抗鹽聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅技術

梁承春，李和清，王 強，劉 剛，任小龍，劉俊杰

(1中石化華北油氣分公司勘探開發研究院 2中國石油渤海鉆探工程公司定向井分公司 3中國石油渤海鉆探工程公司鉆井技術服務分公司 4青海油田分公司采油二廠 5青海油田分公司采油五廠)

目前，我國很多油田已經進入高含水開發的中后期階段，因此，為了進一步的增油控水，提高原油的采收率，各種化學驅油技術在各大油田得到了廣泛的應用，其中包括堿驅、泡沫驅、表面活性劑驅、聚合物驅以及多元復合驅等技術[1-5]。而陸上某油田屬于高溫高鹽儲層，且非均質性較強，使用以上常規化學驅油技術時容易受到各種限制，驅油效果較差。主要表現為堿驅時容易在高礦化度鹽水中發生堿結垢，從而對地層產生二次損害；而泡沫驅和部分新型表面活性劑驅雖然可以在高溫高鹽地層中使用，但由于其封堵性能較差，不適用于非均質性較強的儲層；普通聚合物的耐溫抗鹽性能較差，在高溫、高礦化度以及地層流體稀釋剪切等作用下，聚合物黏度會急劇下降，從而降低了其流度控制能力，影響驅油效果；而常規的堿-表面活性劑以及聚合物-表面活性劑等多元復合驅油技術在高溫高鹽地層中同樣會由于以上原因而降低其驅油效率[6-9]。鑒于以上原因，有必要針對高溫高鹽以及非均質性較強的油藏開展新型化學驅油技術的研究。

針對陸上某油田地層特點，筆者使用新型改性疏水締合聚合物GYZ-2和復合交聯劑FJL-3，研制了一種新型聚合物凝膠，并結合耐溫抗鹽型陰-非離子表面活性劑YSF-2，形成了一套適合高溫高鹽儲層的新型聚合物凝膠-表面活性劑復合調驅體系。由于新型聚合物凝膠和表面活性劑均具有良好的耐溫抗鹽性能，在高溫、高礦化度條件下新型聚合物凝膠仍具有良好的剖面改善能力，對高滲層產生封堵，使后續表面活性劑進入剩余油較多的中、低滲層，充分發揮表面活性劑洗油效率高的特點，二者的協同作用達到提高高溫高鹽儲層采收率的目的[10-15]。本文對新型聚合物凝膠以及表面活性劑的耐溫抗鹽性能、配伍性、調剖效果以及驅油效果進行了室內評價，并在現場成功進行了應用，以期為此類油田繼續提高采收率提供一定的參考和借鑒。

一、實驗部分

1.實驗材料及儀器

實驗材料：新型改性疏水締合聚合物GYZ-2，相對分子質量為6.8×106；復合交聯劑FJL-3；陰-非離子表面活性劑YSF-2；不同礦化度鹽水(使用NaCl、CaCl2和MgCl2等分析純無機鹽配制，礦化度分別為50 g/L、100 g/L、150 g/L和200 g/L)；模擬地層水(總礦化度為105 450 mg/L)；模擬油(儲層脫氣原油與煤油按1∶1混合而成，50℃下黏度為2.4 mPa·s)；填砂管(長度為50 cm、直徑為2.5 cm)；石英砂；人造裂縫巖心(長度為30 cm、直徑為2.5 cm)。

實驗儀器：DV2THA型數顯黏度計；TX-500C型旋轉滴界面張力儀；CK-1型巖心抽真空飽和實驗裝置；DHG-90A型恒溫干燥箱；DQT-1型多功能巖心驅替實驗裝置。

2.實驗方法

2.1 耐溫抗鹽性能評價方法

(1)新型聚合物凝膠耐溫抗鹽性能。使用不同礦化度的鹽水配制聚合物凝膠溶液(1 500 mg/L新型改性疏水締合聚合物GYZ-2+200 mg/L復合交聯劑FJL-3)，然后在不同溫度下靜置，觀察記錄成膠時間，成膠后繼續靜置老化30 d，取出測定其黏度變化情況。

(2)表面活性劑耐溫抗鹽性能。使用不同礦化度的鹽水配制表面活性劑溶液(3 000 mg/L陰-非離子表面活性劑YSF-2)，然后在不同溫度下靜置老化30 d后，取出測定其與模擬油之間的界面張力值變化情況。

2.2 復合調驅體系配伍性實驗

使用模擬地層水配制新型聚合物凝膠(配方同2.1)，待其成膠后加入3 000 mg/L陰-非離子表面活性劑YSF-2，將其在90℃下靜置老化不同時間后，取出測定體系的黏度以及與模擬油之間的界面張力值變化情況。

2.3 新型聚合物凝膠調剖實驗

使用并聯填砂管驅替實驗來評價新型聚合物凝膠的調剖效果，具體實驗步驟為：①分別將填砂管填制成不同的滲透率級差，飽和模擬地層水，測定水滲透率；②使用模擬地層水以恒定的流速(0.3 mL/min)驅替填砂管至壓力穩定，計算高、低滲填砂管的分流率；③以相同的流速注入0.5 PV的新型聚合物凝膠(模擬地層水配制)，然后將填砂管置于90℃下放置一段時間，待其成膠；④繼續以相同的流速驅替模擬地層水，直至壓力穩定，計算高、低滲填砂管的分流率，并計算最終的剖面改善率η。

η=(Qhb/Qlb—Qha/Qla)/(Qhb/Qlb)

(1)

式中：Qhb、Qha—高滲填砂管注入新型聚合物凝膠前、后的分流率；Qlb、Qla—低滲填砂管注入新型聚合物凝膠前、后的分流率。

2.4 模擬巖心驅油實驗

①將人造裂縫巖心烘干后稱重，然后飽和模擬地層水后稱濕重，計算孔隙體積和孔隙度；②將巖心飽和模擬油，然后在90℃下靜置老化24 h后備用；③以0.3 mL/min的流速水驅，至含水率達到98%以上為止，記錄驅替過程的壓力和含水率變化情況，并計算水驅采收率；④以0.3 mL/min的流速注入0.5 PV的新型聚合物凝膠(模擬地層水配制)，在90℃下靜置一段時間，待其成膠后再以相同的流速注入0.5 PV的表面活性劑溶液(模擬地層水配制)；⑤將巖心再次使用水驅至含水率達到98%以上為止，記錄壓力及含水率變化情況，計算最終采收率；⑥將步驟④的實驗條件更換為單獨注入0.5 PV的聚合物凝膠以及單獨注入0.5 PV的表面活性劑溶液，重復以上驅油實驗，對比考察不同實驗條件下的驅油效果。

二、結果與討論

1.耐溫抗鹽性能

1.1 新型聚合物凝膠耐溫抗鹽性能

按照耐溫抗鹽性能評價方法，評價了新型聚合物凝膠溶液在不同溫度和不同礦化度條件下的成膠時間和黏度，實驗結果見表1和圖1。

表1 不同實驗條件下的成膠時間

圖1 新型聚合物凝膠耐溫抗鹽性能評價結果

由以上實驗結果可知，隨著溶液礦化度和老化溫度的不斷升高，新型聚合物凝膠的成膠時間逐漸縮短，并且黏度逐漸減小。這是由于溫度的升高加劇了分子之間的熱運動，對交聯反應起到了一定的促進作用，從而縮短了成膠時間；而溶液礦化度的增大，使溶液中聚合物的分子鏈變得卷曲，抑制了其伸展性，縮小了分子的有效體積，從而使交聯反應受到一定程度的抑制。當礦化度為200 g/L，老化溫度為110℃時，體系的成膠時間為35 h，成膠黏度為1 829 mPa·s，可以看出新型聚合物凝膠仍具有良好的成膠性能，說明其具有良好的耐溫抗鹽性能。

1.2 表面活性劑耐溫抗鹽性能

按照耐溫抗鹽性能評價方法，評價了表面活性劑溶液在不同溫度和不同礦化度條件下與模擬油之間的界面張力值，實驗結果見圖2。

圖2 表面活性劑耐溫抗鹽性能評價結果

由圖2結果可知，隨著溶液礦化度和老化溫度的增大，表面活性劑溶液與模擬油之間的界面張力值逐漸增大，當老化溫度為110℃、礦化度為200 g/L時，表面活性劑溶液老化30 d后的界面張力值仍能保持在10-3mN/m數量級之內，說明表面活性劑溶液具有良好的耐溫抗鹽性能。這是由于表面活性劑YSF-2分子中同時含有陰離子基團和非離子基團，其融合了陰離子表面活性劑和非離子表面活性劑的優點，具有更強的耐溫抗鹽性能。

2.復合調驅體系配伍性

按照復合調驅體系配伍性實驗，評價了新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅體系之間的配伍性，實驗結果見表2。

表2 復合調驅體系配伍性評價結果

由表2結果可知，新型聚合物凝膠中加入表面活性劑后體系的黏度值有所下降，界面張力值有所增大。且隨著老化時間的延長，體系黏度逐漸減小，界面張力逐漸增大。當老化30 d后，體系的黏度仍能達到1 708 mPa·s，界面張力仍能維持在10-2mN/m數量級范圍內，說明新型聚合物凝膠與表面活性劑之間具有良好的配伍性。

3.新型聚合物凝膠調剖效果

按照新型聚合物凝膠調剖實驗，評價了不同滲透率級差條件下新型聚合物凝膠的調剖效果，實驗結果見表3。

表3 不同滲透率級差下新型聚合物凝膠的調剖效果

由實驗結果可以看出，注入新型聚合物凝膠調剖后，高、低滲填砂管的分流率發生了明顯變化，高滲填砂管分流率明顯下降，低滲填砂管分流率明顯升高，且填砂管的滲透率級差越大，聚合物凝膠的調剖效果越好。注入新型聚合物凝膠調剖后，填砂管滲透率級差為2.51、5.13和8.52時對應的剖面改善率分別為62.05%、83.70%和92.77%。

4.驅油效果

按照模擬巖心驅油實驗，分別對比評價了新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅體系、單獨新型聚合物凝膠以及單獨表面活性劑的驅油效果，實驗結果見表4。

表4 不同實驗條件下的驅油效果

由表4實驗結果可知，巖心水驅采收率在41%左右，注入新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅體系、單獨新型聚合物凝膠以及單獨表面活性劑后的采收率增幅分別為25.35%、15.50%和13.00%(兩次實驗的平均值)，其中注入新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅體系時的采收率增幅最大。

綜合以上結果認為注入新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅體系的驅油效果明顯優于單獨注新型聚合物凝膠和單獨注表面活性劑，這是由于新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅體系既能起到良好的剖面調整效果，提高后續注入流體的波及效率，同時體系中的表面活性劑與巖心孔隙中的剩余油接觸后，能夠通過降低油水界面張力、改變潤濕性以及乳化原油等作用，將更多的剩余油從巖心孔隙中驅替出來，從而達到提高原油采收率的目的。

三、礦場應用效果分析

陸上西部某油田地層溫度達到110℃左右，地層水礦化度為105 450 mg/L，屬于典型的高溫高鹽儲層。該區塊內M井組共有注水井1口，生產井3口，實施調驅措施前該區塊內生產井的綜合含水率較高，油層水淹和水竄的現象比較突出，注水開發效果較差。因此，決定在M井組開展新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅礦場試驗，實施調驅措施后，該區塊內的注水井M-1井注水壓力明顯升高，注入壓力由調驅前的7.2 MPa升高至9.1 MPa，吸水剖面得到明顯改善，吸水層數由6層增加至8層，吸水厚度由9.1 m增加至18.3 m。從表5結果可知，實施復合調驅措施后，目標區塊內三口生產井的平均日產油量由措施前的13.1 m3增大至28.3 m3，平均含水率由措施前的89.4%降低至81.8%，增油效果顯著。說明研制的新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅體系能夠應用于高溫高鹽儲層，起到良好的調剖驅油效果。

表5 生產井調驅措施前后產油量和含水率對比結果

四、結論

(1)新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅體系具有良好的耐溫抗鹽性能、剖面改善效果以及良好的驅油效果，其能夠通過新型聚合物凝膠的調剖作用，并結合表面活性劑的洗油效果，可以使巖心水驅后的采收率繼續提高25%以上，驅油效果明顯優于單獨注新型聚合物凝膠或單獨注表面活性劑。

(2)高溫高鹽油藏礦場試驗結果表明，實施新型聚合物凝膠/表面活性劑復合調驅技術措施后，目標區塊內注水井注入壓力明顯升高，吸水剖面得到改善，生產井的產油量顯著增大，含水率下降，達到了良好的增油效果。