鮑文博，盧祥國(guó)，劉義剛，李彥閱，張?jiān)茖?，，鄶婧?/p>

（1. 東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318；

2. 中海石油（中國(guó)）有限公司 渤海石油研究院，天津 300452）

隨著海上油田進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)中后期，油田含水率不斷升高，儲(chǔ)層非均質(zhì)性愈加嚴(yán)重，儲(chǔ)層地質(zhì)特性也越復(fù)雜多樣，剩余油平面上主要分布在遠(yuǎn)離主流線的兩翼部位，縱向上主要分布在遠(yuǎn)離注入井的中低滲透層［1-2］。此時(shí)單靠調(diào)剖難以有效動(dòng)用剩余油，因此調(diào)驅(qū)復(fù)合體系受到廣泛關(guān)注。聚合物微球作為一種新型深部調(diào)剖劑，克服了傳統(tǒng)調(diào)剖劑有效期短的問(wèn)題，微球通過(guò)水化膨脹形成封堵，同時(shí)可在壓力升高時(shí)通過(guò)變形進(jìn)行深部運(yùn)移，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)逐級(jí)封堵作用［3-6］。高效驅(qū)油劑可降低油水界面張力，形成乳狀液，降低原油黏度從而提高洗油效率［7-8］。因此聚合物微球與高效驅(qū)油劑復(fù)合體系可充分發(fā)揮二者的協(xié)同效應(yīng)，既擴(kuò)大波及體積，也提高洗油效率。

目前，對(duì)于調(diào)驅(qū)體系提高采收率多采用層內(nèi)非均質(zhì)巖心或并聯(lián)巖心的方法進(jìn)行評(píng)價(jià)。劉文輝等［9］采用并聯(lián)高低滲巖心的方法評(píng)價(jià)了一種聚合物微球/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系注入方式對(duì)增油效果的影響。雷錫岳等［10］采用雙管和三管并聯(lián)巖心的方式對(duì)復(fù)合相調(diào)驅(qū)體系提高采收率效果進(jìn)行了研究。安志杰［11］采用雙管并聯(lián)巖心對(duì)聚合物微球/表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的注入?yún)?shù)進(jìn)行了優(yōu)化。常規(guī)層內(nèi)非均質(zhì)巖心只能計(jì)量進(jìn)出口端的注入量和采出量，無(wú)法得知各小層的吸液與產(chǎn)液情況，因此無(wú)法深度研究調(diào)驅(qū)體系的作用機(jī)理。而并聯(lián)巖心雖能呈現(xiàn)各層吸液產(chǎn)液情況，但無(wú)法反應(yīng)層間的流體交滲情況，對(duì)模擬層內(nèi)非均質(zhì)地層仍有差距。因此上述兩種方式均不能有效模擬層內(nèi)非均質(zhì)性，也就不能深入研究調(diào)驅(qū)劑的作用機(jī)理。

本工作以渤海油藏地質(zhì)和流體為模擬對(duì)象，建立了層內(nèi)非均質(zhì)巖心“分注分采”的實(shí)驗(yàn)方法，利用SEM、粒徑分布、界面張力測(cè)試等方法評(píng)價(jià)了聚合物微球APS/高效驅(qū)油劑H1 復(fù)合體系的增油效果，分析了該復(fù)合體系的驅(qū)油機(jī)理。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 原料

聚合物微球APS：自制；高效驅(qū)油劑H1：中海石油天津分公司渤海研究院；實(shí)驗(yàn)用油：煤油與目標(biāo)儲(chǔ)層脫氣原油按固定比例配制而成，黏度分別為17 mPa·s 和200 mPa·s；實(shí)驗(yàn)用水：QHD32-6 油田模擬注入水，水質(zhì)分析見(jiàn)表1。

表1 水質(zhì)分析Table 1 Water quality analysis

實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)層內(nèi)非均質(zhì)巖心［12-13］，結(jié)構(gòu)見(jiàn)圖1。從圖1 可看出，巖心幾何尺寸為6.0 cm×4.5 cm×30 cm，具備“分注分采”功能，可以監(jiān)測(cè)吸液和產(chǎn)液剖面，巖心滲透率（Kg）為300×10-3μm2和900×10-3μm2。

圖1 巖心結(jié)構(gòu)示意圖Fig.1 Diagram of core structure.

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 性能表征

采用QHD32-6 油田模擬注入水配制3 000 mg/L APS 溶液，置于65 ℃保溫箱中，定期取樣，采用奧特光學(xué)儀器公司BDS400 型倒置生物顯微鏡測(cè)試粒徑；采用FEI 公司Quanta FEG450 型場(chǎng)發(fā)射掃描電子顯微鏡觀察微球形貌；采用科諾公司TX-500C 型旋滴界面張力儀測(cè)試H1 的界面張力。

界面張力測(cè)試：將不同濃度的H1 溶液用5 mL注射器緩緩注滿離心管，并防止注入氣泡；將已注好外相液體的離心管管口向下傾斜10°～20°，用微注射器針頭插入H1 溶液中，擠出約0.5 mL 油滴，迅速撤出針頭，并使離心管保持水平，以防油滴移向離心管底部或管口，二者密度差為?ρ；將離心管裝入旋轉(zhuǎn)軸內(nèi)，旋緊壓緊帽，調(diào)節(jié)離心管水平，使管中油滴穩(wěn)定，位于視窗中心位置；選取合適轉(zhuǎn)速（ω），測(cè)量油滴的長(zhǎng)度（L）和寬度（D），使L/D ≥4，利用公式γ=0.25ω2D3?ρ 自動(dòng)計(jì)算界面張力（γ）。

1.2.2 增油效果

采用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置測(cè)試調(diào)驅(qū)劑增油降水效果。實(shí)驗(yàn)設(shè)備和流程見(jiàn)圖2。

1.3 方案設(shè)計(jì)

實(shí)驗(yàn)方案為水驅(qū)至含水80%+調(diào)驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至98%，調(diào)驅(qū)階段實(shí)驗(yàn)方案見(jiàn)表2。其中，H1質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，APS 質(zhì)量濃度為3 000 mg/L，方案1-2 和1-5 為APS 和H1 前后 段塞注入，方案1-3 和1-6 為APS 和H1 混合后同時(shí)注入。

圖2 分注分采巖心實(shí)驗(yàn)設(shè)備和流程示意圖Fig.2 Diagram of test equipment and procedure for separate injection and separate production core.

表2 實(shí)驗(yàn)方案Table 2 Experimental scheme

2 結(jié)果與討論

2.1 性能表征

2.1.1 微球粒徑

APS 微球的粒徑分布與水化時(shí)間關(guān)系見(jiàn)圖3。從圖3 可看出，微球的初始粒徑大多在2 ～6 μm范圍，中值為2 μm 左右；水化240 h 后，顆粒最大粒徑為38.7 μm。最終粒徑中值為18 μm 左右，膨脹倍數(shù)大于8，這有利于封堵儲(chǔ)層中的大孔道，增加高滲層滲流阻力，從而實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大波及體積［14-15］。

圖3 APS 微球粒徑分布與時(shí)間關(guān)系Fig.3 Relationship between particle size distribution of APS microspheres and time.

2.1.2 微球結(jié)構(gòu)表征

APS 微球的SEM 照片見(jiàn)圖4。從圖4 可看出，APS 微球外觀清晰，呈不規(guī)則球形，微觀粒徑尺寸為納米級(jí)。

2.1.3 界面張力

采用注入水配制不同質(zhì)量濃度的H1 溶液，它們與原油間的界面張力見(jiàn)表3。從表3 可看出，隨H1 質(zhì)量濃度的增大，H1 與原油間的界面張力呈下降趨勢(shì)。較低的界面張力可使油水形成乳狀液，降低原油黏度，從而提高驅(qū)油劑的洗油效率。但當(dāng)H1 質(zhì)量濃度超過(guò)1 000 mg/L 后，界面張力降幅減小，因此選取H1 質(zhì)量濃度為1 000 mg/L。

圖4 微球SEM 照片F(xiàn)ig.4 SEM image of APS.

表3 H1 溶液與原油間的界面張力Table 3 Interfacial tension between H1 solution and crude oil

2.2 增油效果

2.2.1 原油黏度17 mPa·s 時(shí)的增油效果

原油黏度17 mPa·s 時(shí)，在具備“分注分采”功能層內(nèi)非均質(zhì)巖心上開(kāi)展驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，采收率結(jié)果見(jiàn)表4，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV 數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖5。從表4 以及圖5 可以看出，與其他兩種調(diào)驅(qū)方式相比，APS/H1 復(fù)合體系提高采收率幅度較高，可提高采收率25.8 百分點(diǎn)。在調(diào)驅(qū)劑注入階段，方案1-1 和1-3 注入壓力呈逐漸下降趨勢(shì)，對(duì)于方案1-2，APS 注入階段注入壓力出現(xiàn)短暫升高，之后隨著H1 注入，注入壓力又呈下降趨勢(shì)，這表明H1 乳化降黏減小滲流阻力的作用較大。復(fù)合體系中H1 可更好地?cái)y帶APS 進(jìn)入巖心，發(fā)揮調(diào)驅(qū)作用。在后續(xù)水驅(qū)階段，方案1-3 即APS/H1復(fù)合體系注入壓力最高。提高采收率機(jī)理認(rèn)為，增加中低滲透層吸液壓差可擴(kuò)大波及體積，進(jìn)而提高采收率，故APS/H1 復(fù)合體系調(diào)驅(qū)增油效果較好［16］。

表4 原油黏度17 mPa·s 時(shí)的采收率Table 4 Recovery rate at oil viscosity 17 mPa·s

圖5 原油黏度17 mPa·s 時(shí)注入壓力（a）、含水率（b）和采收率（c）與PV 數(shù)關(guān)系Fig.5 The relationship between injection pressure(a)，water content(b)，recovery rate(c) and PV number at oil viscosity 17 mPa·s.■ 1-1；▲ 1-2；● 1-3

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中巖心入口和出口端小層分流率與注入PV 數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖6。從圖6 可看出，調(diào)驅(qū)劑類型和段塞組合方式對(duì)巖心吸液剖面（巖心入口分流率）存在較大影響，但對(duì)產(chǎn)液剖面（出口端分流率）影響不大。三種調(diào)驅(qū)劑注入方式的入口分流率存在較大差異，入口分流率變化幅度順序?yàn)椋篐1>APS/H1 復(fù)合體系>APS+H1 組合注入方式。動(dòng)態(tài)特征和機(jī)理分析認(rèn)為，由于H1 自身不具備滯留增加滲流阻力的能力，加之乳化降黏作用，它注入期間壓力較低（見(jiàn)圖5），對(duì)應(yīng)高滲層入口分流率略有升高。隨后續(xù)水驅(qū)進(jìn)行，高滲層中H1 與剩余油乳化作用所形成水包油（O/W）乳狀液增多，“賈敏效應(yīng)”增加滲流阻力作用增強(qiáng)，同時(shí)低滲層中進(jìn)入的少量H1 隨后續(xù)水驅(qū)進(jìn)行逐漸發(fā)揮乳化降黏效果，使低滲層入口附近剩余油飽和度及滲流阻力降低。因此在二者雙重作用下，H1 的后續(xù)水驅(qū)階段入口分流率表現(xiàn)為大幅變化。與此同時(shí)，巖心出口分流率未見(jiàn)明顯變化，且采收率增幅較小，表明H1 擴(kuò)大波及體積效果較差。由此可推斷，H1 致使巖心入口附近區(qū)域剩余油飽和度大幅降低，高、低滲透層間滲流阻力明顯減小，連通性明顯提高，致使進(jìn)入低滲透層的后續(xù)水很快繞流回到高滲透層，并未對(duì)低滲層形成有效的驅(qū)替，此時(shí)采收率增幅主要來(lái)自H1 提高高滲層洗油效率。

圖6 原油黏度17 mPa·s 時(shí)入口分流率（a）和出口分流率（b）與PV 數(shù)關(guān)系Fig.6 The relationship between entrance shunt rate(a)，outlet shunt rate(b) and PV number at oil viscosity 17 mPa·s.■ 1-1；▲ 1-2；● 1-3

APS+H1 組合注入方式的巖心入口分流率幾乎未發(fā)生變化。分析認(rèn)為在組合實(shí)施過(guò)程中，壓力隨APS 微球的注入不斷升高，增加了低滲層的吸液壓差和微球的吸液量，因此增大了低滲透層滲流阻力，導(dǎo)致后續(xù)H1 吸入壓差和吸液量減小，致使巖心入口端附近區(qū)域高、低滲透層間含油飽和度未能大幅減小。后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中，水化膨脹后的APS微球進(jìn)一步增加低滲層滲流阻力，使后續(xù)水驅(qū)中難以動(dòng)用低滲層，因此高滲層吸液率近乎100%。此時(shí)APS 和H1 的協(xié)同作用主要是對(duì)高滲層中剩余油進(jìn)一步驅(qū)替，因此最終采收率增幅大于單獨(dú)注入H1。

2.2.2 原油黏度200 mPa·s 時(shí)的增油效果

原油黏度200 mPa·s 時(shí)，在具備“分注分采”功能層內(nèi)非均質(zhì)巖心上開(kāi)展驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，采收率見(jiàn)表5，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV 數(shù)關(guān)系對(duì)比見(jiàn)圖7。從表5 和圖7 可看出，在原油黏度200 mPa·s 時(shí)，APS/H1 復(fù)合體系采收率增幅遠(yuǎn)大于APS+H1 段塞組合注入方式。這可能因?yàn)?，原油黏度較高時(shí)，滲流阻力較大，剩余油飽和度較大，加之APS 微球水化膨脹，使APS/H1復(fù)合體系后續(xù)水驅(qū)時(shí)壓力及升幅較高，呈波動(dòng)式上升，有利于APS 微球變形通過(guò)孔喉向深部運(yùn)移，發(fā)揮深部調(diào)驅(qū)作用，因此最終采收率增幅較大。

表5 原油黏度200 mPa·s 時(shí)的采收率Table 5 Recovery rate at oil viscosity 200 mPa·s

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中巖心入口和出口端小層分流率與注入PV 數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖8。對(duì)比圖6 和圖8 可看出，200 mPa·s 下H1 對(duì)入口分流率影響最大（高滲層分流率下降幅度最大），同時(shí)壓力降幅也最大，說(shuō)明H1 對(duì)高黏度原油的降黏減阻效果較顯著。對(duì)于APS/H1 復(fù)合體系，H1 減弱了APS 微球?qū)Φ蜐B層的傷害，使后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中低滲層吸液壓差增大，避免了APS+H1 段塞組合注入方式出現(xiàn)的后續(xù)水驅(qū)難以啟動(dòng)低滲層的情況。除此以外，在后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中H1 通過(guò)高洗油效率保證高滲層中微球逐漸向深部運(yùn)移，擴(kuò)大波及體積，進(jìn)一步動(dòng)用低滲層，這也是單獨(dú)注入H1 入口分流率迅速變化，而APS/H1 復(fù)合體系入口分流率逐漸降低的原因。因此APS/H1 復(fù)合體系后續(xù)水?dāng)U大波及體積效果更好，尤其在高原油黏度下，一方面滲流阻力增加，壓力升幅高，有利于微球深部運(yùn)移，另一方面H1 降黏減阻效果顯著，增大低滲層后續(xù)水驅(qū)時(shí)吸液壓差，使擴(kuò)大波及體積效果更好， 因此采收率增幅較大。

圖7 原油黏度200 mPa·s 時(shí)注入壓力（a）、含水率（b）和采收率（c）與PV 數(shù)關(guān)系Fig.7 The relationship between injection pressure(a)，water content(b)，recovery rate(c) and PV number at oil viscosity 200 mPa·s.■ 1-4； ▲ 1-5； ● 1-6

圖8 原油黏度200 mPa·s 時(shí)入口分流率（a）和出口分流率（b）與PV 數(shù)關(guān)系Fig.8 The relationship between entrance shunt rate(a)，outlet shunt rate(b) and PV number at oil viscosity 200 mPa·s.■ 1-4； ▲ 1-5； ● 1-6

3 結(jié)論

1）APS 微球水化240 h 后膨脹倍數(shù)超過(guò)8 倍，H1 質(zhì)量濃度為1 000 mg/L 時(shí)，界面張力為9.15×10-2mN/m，二者性能優(yōu)異，可組成APS/H1 復(fù)合體系，在調(diào)驅(qū)過(guò)程中可充分發(fā)揮各自作用，提高采收率。

2）對(duì)于層內(nèi)非均質(zhì)油藏，單獨(dú)注入H1 會(huì)在注入端附近區(qū)域、高低滲透層間形成低阻滲流通道，致使后續(xù)進(jìn)入低滲透層的驅(qū)油劑經(jīng)該通道返回高滲透層，進(jìn)而減小后續(xù)驅(qū)油劑波及效率。

3）APS+H1 組合注入方式在微球注入過(guò)程中，容易傷害低滲層，減小后續(xù)H1 的吸液量，同時(shí)APS 微球水化膨脹后造成低滲層啟動(dòng)壓力升幅較大，后續(xù)水驅(qū)難以波及，提高采收率效果一般。

4）APS/H1 復(fù)合體系中二者存在協(xié)同效應(yīng)，增油降水效果較好。H1 通過(guò)乳化降黏和高效洗油作用大幅降低高滲透層油相飽和度和滲流阻力，確保APS 微球能運(yùn)移到高滲透深部，而且注入壓力升幅較小，低滲透層吸入APS 微球量較少，啟動(dòng)壓力升幅隨之減小，后續(xù)驅(qū)油劑擴(kuò)大波及體積效果較好，采收率增幅較大。

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