下二門(mén)油田聚合物驅(qū)后多段塞組合驅(qū)技術(shù)*

李 巖，郭 艷，王 熙，張 卓，張連峰 ，任霄宇，林 碩

（1.中國(guó)石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南南陽(yáng)473132；2.河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，河南南陽(yáng)473132）

0 前言

表面活性劑/聚合物（SP）二元復(fù)合驅(qū)通過(guò)在水中加入聚合物增加驅(qū)替液的黏度和黏彈性，以提高波及效率；同時(shí)依靠表面活性劑的作用降低油水界面張力、改變巖心潤(rùn)濕性、乳化原油來(lái)提高驅(qū)油效率，可避免三元復(fù)合驅(qū)中的堿引起的結(jié)垢、乳化嚴(yán)重、腐蝕等負(fù)面作用，降低投資和操作成本，是具有應(yīng)用前景的化學(xué)驅(qū)提高石油采收率技術(shù)［1-3］。河南油田化學(xué)驅(qū)開(kāi)發(fā)成本較高，為了降低開(kāi)發(fā)成本，采取多段塞組合驅(qū)替的方式。下二門(mén)油田核二段Ⅳ油組屬候莊近源三角洲沉積，砂體平面幾何形態(tài)為扇狀，河口壩、水下分流河道微相為主要油氣儲(chǔ)集單元；儲(chǔ)層巖性復(fù)雜，以含礫細(xì)砂巖為主，非均質(zhì)較嚴(yán)重，主要礦物成分為石英、長(zhǎng)石、巖屑，膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，膠結(jié)類(lèi)型以孔隙型為主，顆粒以次圓為主。該層系原始地層壓力為11.3 MPa，油層中部溫度為58℃。自1978年投入開(kāi)發(fā)，先后經(jīng)歷了早期注水階段、細(xì)分層系調(diào)整階段、井網(wǎng)加密階段、聚合物驅(qū)（0.5 PV）、后續(xù)水驅(qū)階段，目前綜合含水96.33%，采出程度41.87%。如何有效動(dòng)用聚合物驅(qū)后的剩余油和采取低成本的化學(xué)驅(qū)段塞組合方式是我們研究的方向。前期研究?jī)?yōu)選了適合該區(qū)塊的超高分聚合物CJ-1，該聚合物具有良好的黏彈性能、驅(qū)油性能、抗剪切和拉伸性能［4］，濃度為1500 mg/L；優(yōu)選了性能優(yōu)良的陰-陽(yáng)離子表面活性劑B-2，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.02%數(shù)0.3%時(shí)，油水界面張力可達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)，優(yōu)選了調(diào)剖體系的配方為1500 mg/L聚合物+1500 mg/LPPG（預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒）。本文首先分析區(qū)塊剩余油形態(tài)和原油組分，在此基礎(chǔ)上，研究不同化學(xué)驅(qū)替技術(shù)對(duì)不同形態(tài)剩余油的動(dòng)用效果，以確定適合該區(qū)塊聚合物驅(qū)后的驅(qū)替技術(shù)［5-6］。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

超高分聚合物CJ-1，固含量89.20%，相對(duì)分子質(zhì)量3260萬(wàn)，水解度30.2%，河南正佳公司；現(xiàn)場(chǎng)一次聚合物驅(qū)用聚合物TP-1，固含量89.1%，相對(duì)分子量2400萬(wàn)，水解度25.4%，河南正佳公司；陰-陽(yáng)離子表面活性劑B-2，上海化工研究院。實(shí)驗(yàn)用水為下二門(mén)油田注入污水，經(jīng)0.45 μm微孔濾膜過(guò)濾，礦化度2282 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位 mg/L）：Na++K+654，Ca2+20.4，Mg2+6.08，Cl-141.8，SO42-240.15，HCO3-1159.38，水型為碳酸氫鈉型；實(shí)驗(yàn)原油為該區(qū)塊多口井原油等比例混合原油，黏度24.8 mPa·s（油藏溫度58℃），密度0.896 g/cm3，含膠質(zhì)、瀝青質(zhì)21.0%，含蠟22.4%，含硫0.13%，凝固點(diǎn)34℃。注入性實(shí)驗(yàn)用人造均質(zhì)長(zhǎng)巖心，尺寸2.5 cm×2.5 cm×30 cm（6塊），滲透率約為1.2 μm2；驅(qū)油實(shí)驗(yàn)用雙層人造均質(zhì)長(zhǎng)巖心，2.5 cm×2.5 cm×30 cm（8塊），滲透率分別約為1.8和0.6 μm2，滲透率級(jí)差為3。

DV-III黏度計(jì)，美國(guó)Brookfield公司；TX-500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，美國(guó)TEMCO公司；安捷倫氣相色譜儀，美國(guó)安捷倫公司；OW-Ⅲ型全自動(dòng)巖心驅(qū)替裝置，海安縣石油科技儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）黏度測(cè)試

采用DV-III黏度計(jì)（0號(hào)轉(zhuǎn)子），在溫度58℃、轉(zhuǎn)速6 r/min下測(cè)定聚合物溶液的黏度。

（2）界面張力測(cè)定

采用TX-500C型界面張力儀，在溫度58℃、轉(zhuǎn)速4500 r/min下，測(cè)定溶液與原油間的界面張力，取穩(wěn)定值。

（3）剩余油形態(tài)分析

依據(jù)中國(guó)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5614—2011《巖石熒光薄片鑒定》，取芯井T5-2410井和T5-2420井的油層巖心（未經(jīng)洗油）制成巖石薄片，在熒光顯微鏡下借助四川大學(xué)的《熒光圖像分析》軟件進(jìn)行可視化定量分析，得到儲(chǔ)集層中剩余油的形態(tài)和組成。

（4）原油組分分析和飽和烴色譜分析

依據(jù)中國(guó)天然氣石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5119—2016《巖石中可溶有機(jī)物及原油族組分分析》對(duì)原油進(jìn)行組分分析；依據(jù)中國(guó)天然氣石油行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5779—2008《石油和沉積有機(jī)質(zhì)烴類(lèi)氣相色譜分析方法》對(duì)原油進(jìn)行飽和烴色譜分析。

（5）二元體系的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性

將合物溶液和二元體系在58℃條件下老化，在一定時(shí)間取樣測(cè)試體系的黏度及其與原油間的界面張力，以表征體系的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性［7］。

（6）二元體系的靜態(tài)吸附性量

取目標(biāo)區(qū)塊的天然散砂（洗油后），控制砂液比為1∶10，將聚合物濃度為1500 mg/L、表面活性劑質(zhì)量濃度分別為 500、1000、1500、2000、3000、4000、5000 mg/L的二元復(fù)合體系與砂混合，在密封的恒溫水浴中振蕩24 h，考察表面活性劑在天然巖心中的吸附量［8］，同時(shí)進(jìn)行單一表面活性劑溶液中表面活性劑在天然巖心中的吸附量測(cè)試的空白實(shí)驗(yàn)。

（7）二元體系的洗油能力

將油砂飽和油后，在58℃烘箱老化15 d后測(cè)含油量（初始含油量為10.18%），按砂液比1∶10向聚合物濃度為1500 mg/L、表面活性劑濃度分別為500、1000、2000、3000、4000、10000、20000 mg/L 的二元復(fù)合體系中加入m1g的油砂，在58℃恒溫烘箱中放置48 h，過(guò)濾，烘干，稱(chēng)重油砂的質(zhì)量（m2），由X=（m1-m2）/10.18m1×100%計(jì)算二元體系對(duì)油砂的洗油效率X。

（8）注入性實(shí)驗(yàn)［11-12］

首先氣測(cè)滲透率，飽和水，測(cè)定巖心孔隙度，測(cè)水相滲透率；分別注入二元復(fù)合體系或聚合物溶液，注入速率為38 mL/h，開(kāi)始在3數(shù)5 min內(nèi)記錄一次壓力和液量，待注入壓力平穩(wěn)后，轉(zhuǎn)水驅(qū)至壓力平穩(wěn)，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。如果壓力不穩(wěn)，注入10 PV聚合物溶液后直接轉(zhuǎn)水驅(qū)至壓力平穩(wěn)，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。壓力穩(wěn)定后根據(jù)情況適當(dāng)延長(zhǎng)記錄時(shí)間間隔。

（9）驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

①將膠結(jié)柱狀巖心經(jīng)空氣滲透率測(cè)定、飽和實(shí)驗(yàn)用水、測(cè)量孔隙度后，在58℃恒溫箱內(nèi)恒溫12 h以上；②巖心飽和油約70%；③以50 mL/h的驅(qū)替速率水驅(qū)至模型出口含水98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；④注入0.5 PV聚合物（一次聚合物驅(qū)替聚合物TP-1）溶液，待聚合物段塞全部注完后轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水98%，計(jì)算一次聚合物驅(qū)采收率；⑤繼續(xù)注入化學(xué)驅(qū)段塞，待化學(xué)驅(qū)段塞全部注完后轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水98%，計(jì)算化學(xué)驅(qū)段塞采收率，結(jié)束實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄壓力及液量。

2 結(jié)果與討論

2.1 聚合物驅(qū)后剩余油形態(tài)分析

將芯井T5-2410井和T5-2420井的巖心制得的58塊熒光薄片樣品置于顯微鏡下觀察并分析剩余油形態(tài)和具體成分，結(jié)果見(jiàn)圖1和表1。聚合物驅(qū)后剩余油分布的模式是非均質(zhì)的，形態(tài)多樣，主要以簇狀、斑塊狀、薄膜狀、角隅狀、零星吸附狀、狹縫狀六種形態(tài)存在。以H2Ⅳ21-2編號(hào)為11-13/27的樣品為例，剩余油含量為34.96%，其中簇狀占61.19%，斑塊狀占27.77%，薄膜狀占4.67%，角隅狀占1.90%，零星吸附狀占3.00%，狹縫狀占1.47%。由表1可以看出，所有形態(tài)的剩余油的油質(zhì)和瀝青質(zhì)含量都較高，需要通過(guò)擴(kuò)大波及體積、采用高黏彈性的聚合物、改變巖心潤(rùn)濕性和提高洗油效率來(lái)提高剩余油的動(dòng)用程度。

圖1 11-13/27巖心剩余油形態(tài)分析結(jié)果

表1 11-13/27各種形態(tài)剩余油組分含量

2.2 區(qū)塊原油分析

對(duì)下二門(mén)H2IV油組新5-92井和T5-247井原油進(jìn)行族組分和飽和烴色譜分析，結(jié)果如表2所示。新5-92井、T5-247井原油的飽和烴色譜分析如表3所示。兩口油井的瀝青質(zhì)、飽和烴含量差異較大。T5-247井原油的飽和烴集中在C16數(shù)C33之間，而新5-92井原油的飽和烴集中在C23數(shù)C34之間。從表2和表3可以看出，兩口井的瀝青質(zhì)和飽和烴含量較高，對(duì)孔隙顆粒吸附強(qiáng)，常規(guī)水驅(qū)和聚合物驅(qū)難以動(dòng)用，需要加入表面活性物質(zhì)以改善巖石潤(rùn)濕性能提高動(dòng)用程度。

表2 下二門(mén)H2IV原油族組分分析

表3 兩口油井的飽和烴色譜分析

2.3 不同化學(xué)驅(qū)油體系微觀驅(qū)替后微觀剩余油含量和驅(qū)油效率

在大量微觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，統(tǒng)計(jì)出不同化學(xué)驅(qū)油體系對(duì)不同賦存形態(tài)剩余油的微觀驅(qū)油效率，如表4所示。化學(xué)驅(qū)后含油量都比水驅(qū)后少，且形態(tài)也隨時(shí)在發(fā)生變化，水驅(qū)后以簇狀、斑狀剩余油為主；聚合物驅(qū)（1500 mg/L P）后剩余油仍以簇狀為主，主流道上斑狀剩余油被攜帶，膜狀剩余油相對(duì)含量增加明顯；二元復(fù)合驅(qū)（2000 mg/L S+1500 mg/L P）中的聚合物/表面活性劑充分發(fā)揮協(xié)同驅(qū)油效應(yīng)，大幅提高波及面積和驅(qū)油效率［9-10］。復(fù)合驅(qū)后模型簇狀、斑狀、膜狀、柱狀等各類(lèi)剩余油都大幅減少，微觀剩余油含量不足10%，以遠(yuǎn)離驅(qū)替主流道模型邊沿低滲層較細(xì)孔喉處的斑狀、簇狀剩余油為主，柱狀、膜狀和盲狀剩余油均有少量分布。

表4 不同驅(qū)替方式下各類(lèi)微觀剩余油含量

通過(guò)剩余油賦存形態(tài)分析，根據(jù)不同化學(xué)驅(qū)方式動(dòng)用剩余油形態(tài)研究結(jié)果，根據(jù)河南油田化學(xué)驅(qū)經(jīng)驗(yàn)，結(jié)合下二門(mén)的開(kāi)發(fā)概況（聚合物驅(qū)替后油藏，非均質(zhì)性嚴(yán)重），確定下二門(mén)H2IV的技術(shù)思路為“調(diào)剖+聚合物驅(qū)+復(fù)合驅(qū)”的多段塞組合的方式在擴(kuò)大波及體積的基礎(chǔ)上提高洗油效率［11-12］。二元復(fù)合驅(qū)只是驅(qū)替方式，不能起到調(diào)整剖面的作用，化學(xué)驅(qū)過(guò)程必須配套調(diào)剖措施。

2.4 二元復(fù)合驅(qū)體系的性能

2.4.1 表面活劑與聚合物的配伍性

（1）聚合物濃度對(duì)二元體系性能的影響

表面活性劑B-2質(zhì)量濃度為2000 mg/L時(shí)，聚合物（超高分聚合物CJ-1）濃度對(duì)二元體系性能的影響見(jiàn)表5。由表5可以看出，隨著聚合物濃度增加，二元體系的黏度明顯增大，二元體系與原油間的界面張力明顯增大，聚合物質(zhì)量濃度從1000 mg/L增至1500 mg/L時(shí)，體系的黏度從24.5 mPa·s增至84.3 mPa·s，繼續(xù)增大聚合物濃度時(shí)黏度變化不大［13-14］。聚合物質(zhì)量濃度由1000 mg/L增至1200 mg/L時(shí)，體系與原油間的界面張力從1.17×10-4mN/m上升至1.33×10-3mN/m，繼續(xù)增大聚合物加量至1800 mg/L時(shí)，界面張力變化較小。

（2）表面活性劑濃度對(duì)二元體系性能的影響

聚合物質(zhì)量濃度為1500 mg/L時(shí)，表面活性劑濃度對(duì)二元體系性能的影響見(jiàn)表6。由表6可以看出，隨著表面活性劑濃度的增加，二元體系的黏度基本保持不變，而體系與原油間的界面張力逐漸降低。表面活性劑質(zhì)量濃度為500 mg/L時(shí)，體系與原油間的界面張力可達(dá)到10-3mN/m數(shù)量級(jí)。表面活性劑質(zhì)量濃度為1000數(shù)2000 mg/L時(shí)，二元體系與原油間的界面張力穩(wěn)定在10-3mN/m數(shù)量級(jí)。

表5 聚合物濃度對(duì)二元體系性能的影響

表6 表面活性劑濃度對(duì)二元體系性能的影響

2.4.2 二元體系的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性

將配方為2000 mg/L S+1500 mg/L P和2000 mg/L S+2000 mg/L P二元體系在58℃條件下老化一定時(shí)間后，體系的黏度及其與原油間的界面張力結(jié)果見(jiàn)表7和表8。由表7可以看出，二元體系的黏度隨老化時(shí)間的延長(zhǎng)呈上升后緩慢下降趨勢(shì)，老化360 d后，二元體系的黏度保留率在85%以上。由表8可以看出，與原油間的界面張力維持在10-2mN/m數(shù)量級(jí)。這說(shuō)明二元體系具有較好的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性能。

表7 二元體系的黏度長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性

表8 二元體系的界面張力長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性

2.4.3 二元體系的靜態(tài)吸附性量

聚合物質(zhì)量濃度為1500 mg/L、表面活性劑質(zhì)量濃度分別為 500、1000、1500、2000、3000、4000、5000 mg/L的二元復(fù)合體系中表面活性劑在天然巖心中的吸附量如表9所示，單一表面活性劑溶液中表面活性劑在天然巖心中的吸附量也見(jiàn)表9。由表9可以看出，二元復(fù)合體系中表面活性劑的吸附量要小于單一表面活性劑溶液中表面活性劑的吸附量，表面活性劑質(zhì)量濃度為500數(shù)2000 mg/L時(shí)，二元復(fù)合體系中表面活性劑的吸附量低于2 mg/g，聚合物可以起到一定的犧牲劑的作用。

表9 表面活性劑在天然巖心中的靜態(tài)吸附量

2.4.4 二元體系的洗油能力

聚合物質(zhì)量濃度為1500 mg/L、表面活性劑質(zhì)量濃度分別為500、1000、2000、3000、4000、10000、20000 mg/L的二元復(fù)合體系對(duì)初始含油量為10.18%的油砂的洗油效率如表10所示。由表10可以看出，表面活性劑質(zhì)量濃度在1000 mg/L以上時(shí)，二元體系對(duì)油砂的洗油效率高于40%，二元體系具有較好的洗油效率。

表10 不同表面活性劑濃度的二元體系的洗油效率

2.4.5 二元體系的注入性

分別考察了配方為1500 mg/L P+2000 mg/L S的二元體系和質(zhì)量濃度1500 mg/L的聚合物溶液在高滲、中滲和低滲巖心中的注入性能，注入速率為0.5 mL/min，注入?yún)?shù)如表11所示，注入性結(jié)果如圖2所示。由圖2可以看出，隨著巖心滲透率的增加，聚合物和二元體系的注入壓力降低；相同滲透率下，二元體系的注入壓力小于單一聚合物溶液的。

表11 二元體系注入性巖心參數(shù)

圖2 聚合物體系和二元復(fù)合體系在不同滲透率巖心中的注入性能

2.5 巖心驅(qū)油效果

根據(jù)河南油田化學(xué)驅(qū)三十多年的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn)，在化學(xué)驅(qū)的全過(guò)程實(shí)施調(diào)剖技術(shù)，可有效防止驅(qū)油劑竄流，最大限度發(fā)揮驅(qū)油劑的作用。對(duì)聚合物驅(qū)后油藏采取調(diào)剖措施，可以封堵聚合物驅(qū)形成的優(yōu)勢(shì)竄流通道，減少驅(qū)油劑的損失。該區(qū)塊采用調(diào)剖+高黏彈性聚合物+二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)思路，同時(shí)考慮到成本，選擇增黏性強(qiáng)的聚合物驅(qū)替為主，復(fù)合驅(qū)為輔，非均相體系（聚合物+PPG）作為調(diào)剖段塞，形成“調(diào)”+“驅(qū)”+“洗油”的低成本提高采收率的技術(shù)。實(shí)驗(yàn)對(duì)比了0.6 PV 1500 mg/L聚合物、0.6 PV（1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性劑）、0.05 PV（調(diào)剖體系）+0.35 PV 1500 mg/L聚合物+0.15 PV（1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性劑）+0.05 PV（調(diào)剖體系）、0.05 PV（調(diào)剖體系）+0.3 PV 1500 mg/L聚合物+0.2PV（1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性劑）+0.05 PV（調(diào)剖體系）等4個(gè)方案驅(qū)替效果，結(jié)果如表12所示。由表12可以看出，聚合物驅(qū)后進(jìn)行單一聚合物驅(qū)提高采收率幅度僅為8.82%，聚合物驅(qū)后進(jìn)行二元復(fù)合驅(qū)可以提高采收率12.11%，方案3（21.51%）和方案4（21.9%）提高采收率的幅度相當(dāng)，但方案3的成本低于方案4的，因此選擇方案3為最終方案。聚合物驅(qū)后通過(guò)“調(diào)剖+聚合物驅(qū)+二元復(fù)合驅(qū)+調(diào)剖”的方式可提高采收率21.51%，比單一聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)分別提高12.69%和5.33%，聚合物驅(qū)替后油藏采用化學(xué)驅(qū)和調(diào)剖相結(jié)合的方式在降低化學(xué)驅(qū)成本的基礎(chǔ)上可以大幅度提高采收率。

表12 4種驅(qū)替方案的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 結(jié)論

下二門(mén)H2IV油組聚合物驅(qū)后的剩余油以瀝青質(zhì)和飽和烴含量較高，可以通過(guò)加入表面活性劑改變巖石的潤(rùn)濕性，提高剩余油的采收率。綜合區(qū)塊的開(kāi)發(fā)狀況和不同化學(xué)驅(qū)對(duì)不同形態(tài)剩余油的驅(qū)替結(jié)果，確定動(dòng)用方式為“調(diào)剖+聚合物驅(qū)+復(fù)合驅(qū)”相組合的驅(qū)替方式。

配方為2000 mg/L B-2+1500 mg/L CJ-1的二元復(fù)合體系的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性好，老化360 d后黏度保留率大于85%，與原油間的界面張力仍能保持10-2mN/m數(shù)量級(jí)。二元體系的注入壓力低于單一聚合物，具有良好的注入性，表面活性劑質(zhì)量濃度高于1000 mg/L以上時(shí)，二元體系的洗油效率大于40%。

聚合物驅(qū)后通過(guò)加入調(diào)剖段塞的方式可以改善剖面的非均質(zhì)性。在0.5 PV聚合物驅(qū)后進(jìn)行0.05 PV（調(diào)剖體系）+0.35 PV 1500 mg/L聚合物+0.15 PV（1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性劑）+0.05 PV（調(diào)剖體系）段塞組合驅(qū)，室內(nèi)可提高采收率21.51%，比單一聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)分別提高12.69%和5.33%。