调剖+表活剂驱油综合治理多裂缝非均质复杂油藏

2018-07-09石延辉张绍辉

石油工业技术监督 2018年6期

石延辉，王帅，张绍辉

采收率的大小是由波及系数和洗油效率决定的，所以提高采收率需从提高波及系数与洗油效率两方面来着手[1]。

调剖是为了调整注水井的吸水剖面，提高注入水的波及系数，改善水驱效果[2]。表面活性剂驱油是利用其可以降低油水界面张力、改变润湿性以及通过乳化改善油水流度比来提高洗油效率[3]。

对于多裂缝非均质复杂油藏，开发难度大，主要是由于在注水开发的过程中，注入水容易沿裂缝向前突进，沿裂缝方向的油井见效快。但含水率上升也很快，容易形成水窜，甚至造成暴性水淹，降低了储量利用率，增大了油田开发难度。而垂直于裂缝方向的油井见效很慢或者见效甚微。这种注入水的不均匀推进使储层的动用程度降低，从而使地层中存在大量剩余油[4]。

从提高采收率原理出发，结合调剖与表活剂驱油各自的特点，将2种方法有机结合起来。在施工时，先注入少剂量的调剖剂调整主裂缝，改善吸水剖面，以提高后续注入剂的波及系数，然后注入大剂量表面活性剂体系提高洗油效率。后续表面活性剂和注入水除进入主裂缝外，还可转向绕流入微裂缝，在提高主裂缝洗油效率的同时也能尽可能将微裂缝中的油驱出，从而最大可能增大采出程度。

腰北1区块位于腰英台油田1号区块北部，地层倾角较缓，为2°～4°，斜坡内断层不发育，构造简单，为构造－岩性油藏。腰北1井区地质储量为444.48×104t，主要生产层位是K2qn1Ⅱ层，平均孔隙度12.1%，平均渗透率3.97×10-3μm2，原始地层温度96.64℃，原始地层压力22.356 MPa。

该区块主要地质特征为：①裂缝发育，青一段裂缝密度0.312条/m，呈东西向。生产井均压裂投产，人工裂缝近东西向[5-6]；②主力生产层位青一II属三角洲前缘亚相，物源来自西南方向，以水下分支河道、河口坝、分流间湾沉积微相为主，主河道部位物性好；③储层非均质性强，层内变异系数1.09，层间变异系数0.92；层内突进系数3.7，层间突进系数2.3，层内渗透率极差262.4，层间渗透率极差15.5。

1 调剖剂优选

根据油藏分析结果，腰北1区块的油藏特点为高温高盐（温度92.14℃，矿化度13 666.82 mg/L）、低孔低渗、天然裂缝和人工裂缝发育。针对腰北1块油藏特点，堵剂选择原则为：堵剂要与产出液性质相近，进入高渗透层，选择能用地层水配制的堵剂。黏度低，注入性强。成胶时间长，保证注入时间内注完设计量，强度即保证封堵住出水通道，又能够出液。在目前常用的体系中，有机交联冻胶、聚合物微球、无机颗粒堵剂和PCG硅盐树脂等体系能满足腰北1区块的油藏条件。考虑PCG硅盐树脂有效期长，易注入等特点，选择PCG硅盐树脂为调剖体系。

1.1 堵剂性能

PCG硅盐树脂由无机复合硅盐和有机螯合剂组成，低温水基溶液注入，利用地层盐分并将其中离子螯合、聚集，反应成等体积、高强度聚盐凝胶，封堵剂聚高盐，耐高温、稳定性好，整体聚集达到强力封堵，实现选择性长期有效等特能。PCG硅盐树脂封堵剂性能见表1。

1.2 黏度特性

PCG硅盐树脂封堵剂初始黏度如图1所示。由图1可以看出，PCG硅盐树脂封堵剂具有很好的溶解性，该体系溶液经10～15min的搅拌配制，黏度小于3mPa·s，其溶液的黏度低。

图1 配制时间与溶液黏度关系

1.3 强度特性

自来水作为配制液，改变PCG硅盐树脂堵剂使用浓度，配制体系溶液，倒入高温试管，密封后置于120℃干燥箱中恒温，测量PCG硅盐树脂凝结体强度，实验结果如图2所示。由图2可知，随浓度的增加，硅盐树脂聚凝强度增加。当成胶剂使用浓度为18%时，硅盐树脂聚凝强度为950kPa。

图2 PCG硅盐堵水剂使用浓度与聚凝强度曲线

1.4 耐温耐盐特性

PCG硅盐树脂封堵剂耐高温性能见表2。由表2可看出，堵剂在100～150℃温度范围内，经60天的观察凝结体强度大于700kPa，封堵剂强度受温度影响较小，保持了高强度的稳定状态，具有较好的耐高温性。

表1 PCG硅盐树脂封堵剂性能

表2 不同温度下堵剂成胶后的凝结强度

在不同矿化度下的成胶强度见表3。PCG硅盐树脂封堵剂在14000mg/L矿化度水中能生成性能稳定的等体积凝结体，封堵强度300kPa以上，既可用注入水配制，又能在高盐地层水条件下稳定，具有耐盐的良好性能。

表3 不同矿化度下PCG硅盐堵水剂成胶90天后的凝结强度

1.5 耐冲刷特性

PCG硅盐树脂封堵剂耐冲刷性能如图3，经过100PV的注入水冲刷，硅盐树脂对岩心堵塞率仍保持在98%以上，说明硅盐树脂封堵体系在岩心中具有较好的耐冲刷性能。

图3 封堵后冲刷倍数与岩心堵塞率的关系

2 表面活性剂优选及配方优化

2.1 主剂

首先采用了色谱柱的方法对采出油进行了组分分析，结果见表4。

此区块原油饱和烃含量较高，沥青质含量低，密度为0.89 g/cm。参考SH/T 0659—1998标准质谱法测定重油烃类组成分析，对原油中饱和烃和芳烃进行具体组成分析，原油中26%为链烷烃，占总饱和烃的50%左右；芳烃组成单环芳烃为主，约占总芳烃的58%。油品以蜡质为主，属于中质油。石油磺酸盐在油田3次采油中作为驱油剂得到广泛应用，它具有界面活性强、与原油配伍性好、水溶性好的优点，并且生产工艺简单，成本较低。通过油水样分析，确定表活剂驱油体系中石油磺酸盐配制的原则是：原料油中芳烃和烯烃的含量应在25%～50%，芳烃含量不低于10%。试验用石油磺酸盐含无机盐5.1%、活性物34.5%、未磺化油12.1%。

2.2 非离子表活剂

由于石油磺酸盐为阴离子表活剂，具有耐温的特点，但是不耐盐，而非离子表活剂与之相反，耐盐不耐温，为了让表活剂体系达到耐温耐盐的双重优点，最大限度降低油水界面张力，为此在研制的石油磺酸盐基础上添加适当的非离子表活剂[7]。

按照原料易得、廉价以及HLB值在10～18之间的原则选择了几种表面活性剂（A为聚氧乙烯失水山梨醇单硬脂酸酯、B为Tween 80、C为聚氧乙烯单月桂酸酯、D为聚氧乙烯失水山梨醇单月桂酸酯），与石油磺酸盐按照1:1的配比，石油磺酸盐浓度3 000 mg/L，测定了95℃下界面张力，对复配用表活剂进行初次筛选。将待选的非离子表面活性剂按照1:1的配比，使用现场取的腰北1区注入水配制，测试水溶液与采出油之间的动态界面张力，结果如图4所示。复配表活剂体系界面张力能降到10-3数量级，但A达到最低的平衡时间最短。为此初步筛选A、D为复配用非离子表活剂，并进一步筛选实验。

分别将非离子表活剂A、D与石油磺酸盐按照1：1配比配制6 000 mg/L表活剂溶液，在不同温度下分别测试了溶液的界面张力，结果如图5所示。复配表活剂体系耐温性较好，综合考虑价格和平衡时间，确定表活剂A为复配用非离子表活剂。

表4 脱水原油四组分分析结果

图4 不同非离子表活剂复配后动态界面张力

图5 不同非离子表活剂复配后不同温度下界面张力

2.3 助表活剂的筛选

表活剂体系中的助表活剂也称为亲油亲水平衡剂，一般分为无机盐类、醇类以及低聚醇类。合适的助剂添加能够使表活剂体系的界面张力平衡时间更短，界面张力更稳定。

分别选取了4种不同的助表活剂1#（碳酸钠）、2#（乙二醇）、3#（聚乙二醇）、4#（异丙醇）进行筛选。测试了表活剂浓度4 000 mg/L（非:阴=2:5），添加浓度为1 000 mg/L的不同助表活剂在95℃下的界面张力，测试结果如表5所示。添加助表活剂1#、2#、3#、4#后表活剂体系的界面张力都能达到10-3数量级，但是添加2#达到平衡时间最短，为此筛选2#为表活剂驱油体系中的助表活剂。

表5 添加不同助表活剂后表活剂体系界面张力

2.4 体系配方优化

经过初步筛选后，确定了表活剂驱油体系的主要配方是石油磺酸盐为主剂，非离子表活剂A与之复配，助剂2#为亲油亲水平衡剂（助表活剂）。为了让该体系更加能适应现场应用要求，将该配方进行了优化。由于配方中有多种因素对配方优化有影响，为了节省时间，采用正交法进行实验。其中实验的因素分为复配非离子表活剂A浓度（占主剂浓度），助剂2#浓度（占主剂浓度）以及平衡时间。实验得出表活剂最优配方为：石油磺酸盐、复配表活剂A与助剂比例为1：0.5：0.5。

3 实施效果分析

2015年8月2日对YB1-4-6井进行了施工，前期注入15%浓度的PCG硅盐树脂30 m3，而后对表面活性剂实施注入，日注15 m3，共施工3个月。

实施调剖+表活剂驱油后，该井组对应油井取得显著的增油降水效果。该井组油井共计7口，实施前日产液52.7 m3，日产油0.84 t，含水率98.1%；实施后日产液41.5 m3，日产油1.41 t，含水率96%。井组累计增油112 t，有效期196天。收益43.848万元，投入费用10.75万元，投入产出比1:4.1。