超低滲透油藏調驅一體化體系精細設計及評價

方 群

（中國石化華北油氣分公司石油工程技術研究院，河南鄭州 450000）

實驗區塊長2 油層屬低孔超低滲油藏，受儲層物性的影響，開發過程中油井自然產能低，產量遞減快；注水井吸水能力差，油井見效時間慢，油井見水后采油指數大幅度下降，穩產難度較大[1]。針對這一問題，綜合利用地質及生產動態等資料，在分析注水特征的基礎上，開展預交聯體膨顆粒－超低界面表面活性劑工藝技術研究，該體系可以在超低滲油藏有效封堵水竄通道，提高波及系數[2，3]，同時具有超低界面張力可改變原油流動性[4]，提高超低滲透油藏油田采收率。

1 實驗材料及方法

1.1 實驗材料

實驗所用調剖劑為反相微乳液法制備的具有一定尺寸（Φ＜1 mm 和Φ1 mm～2 mm）的親水性預交聯體膨顆粒。實驗所用驅油劑為生化耦合超低界面表面活性劑（ODS-03 和ODS-07）。實驗用油為實驗區塊井口原油，黏度為45 mPa·s（50 ℃）。實驗用巖心取自實驗區塊儲層。所用巖心玻璃板尺寸10×10×4 cm，孔隙體積0.579。實驗用水為實驗區塊地層采出水和地面注入水，離子組成（見表1）。

表1 地層水離子組成

1.2 實驗方法

1.2.1 預交聯體膨顆粒溶脹倍率測定 將預交聯體膨顆粒置于75 ℃，模擬地層水和注入水中浸泡，每隔一段時間取出樣品，用布袋過濾未吸附的水，到基本無水滴落為止，稱重。微球的溶脹率（SR）由下式計算：

式中：Wt-溶脹一定時間后微球的質量，g；Wd-微球的初始質量，g。

1.2.2 預交聯體膨顆粒抗壓強度測定 采用預交聯體膨顆粒參數測定儀，測定完全溶脹的調剖劑顆粒突破一定直徑孔板時的壓力[5，6]。

1.2.3 預交聯體膨顆粒封堵性能測定 采用多功能巖心驅替裝置，以雙管并聯巖心實驗研究預交聯體膨顆粒的調驅效果。

實驗步驟：（1）填裝巖心，氣測巖心滲透率；（2）飽和注入水并計算水測滲透率及孔隙度；（3）飽和模擬原油（原油與煤油按體積比2:1 混合）后75 ℃老化3 d；（4）以注入水驅至采出液中含水率達到98 %時，先注入0.15 PV 的4 000 mg/L 顆粒（＜1 mm）+2 000 mg/L PAM 溶液，再注入0.1 PV 的2 000 mg/L 顆粒（1 mm～2 mm）+2 000 mg/L PAM 溶液，最后注入0.25 PV 的10 000 mg/L 顆粒（＜1 mm），在75 ℃下放置7 d；（5）再次水驅，至采出液含水率為98 %時停止。

1.2.4 超低界面表面活性劑界面張力測定 將油滴放入充滿表面活性劑溶液的玻璃毛細管中，裝入TX-500C 旋轉滴界面張力儀轉筒內，在高速繞水平軸旋轉條件下，油滴將被拉成柱形，通過測量柱體的直徑便可得到界面張力值。

1.2.5 超低界面表面活性劑乳化降黏能力 將140 g脫水原油和60 mL 超低界面表面活性劑溶液（臨界膠束濃度條件下）加入到250 mL 燒杯中，加溫至75 ℃，使藥劑與原油充分混勻，并在75 ℃恒溫水浴中測定此時乳狀液的黏度。

1.2.6 超低界面表面活性劑驅油性能測定 超低界面表面活性劑的調驅實驗在多功能巖心驅替裝置中進行，以單組巖心研究超低界面表面活性劑的驅油效果。實驗巖心取自實驗區塊，巖心直徑2.3 cm，長5.7 cm。

1.2.7 調驅一體化體系巖心調驅實驗 采用多功能巖心驅替裝置，同1.2.3 的實驗步驟，其中段塞組合調整為先注入0.3 %0.15 PV 的4 000 mg/L 顆粒（＜1 mm）+2 000 mg/L PAM 溶液，再注入0.1 PV 的2 000 mg/L顆粒（1 mm～2 mm）+2 000 mg/L PAM 溶液，然后注入0.25 PV 的10 000 mg/L 顆粒（＜1 mm）。

1.2.8 調驅一體化體系微觀驅替實驗 將巖心玻璃板模型飽和油后75 ℃老化3 d，以0.002 mL/min 的速度水驅至模型出口含水100 %，隨后以同樣的速度向模型中注入超低界面表面活性劑體系溶液1 PV，75 ℃下放置7 d，再次水驅，直至模型出口含水100 %，觀察巖心玻璃板的剩余油形態并計算采收率。

2 預交聯體膨顆粒性能評價

2.1 溶脹倍率

兩種不同粒徑的預交聯體膨顆粒在75 ℃條件下放入模擬地層水中，溶脹倍率隨時間變化（見表2）。不同礦化度條件下，預交聯體膨顆粒的溶脹倍率隨時間增加而增大，注入水中溶脹30 d 的膨脹倍數約為原來的20 倍，采出水中溶脹30 d 的膨脹倍數約為原來的15 倍。

2.2 抗壓強度

兩種不同粒徑的預交聯體膨顆粒在75 ℃條件下分別放入模擬地層水和注入水中，抗壓強度與時間的關系（見表3）。不同礦化度條件下，預交聯體膨顆粒溶脹后通過Φ0.3 mm 孔板時，抗壓強度隨膨脹時間的增加而下降。

表2 預交聯體膨顆粒溶脹倍率與時間的關系

表3 預交聯體膨顆粒抗壓強度與時間的關系

2.3 巖心封堵性能

雙管并聯巖心中預交聯體膨顆粒的封堵率（見圖1）。由圖1 可知，預交聯體膨顆粒段塞體系對高滲透管的封堵能力由作用前的63.2×10-3μm2降低到3.7×10-3μm2，封堵率為94.1 %；對低滲透管的封堵能力由作用前的27.5×10-3μm2降低到2.1×10-3μm2，封堵率為92.4 %。

圖1 預交聯體膨顆粒封堵性能

3 超低界面表面活性劑性能評價

3.1 界面張力

實驗選用的兩種不同配方組成的超低界面表面活性劑ODS-03 和ODS-07，75 ℃分別用模擬地層水配制成終濃度分別為0.2 %、0.3 %、0.5 %、1.0 %和2.0 %的水溶液，濃度與界面張力的關系（見表4）。

表4 表面活性劑體系界面張力測定

3.2 乳化降黏能力

實驗選用兩種不同配方組成的超低界面表面活性劑的溫度在75 ℃，用模擬地層水配制成終濃度為0.2 %的水溶液，對不同原油的乳化降黏能力（見表5）。72 h內ODS-03 對4 種油樣的乳化效率在65 %～76 %，ODS-07 對4 種油樣的乳化效率在70 %～82 %。

3.3 驅油性能

兩種超低界面表面活性劑在模擬驅油實驗中，ODS-03 提高采收率分別為19.02%和17.71%，降低驅替壓力1.33 MPa 和1.21 MPa；ODS-07 提高采收率分別為14.03 %和13.12 %，降低驅替壓力分別達1.09 MPa和1.16 MPa。ODS-03 的驅油性能優于ODS-07（見表6）。

表5 表面活性劑體系對原油乳化能力測定

4 調驅一體化體系性能評價

4.1 巖心調驅性能

預交聯體膨顆粒－超低界面表面活性劑體系的巖心調驅性能（見表7）。不同滲透率條件下，采收率提高程度存在較大差異，在高滲透巖心中提高采收率9.3 %，在低滲透巖心中提高采收率18.1 %。

4.2 微觀驅替性能

預交聯體膨顆粒-超低界面表面活性劑體系的巖心調驅性能（見圖2）。水驅結束后的模型中，剩余油較多，且被驅替的原油主要集中在流體運移方向主孔道附近；預交聯體膨顆粒－超低界面表面活性劑體系驅替后，波及范圍擴大[7]。可見預交聯體膨顆粒-超低界面表面活性劑體系是一種相對來說波及范圍更廣，驅替效果更好的適合于超低滲透油藏深部調驅一體化體系。

表6 巖心模擬驅油性能測定

表7 預交聯體膨顆粒-超低界面表面活性劑體系巖心調驅性能

圖2 預交聯體膨顆粒-超低界面表面活性劑體系微觀驅替性能

5 結論

（1）通過反向微乳液法制備的預交聯體膨顆粒在實驗區塊的注入水和模擬地層水中均具有較為理想的膨脹性能、抗壓強度和封堵效果，對超低滲透非均質油藏的調剖效果良好。

（2）通過多種功能表面活性劑復配而成的生化耦合超低界面表面活性劑，具有超低界面張力、良好的原油乳化降黏能力和巖心驅油效果，對超低滲透非均質油藏的驅油效果優異。

（3）預交聯體膨顆粒－超低界面表面活性劑體系可以充分發揮調剖劑和驅油劑綜合性能，利用協同作用來提高原油采收率，是適合于超低滲透非均質油藏深部調驅一體化體系。