封堵率均在95%以上，封堵效果顯著，且蒸汽沖刷15 PV后仍然具有較好的封堵性能。隨著填砂管滲透率的增大，封堵率增大，表明該封竄劑體系適用于封堵高滲透率地層。

表3 封竄劑體系對(duì)不同滲透率巖心的封堵情況

2.4 高溫驅(qū)油劑的驅(qū)油性能

為了評(píng)價(jià)高溫驅(qū)油劑提高蒸汽驅(qū)采收率效果，采用滲透率級(jí)差為2（滲透率751×10-3/1460×10-3μm2）的填砂管并聯(lián)進(jìn)行雙管物理模擬實(shí)驗(yàn)，先蒸汽驅(qū)至采出液含水率大于98%，然后注入0.50 PV 驅(qū)油劑，最后再后續(xù)蒸汽驅(qū)至采出液含水率大于98%結(jié)束實(shí)驗(yàn)。初始蒸汽驅(qū)后，低滲管采收率為28.7%，高滲管采收率為51.1%，綜合采收率為40.2%；注驅(qū)油劑再后續(xù)蒸汽驅(qū)后，低滲管采收率為34.9%，高滲管采收率為64.7%，綜合采收率為48.8%；低滲管采收率提高6.2%，高滲管采收率提高13.6%，綜合采收率提高8.6%。采收率曲線見圖5，高、低滲管產(chǎn)出液的分流率曲線見圖6。由于采用雙管模型驅(qū)油劑輔助蒸汽驅(qū)，綜合采收率相較于單管模型偏低。由于滲透率的差異，初始蒸汽驅(qū)時(shí)，高滲管的出液量是低滲管的2倍；隨著驅(qū)替進(jìn)行，高滲管的出液量逐漸增加，而低滲管的出液量逐漸減至0。當(dāng)轉(zhuǎn)注0.5 PV 驅(qū)油劑過程中，有80%以上的驅(qū)油劑進(jìn)入高滲管，只有不到20%的驅(qū)油劑進(jìn)入低滲管，因此后續(xù)蒸汽驅(qū)驅(qū)油效率有所增加。

圖5 驅(qū)油劑輔助蒸汽驅(qū)的雙管模型采收率曲線

圖6 驅(qū)油劑輔助蒸汽驅(qū)雙管模型產(chǎn)出液分流率曲線

2.5 高溫封竄劑/驅(qū)油劑組合調(diào)驅(qū)性能評(píng)價(jià)

為了評(píng)價(jià)高溫封竄劑+驅(qū)油劑組合調(diào)驅(qū)提高蒸汽驅(qū)采收率的效果，采用滲透率級(jí)差為2（滲透率681×10-3/1369×10-3μm2）的填砂管并聯(lián)進(jìn)行雙管物理模擬實(shí)驗(yàn)，采用先蒸汽驅(qū)至采出液含水率大于98%，然后注入0.3 PV 的高溫栲膠封竄劑，老化6 h后再注入0.50 PV 驅(qū)油劑，最后再后續(xù)蒸汽驅(qū)至采出液含水率大于98%結(jié)束實(shí)驗(yàn)。初始蒸汽驅(qū)后，低滲管采收率為26.53%，高滲管采收率為49.40%，綜合采收率為37.27%；注栲膠+驅(qū)油劑再后續(xù)蒸汽驅(qū)后，低滲管采收率為57.24%，高滲管采收率為64.40%，綜合采收率為60.85%；低滲管采收率提高30.71%，高滲管采收率提高15.00%，綜合采收率提高23.58%。采收率曲線見圖7，高滲管和低滲管產(chǎn)出液的分流率曲線見圖8。注入栲膠后，高滲管和低滲管分流率比值從88∶12降到50∶50，之后高滲管的出液量逐漸下降至0，低滲管出液量逐漸上升至100%，說(shuō)明了注入的封竄劑封堵了高滲通道，使得后續(xù)注入的驅(qū)油劑和蒸汽大部分進(jìn)入低滲管中，驅(qū)油劑具有降低界面張力、提高洗油效率作用，因此封竄劑+驅(qū)油劑組合方式大幅度提高低滲管的采收率，最終的綜合采收率明顯提高。

圖7 滲透率級(jí)差為2時(shí)封竄劑+驅(qū)油劑輔助蒸汽驅(qū)采收率曲線

圖8 滲透率級(jí)差為2時(shí)封竄劑+驅(qū)油劑輔助蒸汽驅(qū)產(chǎn)出液分流率曲線

3 結(jié)論

耐溫250 ℃的高溫栲膠封竄劑體系熱處理15 d內(nèi)脫水率小于10%，250 ℃蒸汽沖刷15 PV 后封竄劑體系的封堵率仍大于90%以上，封堵效果顯著。磺酸鹽類表面活性劑SLB 和陰非離子表面活性劑CY（復(fù)配比為2∶1）復(fù)配高溫驅(qū)油劑，耐溫300 ℃，300 ℃老化后與原油間的界面張力仍可降10-3mN/m以下。

蒸汽驅(qū)后單獨(dú)使用高溫驅(qū)油劑時(shí)提高蒸汽驅(qū)采收率8.6%，封竄劑和驅(qū)油劑組合使用時(shí)低滲管采收率提高了30.71%，綜合采收率提高23.58%。封竄劑有效封堵高滲管汽竄通道，保證后續(xù)注入的驅(qū)油劑進(jìn)入低滲管，有效地改善非均質(zhì)地層蒸汽驅(qū)的開發(fā)效果。