張慶龍

（中國石油冀東油田分公司陸上油田作業(yè)區(qū)，河北 唐山 063299）

0 引言

陸相沉積油藏一般都具有比較嚴(yán)重的非均質(zhì)性，儲(chǔ)層滲透率越高，流體在其中的滲流阻力就越小。因此，在此類油藏水驅(qū)開發(fā)過程中，注入水會(huì)更多地進(jìn)入到高滲層，從而造成高滲層含水飽和度和水相滲透率增大，并且長時(shí)間注水會(huì)破壞巖石結(jié)構(gòu)，從而進(jìn)一步減小高滲層的滲流阻力，增大其吸水量，導(dǎo)致注水開發(fā)進(jìn)入低效甚至無效循環(huán)［1-5］。

為進(jìn)一步提高此類非均質(zhì)油藏的采收率，必須增大注入流體在中、低滲儲(chǔ)層中的波及體積。因此，各大油田在水驅(qū)措施后繼續(xù)采用聚合物驅(qū)油。聚合物溶液進(jìn)入地層后會(huì)優(yōu)先選擇進(jìn)入高滲層，由于其高黏度特性，會(huì)在地層中滯留一定的溶液，從而增大高滲層的滲流阻力，整體注入壓力升高，提高了中、低滲層的吸液壓差，使中、低滲層的吸液量和波及體積增大，達(dá)到提高采收率的目的［6-12］。而隨著聚合物驅(qū)時(shí)間的延長，中、低滲層同樣也會(huì)有部分聚合物滯留，造成滲流阻力進(jìn)一步增大，其吸液啟動(dòng)壓力也同時(shí)加大，而注入壓力由于受到地層巖石破裂壓力的影響，不能持續(xù)增大。因此，中、低滲層的吸液壓差會(huì)逐漸降低，吸液量下降，出現(xiàn)“剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象，影響聚合物驅(qū)的開發(fā)效果。

為避免聚合物驅(qū)過程中過早出現(xiàn) “剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象，應(yīng)盡可能減少進(jìn)入到中、低滲層的聚合物用量。因此，本文研發(fā)了一種聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系，采用依次注入高滯留（聚合物微球）與低滯留（表面活性劑）驅(qū)油劑的方式，提高非均質(zhì)油藏的采收率。聚合物微球與其他常規(guī)聚合物驅(qū)油劑相比，具有易注入、封堵調(diào)節(jié)能力強(qiáng)的特點(diǎn)，能夠?qū)Ω邼B層產(chǎn)生有效封堵［13-16］；而表面活性劑具有較強(qiáng)的洗油能力，能夠有效提高中、低滲層的驅(qū)油效率［17-18］。注入一定數(shù)量的聚合物微球后轉(zhuǎn)注表面活性劑，可以有效避免中、低滲層滯留過多的聚合物類物質(zhì)，防止過早出現(xiàn)“剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象。通過調(diào)整2種驅(qū)油劑的質(zhì)量濃度以及注入量，可以最大限度地提高非均質(zhì)儲(chǔ)層的采收率，改善驅(qū)油效果。

1 實(shí)驗(yàn)

1.1 材料及儀器

實(shí)驗(yàn)材料：聚合物微球JWQ-11（改性聚丙烯酰胺），平均粒徑為6.5 μm，實(shí)驗(yàn)室自制；表面活性劑SGS-Ⅱ（陰-非離子型表面活性劑），實(shí)驗(yàn)室自制；模擬地層水（總礦化度為1 739 mg/L，水型為NaHCO3型）；儲(chǔ)層原油（地層條件下黏度為 1.76 mPa·s，密度為0.764 g/cm3）；實(shí)驗(yàn)巖心為人造柱狀巖心（長度8.0 cm，直徑2.5 cm）和人造三層非均質(zhì)巖心（尺寸為30.0 cm×4.5 cm×4.5 cm，高、中、低滲層的氣測滲透率分別近似為1 000×10-3，300×10-3，30×10-3μm2）。

實(shí)驗(yàn)儀器：ND704型電熱干燥箱，蘇州諾德烘箱制造有限公司生產(chǎn)；S-4800型掃描電子顯微鏡，北京哈科試驗(yàn)儀器廠生產(chǎn)；TX-500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀，美國CNG公司生產(chǎn)；多功能巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置（主要包括平流泵、溫度控制裝置、巖心夾持器、壓力表和中間容器等），實(shí)驗(yàn)室自制。

1.2 方法

1.2.1 聚合物微球性能評(píng)價(jià)

1.2.1.1 膨脹性能

取一定數(shù)量的聚合物微球加入到模擬地層水中，攪拌均勻，形成質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的聚合物微球JWQ-11溶液，在儲(chǔ)層溫度（95℃）條件下放置不同時(shí)間，使用電子顯微鏡掃描，并測定不同時(shí)間后聚合物微球的粒徑，計(jì)算其膨脹倍數(shù)。

1.2.1.2 封堵性能

實(shí)驗(yàn)步驟為：1）將不同滲透率的柱狀巖心抽真空，飽和模擬地層水，分別計(jì)算孔隙度和孔隙體積，備用；2）采用模擬地層水驅(qū)替巖心，直至壓力穩(wěn)定，驅(qū)替流速為0.2 mL/min，記錄壓力p1；3）以相同流速注入不同數(shù)量或不同質(zhì)量濃度的聚合物微球JWQ-11溶液，然后關(guān)閉巖心進(jìn)、出端閥門，在儲(chǔ)層溫度條件下放置5 d，待聚合物微球水化膨脹；4）繼續(xù)采用模擬地層水以相同流速驅(qū)替巖心，直至壓力穩(wěn)定，記錄壓力p2，并計(jì)算封堵率

1.2.2 表面活性劑性能評(píng)價(jià)

1.2.2.1 界面活性

使用模擬地層水配制不同質(zhì)量濃度的表面活性劑SGS-Ⅱ溶液，在儲(chǔ)層溫度條件下放置24 h后，使用旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定表面活性劑溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力。

1.2.2.2 驅(qū)油性能

實(shí)驗(yàn)步驟為：1）選擇 5塊滲透率為 30×10-3μm2左右的柱狀巖心，飽和模擬地層水，分別測定孔隙體積和孔隙度；2）將巖心飽和儲(chǔ)層原油，在儲(chǔ)層溫度條件下老化24 h；3）使用模擬地層水驅(qū)替巖心，至含水率超過98%為止，驅(qū)替流速為0.2 mL/min，計(jì)算水驅(qū)采收率；4）注入不同數(shù)量和一定質(zhì)量濃度的SGS-Ⅱ溶液，然后繼續(xù)使用模擬地層水驅(qū)替巖心，至含水率超過98%為止，得到最終采收率，計(jì)算表面活性劑驅(qū)采收率。

1.2.3 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系驅(qū)油性能

實(shí)驗(yàn)步驟為：1）將人造三層非均質(zhì)巖心抽真空，并飽和模擬地層水，計(jì)算孔隙體積；2）將巖心飽和儲(chǔ)層原油，在儲(chǔ)層溫度條件下老化24 h；3）使用模擬地層水驅(qū)替巖心，至含水率達(dá)到98%以上為止，注入0.3 PV的質(zhì)量濃度為2 000 mg/L的JWQ-11溶液，在95℃下放置5 d后再注入0.3 PV的質(zhì)量濃度為2 500 mg/L的SGS-Ⅱ溶液，然后繼續(xù)使用模擬地層水驅(qū)替巖心，至含水率超過98%為止；4）記錄各階段驅(qū)替過程中的壓力、產(chǎn)水量和產(chǎn)油量，計(jì)算出水驅(qū)采收率、最終采收率和復(fù)合調(diào)驅(qū)體系采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 聚合物微球性能評(píng)價(jià)

2.1.1 膨脹性能

聚合物微球JWQ-11吸水后的膨脹性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。由圖可知：隨著JWQ-11水化時(shí)間的延長，膨脹倍數(shù)逐漸增大；在100 h以內(nèi)的膨脹倍數(shù)增速較快，100 h以后膨脹倍數(shù)增速減緩；當(dāng)水化時(shí)間為120 h時(shí)，JWQ-11膨脹倍數(shù)可以達(dá)到8.5，說明其具有良好的膨脹性能。

圖1 JWQ-11膨脹倍數(shù)隨水化時(shí)間的變化

2.1.2 封堵性能

聚合物微球JWQ-11在不同質(zhì)量濃度或不同注入量時(shí)，對(duì)不同滲透率巖心的封堵性能實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2和圖3所示。其中，高、中、低滲巖心的滲透率分別為 1 000×10-3，300×10-3，30×10-3μm2，JWQ-11 質(zhì)量濃度對(duì)封堵性能的影響實(shí)驗(yàn)中注入量均為0.5 PV，JWQ-11注入量對(duì)封堵性能的影響實(shí)驗(yàn)中注入質(zhì)量濃度均為2 000 mg/L。

圖2 JWQ-11質(zhì)量濃度對(duì)封堵性能的影響

圖3 JWQ-11注入量對(duì)封堵性能的影響

由圖2可知：在JWQ-11注入量相同的情況下，隨著JWQ-11質(zhì)量濃度的增大，不同滲透率巖心的封堵率均逐漸升高；當(dāng)JWQ-11質(zhì)量濃度為2 000 mg/L時(shí)，高、中、低滲巖心的封堵率均超過95%，取得良好的封堵效果。

由圖3可知：在JWQ-11注入質(zhì)量濃度相同的情況下，隨著注入量的增大，不同滲透率巖心的封堵率均逐漸升高；當(dāng)JWQ-11注入量為0.3 PV時(shí)，高、中、低滲巖心的封堵率均達(dá)到90%以上，其中對(duì)高滲巖心的封堵率為91.4%，說明此時(shí)JWQ-11可以對(duì)高滲層產(chǎn)生有效封堵。因此，綜合考慮施工成本等因素，選擇JWQ-11的最佳注入質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，最佳注入量為0.3 PV。

2.2 表面活性劑性能評(píng)價(jià)

2.2.1 界面活性

不同質(zhì)量濃度表面活性劑SGS-Ⅱ溶液與儲(chǔ)層原油之間的界面張力實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖4。由圖可知：隨著SGS-Ⅱ質(zhì)量濃度的增大，界面張力逐漸降低；當(dāng)SGS-Ⅱ質(zhì)量濃度為2 500 mg/L時(shí)，界面張力降低至10-3mN/m數(shù)量級(jí)，達(dá)到超低界面張力水平，再繼續(xù)增大表面活性劑質(zhì)量濃度，界面張力基本不再變化。因此，選擇SGS-Ⅱ的最佳注入質(zhì)量濃度為2 500 mg/L。

圖4 表面活性劑質(zhì)量濃度對(duì)界面張力的影響

2.2.2 驅(qū)油性能

表面活性劑SGS-Ⅱ的驅(qū)油性能評(píng)價(jià)結(jié)果如表1所示。其中，SGS-Ⅱ的質(zhì)量濃度均為2 500 mg/L。由表可知：隨著SGS-Ⅱ注入量的增大，提高采收率幅度逐漸增大；當(dāng)注入量為0.3 PV時(shí)，采收率提高幅度達(dá)到12.0百分點(diǎn)以上；再繼續(xù)增大SGS-Ⅱ的注入量，采收率提高幅度變化不大。因此，選擇SGS-Ⅱ的最佳注入量為0.3 PV。

表1 SGS-Ⅱ的驅(qū)油性能評(píng)價(jià)結(jié)果

2.3 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系驅(qū)油性能評(píng)價(jià)

聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的驅(qū)油性能評(píng)價(jià)結(jié)果見圖5。由圖可以看出，在水驅(qū)階段，含水率迅速增大，驅(qū)替壓力先上升后下降至趨于平穩(wěn)，水驅(qū)采收率逐漸增大，此時(shí)注入水大多進(jìn)入到高滲層，中、低滲層的波及體積較小，水驅(qū)采收率為41.6%，還有大量原油存在于中、低滲層。

圖5 巖心含水率、采收率及注入壓力隨注入量的變化

在注聚合物微球階段，含水率略有下降，高滲層的一部分剩余油被聚合物微球驅(qū)出，采收率有所增大，注入壓力由0.063 MPa增加至0.278 MPa，這是由于聚合物微球吸水膨脹后對(duì)高滲層產(chǎn)生了有效的封堵，從而使得注入壓力迅速增大。

在注表面活性劑階段，含水率明顯下降，此時(shí)由于聚合物微球?qū)Ω邼B層的封堵作用，表面活性劑溶液大多進(jìn)入中、低滲層，通過其較強(qiáng)的洗油作用，使中、低滲層原油逐漸被驅(qū)出，采收率明顯增大，而由于表面活性劑具有一定的降壓作用，此時(shí)驅(qū)替壓力出現(xiàn)下降。

在后續(xù)水驅(qū)階段，含水率開始緩慢升高，由于前期注入的聚合物微球具有良好的封堵效果，后續(xù)注入水大量地進(jìn)入中、低滲層，使得采收率進(jìn)一步提高，而驅(qū)替壓力緩慢降低后逐漸趨于穩(wěn)定，巖心最終采收率為65.8%，聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系和后續(xù)水驅(qū)總共提高采收率24.2百分點(diǎn)。綜合以上結(jié)果認(rèn)為，聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系具有良好的驅(qū)油效果。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 研究區(qū)地層特征及開發(fā)現(xiàn)狀

陸上某油田W區(qū)塊含油面積為6.3 km2，已探明地質(zhì)儲(chǔ)量為2 072×104t，儲(chǔ)層巖性主要為含礫砂巖和中細(xì)砂巖，孔隙度主要分布在16.1%～ 24.8%，平均為20.3%，滲透率主要分布在 29.6×10-3～ 1 014.5×10-3μm2，平均為 406×10-3μm2。研究區(qū)儲(chǔ)層發(fā)育，分層系數(shù)大，非均質(zhì)性較強(qiáng)，層間滲透率變異系數(shù)為0.52～0.76，滲透率級(jí)差為12.6～27.3。地層溫度為95℃左右，儲(chǔ)層原油具有低黏（1.73 mPa·s）和低飽和壓力（5.93 MPa）的特點(diǎn)。

該區(qū)塊共設(shè)計(jì)生產(chǎn)井52口，注水井22口，自1988年投產(chǎn)以來，經(jīng)歷了天然能量驅(qū)動(dòng)和人工注水驅(qū)動(dòng)開發(fā)階段，期間通過不斷完善油藏注采關(guān)系、注水補(bǔ)充地層能量，地層壓力保持水平較高。然而隨著注水開發(fā)時(shí)間的延長，開采效果逐漸變差，目前該區(qū)塊主要存在注采層間矛盾大、小層動(dòng)用程度差異較大等問題，綜合含水率達(dá)到85%以上。該區(qū)塊目前平均地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度為12.5%，剩余可開采儲(chǔ)量潛力較大。

3.2 復(fù)合調(diào)驅(qū)體系應(yīng)用效果

選取W31井組作為試驗(yàn)對(duì)象，該井組共有注水井3口，生產(chǎn)井15口。根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究結(jié)果，設(shè)計(jì)先注入0.3 PV聚合物微球JWQ-11，注入質(zhì)量濃度為2 000 mg/L，然后關(guān)井5 d，開井后再繼續(xù)注入0.3 PV表面活性劑SGS-Ⅱ，注入質(zhì)量濃度為2 500 mg/L，最后繼續(xù)水驅(qū)開發(fā)。措施后，3口注水井的注入壓力均明顯升高，不同層位的相對(duì)吸液量發(fā)生了明顯轉(zhuǎn)變。以W31-1井為例，高滲層相對(duì)吸液量明顯下降，低滲層相對(duì)吸液量明顯增大（見圖6），說明聚合物微球?qū)Ω邼B層產(chǎn)生了有效的封堵。

圖6 W31-1井措施前后不同滲透層的相對(duì)吸液量

3口典型生產(chǎn)井措施前后的日產(chǎn)油量和含水率如表2所示。由表2可以看出，3口生產(chǎn)井日產(chǎn)油量均提升1倍以上，平均含水率由88.7%降低至80.3%，達(dá)到了降水增油的目的。這說明聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系能夠進(jìn)一步提高非均質(zhì)油藏水驅(qū)后的采收率，具有良好的推廣應(yīng)用前景。

表2 措施前后典型生產(chǎn)井的日產(chǎn)油量和含水率

4 結(jié)論

1）聚合物微球JWQ-11具有良好的膨脹性能和封堵性能，在儲(chǔ)層溫度條件下水化120 h后膨脹倍數(shù)可以達(dá)到8.5，在注入質(zhì)量濃度為2 000 mg/L、注入量為0.3 PV時(shí)，對(duì)高滲巖心的封堵率可以達(dá)到90%以上。表面活性劑SGS-Ⅱ具有良好的界面活性和驅(qū)油效果，在注入質(zhì)量濃度為2 500 mg/L時(shí)，界面張力可以降低至10-3mN/m數(shù)量級(jí)，在低滲巖心水驅(qū)后注入0.3 PV表面活性劑SGS-Ⅱ溶液，可以繼續(xù)提高采收率12.0百分點(diǎn)以上。

2）聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)體系對(duì)非均質(zhì)巖心具有良好的驅(qū)油效果，巖心水驅(qū)后注入聚合物微球能夠?qū)Ω邼B層產(chǎn)生有效封堵，使得后續(xù)注入的表面活性劑和水能夠更多地進(jìn)入中、低滲層，提高波及體積，使得非均質(zhì)巖心的采收率提高24.2百分點(diǎn)。

3）W區(qū)塊現(xiàn)場應(yīng)用結(jié)果表明，實(shí)施聚合物微球-表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)措施后，注水井的注入壓力明顯升高，高滲層相對(duì)吸液量明顯下降，低滲層相對(duì)吸液量明顯增大。生產(chǎn)井日產(chǎn)油量提高1倍以上，含水率明顯下降，達(dá)到了降水增油的目的。