吳天江，趙燕紅，程 辰，曹榮榮

（1.中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.西安長慶化工集團有限公司研究所，陜西西安 710018）

長慶油田是典型的低孔低滲油藏，主要采用注水驅(qū)替與油井壓裂結(jié)合的方式開發(fā)。在長期注水開發(fā)過程中形成的優(yōu)勢水流通道產(chǎn)生了低效甚至無效注水，油井含水快速上升，大量剩余油未被驅(qū)出，導(dǎo)致最終水驅(qū)采收率低。研究表明，采用調(diào)剖調(diào)驅(qū)改善水驅(qū)與化學(xué)驅(qū)等三次采油結(jié)合的方式是“擴大波及體積+提高驅(qū)油效率”組合式提高采收率的技術(shù)方向，集合單項技術(shù)優(yōu)勢發(fā)揮調(diào)與驅(qū)的綜合效果［1-7］。針對長慶低滲透儲層特點，提出采用聚合物微球調(diào)驅(qū)與表面活性劑驅(qū)油結(jié)合的技術(shù)思路。與聚合物凍膠、體膨顆粒等調(diào)驅(qū)體系相比，聚合物微球粒徑為微納米級，分散性和運移性良好，可有效解決低滲透儲層調(diào)驅(qū)注入性關(guān)鍵問題［8-12］。在聚合物微球調(diào)驅(qū)實現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向擴大水驅(qū)波及基礎(chǔ)上，注入表面活性劑驅(qū)替優(yōu)勢水流通道區(qū)域外的剩余油，最終實現(xiàn)提高原油采收率的目的。

目前，聚合物微球與表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)整體處于室內(nèi)研究階段，礦場試驗報道較少［13-15］。已報道的聚合物微球與表面活性劑復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)以單一性能評價以主。聚合物微球與表面活性劑的注入方式有混注和段塞式注入，哪種注入效果好尚未形成統(tǒng)一認識。本文立足長慶典型油藏特點，評價了聚合物微球調(diào)驅(qū)和表面活性劑驅(qū)油的基礎(chǔ)性能，圍繞復(fù)合調(diào)驅(qū)注入方式，重點研究了聚合物微球與表面活性劑在不同體積比條件下混注、段塞式注入的提高采收率效果，確定聚合物微球與表面活性劑復(fù)合驅(qū)的最佳注入?yún)?shù)，并在安塞油田進行了現(xiàn)場應(yīng)用。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

白油、司盤80、吐溫60、丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、2-巰基苯甲酸（MBA）、過硫酸銨、亞硫酸氫鈉，化學(xué)純，陜西邦?；び邢薰?；烷醇酰胺聚氧乙烯聚醚磺酸鹽、椰子油脂肪酸二乙醇酰胺、無水乙醇，工業(yè)級，西安長慶化工集團有限公司；長慶安塞油田脫氣原油，45 ℃下的密度為0.84 g/cm3、黏度為1.91 mPa·s；安塞油田地層水，礦化度93 032 mg/L，離子組成（單位mg/L）：K++Na+11 832、Ca2+22 289、Mg2+122、Ba2+497、Cl-58 258、HCO3-34；填砂管巖心，填料為長慶長6露頭砂巖磨碎石英砂，粒徑為177～420 μm（80～40目）。

AIR-1S真空攪拌反應(yīng)釜，上海歐河機械設(shè)備有限公司；Malvern Zetasizer Nano ZSE粒度儀，英國馬爾文帕納科公司；S-4800 型高分辨場發(fā)射掃描電鏡，日本日立公司；SVT20N 超低界面張力儀，德國Dataphysics 公司；采油化學(xué)劑評價實驗裝置，山東中石大石儀科技有限公司。

1.2 實驗方法

1.2.1 制備方法

（1）聚合物微球乳液的制備。將白油與司盤80混合形成均勻油相，加入丙烯酸、AMPS和去離子水并充分溶解，再加入吐溫40、MBA、過硫酸銨和亞硫酸氫鈉。將上述溶液移至反應(yīng)釜中，攪拌并逐步加水，高速攪拌10～20 min，快速升溫至50 ℃，通氮氣持續(xù)反應(yīng)2～3 h，得到聚合物微球乳液。

（2）表面活性劑復(fù)配體系的制備。將烷醇酰胺聚氧乙烯聚醚磺酸鹽與椰子油脂肪酸二乙醇酰胺按質(zhì)量比3∶1 置于500 mL 燒杯中，加入5%無水乙醇，攪拌均勻，得到表面活性劑復(fù)配體系。

1.2.2 性能測試

（1）微球形貌及粒徑測試。將聚合物微球乳液用無水乙醇洗滌破乳、離心分離和真空干燥處理后，用掃描電鏡觀察微觀形貌，用激光粒度儀測量粒徑分布。

（2）油水界面張力的測定。參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5370—2018《表面及界面張力測定方法》，用超低界面張力儀測定油水兩相界面張力。

（3）巖心驅(qū)替實驗。①微球封堵性能實驗。將填砂管巖心模型飽和地層水，測定孔隙體積；在一定泵排量下測量巖心的水測滲透率，記錄壓力及對應(yīng)流量；向巖心中注入聚合物微球，50 ℃恒溫老化48 h；后續(xù)水驅(qū)，記錄相關(guān)數(shù)據(jù)并計算。②表面活性劑、聚合物微球/表面活性劑復(fù)合體系驅(qū)油實驗。將填砂管巖心模型飽和地層水，測定孔隙體積、水測滲透率，飽和原油；水驅(qū)油至巖心出口端含水100%，計算水驅(qū)采收率；分別開展注表面活性劑、聚合物微球/表面活性劑復(fù)合體系實驗，記錄相關(guān)數(shù)據(jù)并計算最終采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 微球形貌及粒徑分布

納米聚合物微球初始粒徑小，一般為50～300 nm，根據(jù)應(yīng)用需求可通過改變合成條件調(diào)節(jié)微球粒徑大小。微球具有水化膨脹特性，膨脹倍數(shù)為20～100 倍。因合成條件的不同，微球初始粒徑大小具有差異性，其遇水后的膨脹速率和最終的膨脹倍數(shù)并不完全相同。通過掃描電鏡可以觀察到粒徑為50 nm的微球在水化膨脹過程中不同階段的粒徑變化及分布，如圖1所示。微球原液未水化前，顆粒粒徑為50 nm且分布相對均勻，呈緊密排列堆積狀態(tài)，邊界模糊。將微球乳液配制成水溶液后發(fā)生水化膨脹，微球顆粒開始不斷聚集，水化膨脹3 d后的微球粒徑由50 nm膨脹為0.6～1 μm，分散性、球形度均較好。水化8 d后，微球粒徑變?yōu)?～5 μm，分散性、球形度仍較好保持，但微球顆粒局部團聚特征明顯，大粒徑顆粒周圍吸附聚集了多個小粒徑顆粒。

圖1 聚合物微球不同水化階段的微觀形貌

用激光粒度儀測試微球不同水化階段的粒徑分布。由圖2 可見，聚合物微球粒徑呈明顯的高斯正態(tài)分布。聚合物微球初始粒徑D50（中值粒徑，即顆粒累計分布為50%的粒徑）為50 nm，水化膨脹3、8 d 后的粒徑變?yōu)?00 nm、5 μm。隨水化時間的延長，膨脹倍數(shù)幾乎未發(fā)生變化，即聚合物微球的膨脹倍數(shù)約100倍。

圖2 微球不同水化膨脹階段的粒徑分布

2.2 油水界面張力

2.2.1 表面活性劑復(fù)配體系

在室溫26 ℃、礦化度90 g/L 的條件下，不同質(zhì)量濃度表面活性劑復(fù)配體系的油水界面張力值隨時間的變化如圖3 所示。由圖3 可見，隨著時間的延長，表面活性劑復(fù)配體系的油水界面張力均表現(xiàn)出先快速降低后快速升高再趨于平穩(wěn)的特點。表面活性劑質(zhì)量濃度越高，界面張力降幅越大，其動態(tài)界面張力最低值越小。表面活性劑質(zhì)量濃度為3、4 g/L時的動態(tài)界面張力最低值可達到10-3mN/m。綜合考慮，表面活性劑復(fù)配體系的適宜用量為3 g/L。

圖3 復(fù)合面活性劑加量對油水界面張力的影響

2.2.2 微球與表面活性劑混合液

固定表面活性劑復(fù)配體系的質(zhì)量濃度為3 g/L，在室溫26 ℃、礦化度90 g/L 的條件下，考察表面活性劑與不同質(zhì)量濃度聚合物微球混合液的油水界面張力值及其隨時間的變化，結(jié)果如圖4 所示。由圖4 可見，聚合物微球與表面活性劑混合液仍能有效降低油水界面張力，表現(xiàn)出先快速降低后緩慢升高的趨勢。微球質(zhì)量濃度越大，其與表面活性劑混合液降低界面張力的幅度越小，未達到10-3mN/m數(shù)量級。微球質(zhì)量濃度為1、2、3 g/L 時對應(yīng)的油水界面張力最低值依次為0.0123、0.0300、0.0501 mN/m。微球分散相的加入增加了混合液的黏度，一定程度上屏蔽了表面活性劑的界面活性以及形成膠束的能力，導(dǎo)致界面張力降低幅度變小。由此可見，聚合物微球不利于表面活性劑提高驅(qū)油效率。

圖4 表面活性劑與不同濃度微球混合液的油水界面張力

2.3 復(fù)合調(diào)驅(qū)性能

2.3.1 微球封堵性能

利用長50 cm、管徑2.5 cm 的填砂管，制作4 個滲透率為55.7×10-3～62.3×10-3μm2的巖心模型，考察不同質(zhì)量濃度聚合物微球的調(diào)驅(qū)封堵性能，結(jié)果如表1 所示。隨著微球質(zhì)量濃度的增加，巖心的阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)和封堵率均增大，表明微球可有效降低巖心滲透率實現(xiàn)封堵。質(zhì)量濃度大于4 g/L 時的微球封堵率約為80%，質(zhì)量濃度為5 g/L 時的封堵率變化不明顯。因此，巖心驅(qū)替實驗中，聚合物微球適宜的注入量為4 g/L。微球質(zhì)量濃度增加，增大了分散性微球顆粒的聚集度并形成比表面堆積效應(yīng)［16］，通過不斷突破孔喉、運移，最終駐留在地層深部產(chǎn)生深部調(diào)驅(qū)的效果。微球注入過程中壓力呈現(xiàn)波動式上升，且質(zhì)量濃度越高，壓力波動越明顯（圖5），具有堵而不死、動態(tài)調(diào)驅(qū)的特性。

圖5 不同濃度微球調(diào)驅(qū)實驗中注入壓力隨注入量的變化

表1 微球質(zhì)量濃度對填砂管封堵性能的影響

2.3.2 驅(qū)油注入方式優(yōu)選

設(shè)計兩種實驗方案。第一種混合注入方式為4 g/L 聚合物微球與3 g/L 表面活性劑混合液驅(qū)替，第二種段塞注入方式為先注4 g/L聚合物微球、再注3 g/L 表面活性劑驅(qū)，考察不同注入方式對聚合物微球/表面活性劑復(fù)合驅(qū)效果的影響。為便于對比，混合注入和段塞注入總體積保持不變，兩種注入方案的聚合物微球與表面活性劑注入體積比均為1∶1。由表2 可見，段塞注入采收率平均提高24.95 百分點，混合注入采收率平均提高20.52百分點，段塞注入方式的驅(qū)替效果好于混合注入。從注入性看，段塞注入平均壓力增加0.76 MPa，混合注入平均壓力增加1.85 MPa?；旌献⑷雺毫υ龇?，不利于復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場注入。圖6、圖7 分別為CY2-11 號填砂管微球與表面活性劑段塞注入、CY2-15號填砂管微球與表面活性劑混合注入的實驗動態(tài)生產(chǎn)曲線?？梢钥闯?，段塞注入壓力上升慢，提高采收率幅度大；而混合注入壓力上升快，提高采收率幅度小，且實驗過程中微球與表面活性劑混合液有明顯增稠變黏現(xiàn)象。在2.2.2 節(jié)界面張力測試過程中發(fā)現(xiàn)混合液不利于發(fā)揮表面活性劑的驅(qū)油作用。對于微球與表面活性劑混合液，在微球先期注入調(diào)驅(qū)封堵過程中，吸附損耗了部分表面活性劑。因此，現(xiàn)場采用段塞注入方式。

表2 不同注入方式復(fù)合驅(qū)提高采收率實驗結(jié)果

圖6 微球與表面活性劑段塞式注入實驗動態(tài)生產(chǎn)曲線

圖7 微球與表面活性劑混合注入實驗動態(tài)生產(chǎn)曲線

2.4 現(xiàn)場應(yīng)用

安塞油田平均孔隙度13.7%，平均滲透率2.29×10-3μm2，是中國陸上開發(fā)最早的整裝特低滲透油藏。注水開發(fā)近30年，采出程度高，含水上升快，產(chǎn)量遞減大，水驅(qū)不均矛盾突出。2016 年，在該油田開展了19個井組聚合物微球/表面活性劑復(fù)合驅(qū)試驗。試驗區(qū)檢查井水淹解釋的強水洗帶平均滲透率為16.3×10-3μm2，示蹤劑監(jiān)測解釋的優(yōu)勢大孔道的滲透率在49×10-3～300×10-3μm2之間。通過聚合物微球調(diào)驅(qū)擴大波及后再注表面活性劑提高驅(qū)油效率。聚合物微球注入量4 g/L、表面活性劑注入量3 g/L，注入速度按注水井的地質(zhì)配注執(zhí)行。聚合物微球、表面活性劑注入體積各0.03 PV，總注入體積0.06 PV。

19 口注水井調(diào)驅(qū)后的平均注水壓力由10.6 MPa 上升至11.3 MPa，增加0.7 MPa，表明復(fù)合調(diào)驅(qū)體系在地層實現(xiàn)了深部運移。3口可對比井吸水剖面測試結(jié)果表明，注聚合物微球后吸水厚度由9.23 m 增至10.27 m，平均單井吸水厚度增加1.04 m，尖峰狀吸水變?yōu)榫鶆蛭?，水?qū)效果明顯改善。聚合物微球注入2 個月后對應(yīng)油井開始見效，動態(tài)上表現(xiàn)為產(chǎn)油量上升，含水上升趨勢得到抑制。綜合含水由71.4%下降至70.1%，含水小幅下降并保持穩(wěn)定。日產(chǎn)油量由試驗前的82.8 t 上升至88.5 t，最高峰值達到92.5 t/d，累計增油3576 t。

3 結(jié)論

聚合物微球初始粒徑一般為50～300 nm，具有水化膨脹特性，膨脹倍數(shù)為20～100 倍。通過掃描電鏡觀察到微球水化膨脹過程中的聚集特性，其粒徑呈典型的高斯正態(tài)分布。表面活性劑最適宜的加量為3 g/L。聚合物微球與表面活性劑混合后黏度增大，屏蔽了表面活性劑的界面活性以及形成膠束的能力，導(dǎo)致油水界面張力降幅變小，不利于表面活性劑驅(qū)油。聚合物微球?qū)r心的封堵性較好，質(zhì)量濃度大于4 g/L 時巖心的封堵率約80%。聚合物微球與表面活性劑最佳注入方式為體積比1∶1的段塞式注入。聚合物微球與表面活性劑復(fù)合驅(qū)技術(shù)在安塞油田現(xiàn)場應(yīng)用效果良好，累計增油3576 t。