裂缝油藏聚合物凝胶/表面活性剂调驱室内实验

周俊杰

(中油长城钻探工程有限公司，辽宁盘锦 124010)



裂缝油藏聚合物凝胶/表面活性剂调驱室内实验

周俊杰

(中油长城钻探工程有限公司，辽宁盘锦 124010)

针对表面活性剂驱在裂缝性油藏中驱油效果差的特点，提出了聚合物凝胶/表面活性剂组合调驱技术，该技术可利用聚合物凝胶成胶后的高阻力因子，使注入的表面活性剂易进入未水洗层段，提高整体的驱油效率。本文研制了一种缓交联、易注入的聚合物凝胶LHGEL，评价了其成胶性能的影响因素，并与矿场用的表面活性剂LHPS进行了配伍性实验，最后借助裂缝性岩心驱油实验评价了组合调驱体系的提高采收率能力。结果表明，聚合物凝胶LHGEL的成胶性能受矿化度和温度的影响较大，其中温度越高，矿化度越高，聚合物凝胶的成胶时间越短，成胶强度越大。表面活性剂LHPS和成胶后的聚合物凝胶LHGEL的配伍性好，在油藏温度50 ℃，矿化度10 000 mg/L条件下，组合调驱体系可大幅度提高裂缝性岩心的采收率，在水驱基础上提高采收率幅度达22.1%。该驱油体系在裂缝性油藏具有广泛的应用前景。

表面活性剂； 裂缝性油藏； 聚合物凝胶； 成胶性能； 配伍性

随着石油资源的需求量越来越大，我国油田的勘探开发方向逐渐转向低渗透油田，但是低渗透油田由于天然能量弱，弹性开采递减快，采收率低，注水开发已成为低渗油田的必由之路。低渗透油田由于微裂缝的存在，注水开发更加剧了其非均质性，水淹、水窜现象严重，矿场急需一种行之有效的提高采收率新技术以适应裂缝性油藏的高效开发[1-4]。表面活性剂驱在常规油藏中以作为一种高效的采收率技术在矿场取得广泛应用，近年来，表面活性剂驱油技术在低渗透油藏中取得了一定的增油降水效果，但是由于表面活性剂的阻力因子低，存在“堵不住、有效期短、驱油效率差”的问题[5-7]。在此背景下，聚合物凝胶/表面活性剂组合调驱技术被提出，该技术可充分发挥聚合物凝胶的扩大波及效率和表面活性剂提高驱油效率的协同作用，聚合物凝胶是由聚合物溶液和交联剂按照一定比例配制而成的一种以分子间交联为主、分子内交联为辅的交联体系，当聚合物凝胶进入地层后，首先进入渗流阻力较小的裂缝等高渗层，待聚合物凝胶成胶以后，封堵裂缝等高渗层后，提高后续注入流体的渗流阻力，使注入的表面活性剂发生液流转向，进入未水洗层，大幅度提高低渗裂缝性油藏的采收率[8-13]。本文研制了一种缓交联、易注入的聚合物凝胶LHGEL，评价了其成胶性能的影响因素，并与矿场用的表面活性剂LHPS进行了配伍性实验，最后借助非均质模型评价了组合调驱体系的提高采收率能力。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

石油磺酸盐LHPS，工业品，辽河油田提供；有机铬类交联剂JL-5，实验室自制；添加剂TJ-1，实验室自制；部分水解聚丙烯酰胺HPAM，相对分子质量为1 600×104，大庆聚合物有限公司；实验用地层水为不同矿化度的模拟地层水，水质分析结果见表1，在无特殊说明的情况下，模拟地层水的矿化度为10 000 mg/L；实验用油为辽河油田脱水脱气原油，50 ℃下原油平均黏度20.4 mPa·s。实验用三块岩心为人造裂缝性岩心，φ5 cm×5 cm×30 cm。

表1 不同矿化度的模拟地层水水质分析

主要仪器：TX-500旋转界面张力仪，美国科诺工业有限公司；化学驱动态模拟系统，海安石油科研仪器有限公司；BH-1型岩心抽空加压饱和装置，海安石油科研仪器有限公司；BS-600L电子天平，上海升亮电子科技有限公司；DC-0530恒温水浴槽，上海方瑞仪器有限公司； LVDVII+型黏度计，上海图新电子科技有限公司；HW-4A双联恒温箱，江苏海安石油科研仪器有限公司。

1.2 实验方法

1.2.1 聚合物凝胶LHGEL的制备 将一定质量的聚合物HPAM加入到模拟地层水中，配制成3 000 mg/L的聚合物溶液，向聚合物溶液中加入一定质量的铬类交联剂JL-5和添加剂TJ-1，使铬类交联剂JL-5的质量浓度为500 mg/L。混合均匀后，置于设定好温度的恒温槽中，观察聚合物凝胶LHGEL的成胶情况。

1.2.2 聚合物凝胶LHGEL成胶性能的测定 将配制好的未成胶的聚合物凝胶LHGEL装入试管并置入恒温槽中，每隔1 h将试管倒置，以观察聚合物凝胶LHGEL的成胶情况，聚合物凝胶LHGEL的成胶时间采用目测代码法，级别D时为LHGEL的成胶时间，LHGEL的成胶强度采用目测代码法和突破真空度法测定，测试装置及测试方法见文献[12-13]。

1.2.3 组合调驱体系配伍性评价 50 ℃时，在配制好的未成胶聚合物凝胶体系中加入一定质量的表面活性剂LHPS，利用目测代码法和突破真空度法研究表面活性剂质量浓度对LHGEL成胶性能的影响。

将成胶后的聚合物凝胶LHGEL与不同质量浓度的表面活性剂混合后置于50 ℃的恒温箱中，24 h后测量混合体系的黏度和混合体系与原油界面张力。

1.2.4 组合调驱体系提高采收率性能评价 选用人造裂缝性岩心，干燥称重；将岩心抽真空6 h后，饱和模拟地层水，称取湿重，计算水测渗透率和孔隙度；饱和脱水原油；50 ℃时，以0.5 mL/min的注入速度水驱至含水率95%后，以同样的速度注入新配制的聚合物凝胶LHGEL0.2 PV，在50 ℃条件下静置48 h后注入0.4 PV质量浓度为3 000 mg/L的表面活性剂LHPS，然后水驱至不出油为止，记录各阶段的产油量和产液量以及压力的变化，计算各阶段的采收率。

2 结果与讨论

2.1 聚合物凝胶LHGEL的成胶性能

2.1.1 温度的影响 表2为在矿化度为10 000 mg/L的模拟水中，温度对聚合物凝胶LHGEL成胶时间和成胶强度的影响。从表2中可以看出，随着温度的升高，聚合物凝胶LHGEL的成胶时间减小，特别是当温度高于50 ℃时，LHGEL的成胶时间明显缩短，这主要是由于温度的升高加速了有机铬类交联剂JL-5的解螯合、多核羟桥络离子的形成及与HPAM的交联速度，使得成胶时间缩短。

表2 温度对聚合物凝胶LHGEL成胶性能的影响

2.1.2 矿化度的影响 表3为在温度为50 ℃的条件下，矿化度对聚合物凝胶LHGEL成胶时间和成胶强度的影响。从表3中可以看出，随着矿化度的提高，聚合物凝胶LHGEL的成胶时间越短，成胶强度越大。地层水中矿化度越高，地层水中的电解质压缩双电层作用越强，聚合物HPAM之间在交联剂的作用下更易发生交联。在矿化度为40000 mg/L的条件下，聚合物凝胶LHGEL能够在18 h内迅速成胶，目测成胶强度为E，利用突破真空度法测得的成胶强度为0.48 MPa，该聚合物凝胶在高矿化度下完全满足矿场封堵大裂缝等渗流优势通道的要求。

表3 矿化度对聚合物凝胶LHGEL成胶性能的影响

2.2 组合调驱体系的配伍性评价

2.2.1 表面活性剂LHPS对未成胶聚合物凝胶的成胶性能的影响 表4为不同质量浓度的表面活性剂LHPS对聚合物凝胶LHGEL成胶时间和成胶强度的影响结果。从表4中可以看出，LHPS的质量浓度为100～500 mg/L时，待LHGEL凝胶成胶后，在短时间内很快破胶；LHPS的质量浓度为1 000～1 500 mg/L时，LHGEL凝胶的整体稳定性较差，成胶2 d后有破胶的趋势；当LHPS的质量浓度大于2 000 mg/L后，LHGEL几乎不成胶，达不到目测成胶强度D。表面活性剂LHPS影响聚合物凝胶的成胶性能，特别是矿场实际应用中，表面活性剂LHPS的质量浓度远远大于500 mg/L。因此矿场组合调驱应用当中，表面活性剂和聚合物凝胶应该以段塞的形式分别注入，不应混合复配注入。

表4 表面活性剂LHPS质量浓度对聚合物凝胶LHGEL成胶性能的影响

2.2.2 表面活性剂与成胶后聚合物凝胶之间的相互作用 由于聚合物凝胶和表面活性剂是分段塞注入油藏，聚合物凝胶在注入油藏后会在一定的时间内成胶，封堵高渗层，后续表面活性剂注入后会推动成胶的聚合物凝胶继续向地层深部运移，在运移过程中表面活性剂与成胶后的聚合物凝胶会发生相互作用。

表5为成胶后的聚合物凝胶LHGEL(黏度为1 187 mPa·s)与不同质量浓度的表面活性剂LHPS复配后，48 h后测得复合体系的黏度。从表5中数据可以看出，加入表面活性剂LHPS后，复合体系的黏度略有下降，但是仍维持在1 000 mPa·s左右。图1为复配体系混合后与原油的界面张力以及复配48 h后与原油的界面张力对比，从图1中可以看出，在不同质量浓度的表面活性剂下，成胶后的聚合物凝胶对表面活性剂与原油之间的界面张力影响不大。综上所述，表面活性剂与成胶后的聚合物凝胶具有很好的配伍性。

表5 加入不同质量浓度的表面活性剂LHPS后聚合物凝胶LHGEL的黏度

图1 复配体系与原油的界面张力

Fig.1 Interfacial tension between combination system and crude oil

2.3 组合调驱体系提高采收率性能

统计分析水驱、组合调驱、后续水驱过程中压力、产液量的变化，计算调驱后封堵率。统计实验过程中产油量，计算水驱采出程度以及最终采收率。表6为组合调驱效果评价统计表。

从表6中的统计数据可以看出，组合调驱段塞注入后既能封堵裂缝高渗层，又提高了岩心中未水洗层的驱油效率。前期水驱过程中，裂缝中的原油被驱替出，出油量较大，继续水驱，注入水主要沿裂缝采出，提高采收率幅度有限，新配制未成胶的聚合物凝胶注入后优先进入岩心的裂缝中，放置48 h后，裂缝内的凝胶成胶，成功封堵了裂缝，使得后续注入表面活性剂的渗流阻力增大，发生液流转向，迫使其进入基质中，由于该区域在前期水驱过程中未波及到，注入表面活性剂后，由于表面活性剂与原油之间的超低界面张力，使得大量原油被驱替出。调驱后的渗透率明显下降，三块裂缝性岩心平均封堵率为86.3%，最高为88.75%，最低为83.34%。封堵后，后续表面活性剂和水驱的最终采收率均有所提高，采收率增幅平均值为22.1%。由此可见，聚合物凝胶/表面活性剂组合调驱体系对裂缝性油藏具有很好的适应性。

表6 人造裂缝性岩心组合调驱效果评价统计表

3 结论

(1) 利用室内自制的有机铬类交联剂JL-5和聚合物HPAM，研制了一种缓交联、易注入的聚合物凝胶LHGEL。该凝胶体系随着温度和矿化度的升高，成胶时间越短，成胶强度越大，这主要是由于温度的升高加速了有机铬类交联剂JL-5的解螯合、多核羟桥络离子的形成及与HPAM的交联速度，使得成胶时间缩短。矿化度越高，地层水中的电解质压缩双电层作用越强，聚合物HPAM之间在交联剂的作用下更易发生交联。

(2) 表面活性剂LHPS影响聚合物凝胶LHGEL的成胶性能，LHPS和成胶后的LHGEL具有很好的配伍性，矿场应用中LHPS和LHGEL应分段塞注入。在油藏温度50 ℃，矿化度10 000 mg/L条件下，注入0.2 PV聚合物凝胶LHGEL+0.4 PV 3 000 mg/L表面活性剂LHPS组合调驱体系后，在水驱基础上提高裂缝性岩心的采收率幅度达22.1%。该驱油体系在裂缝性油藏具有广泛的应用前景。

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(编辑 宋官龙)

Experiment of Polymer Gel and Surfactants Combination Flooding in Fractured Reservoirs

Zhou Junjie

(CNPC Great Wall Drilling Company，Panjin Liaoning 124010, China)

Aiming at the problem that traditional surfactant flooding couldn't adjust to the fractured reservoir, polymer gel and surfactants combination flooding were proposed. The combination flooding could make use of the high resistance factor of polymer gel after gelation, driving the surfactants into the low permeability area and improving the whole oil recovery. A kind of polymer gel LHGEL with the advantage of slow crosslink and easy injection was developed. The effects of gelling properties of polymer gel and compatibility with surfactant were researched. The EOR capability was evaluated with the fractured core flooding experiments. The results showed that the gelling properties of polymer gel LHGEL were affected mostly by salinity and temperature, where the higher the temperature, the higher the salinity, the shorter gelling time, the greater the gelling strength. Surfactant LHPS and polymer gel LHGEL after gelation had great compatibility. The combination flooding can improve the oil recovery by 22.1% on the basis of water flooding at 50 ℃ with 10 000 mg/L of salinity, and the combination system had promising applications in fractured reservoirs.

Surfactant; Fractured reservoir; Polymer gel; Gelling properties; Compatibility

1006-396X(2015)01-0065-05

2014-11-19

2014-12-22

周俊杰(1981-)，男，工程师，从事油气田开发研究；E-mail：309417233@qq.com。

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.01.014