NB35-2油田组合调驱剂性能评价及其注入参数优化

薛宝庆，李彦阅，代磊阳，夏 欢，黎 慧

（中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津 300452）

渤海NB35-2油田自2008年开始了弱凝胶调驱先导试验，针对地下原油粘度较高的部分井组开展弱凝胶调驱，受效井的含水上升速度和产量递减得到有效控制，见到了明显的降水增油效果[1-5]。

2016年又采用“弱凝胶-水”交替注入技术，较好地启动了优势通道周边区域剩余油，有效地抑制了连续注入阶段的吸水剖面反转，增加了注入流体的波及范围，改善了油田的开发效果。2015年，渤海油田在微界面乳化降粘调驱研究中取得一定研究成果[6-8]，已在渤海稠油油田成功开展现场试验，取得了较好的效果。在此基础上，为了提高低渗透区域剩余油启动能力及优势通道剩余油的驱油效率，需采用交替注入方式注入弱凝胶，并进一步优化注入参数，封堵优势水流通道，在提高波及体积的基础上，采取一定的工艺措施降低稠油黏度，提高已动用区域的洗油效率。所以本文开展调剖段塞、调驱段塞浓度优化研究，并开展可提高稠油驱油效率的微界面体系适应性评价实验。

1 实验部分

1.1 材料和仪器

调驱剂聚合物相对分子质量约1900×104，固含量为88%；Cr3+交联剂有效含量为2.7%；微界面体系有效含量为100%。实验用水为NB35-2油田注入水（采出污水），其离子组成分析见表1。

表1 水质分析Tab.1 Water quality analysis

实验用油为模拟油，由NB35-2油田脱气原油与煤油按一定比例混合而成，油藏温度60°C条件下黏度为 μo=360mPa·s。

实验岩心为人造非均质岩心，由石英砂与环氧树脂胶结而成[9,10]，外观尺寸为：宽×高×长=4.5cm×4.5cm×30cm。非均质岩心包括高中低3个渗透层，各个小层渗透率 Kg=6000×10-3μm2、2000×10-3μm2和300×10-3μm2。

采用DV-Ⅱ型布氏黏度计测试油水乳状液黏度。采用TX-500C旋滴界面张力仪测试油相与水相间界面张力。采用驱替实验装置测试驱油效率，装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等部件。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于油藏温度60℃保温箱内。

1.2 实验方法

（1）在室温下，岩心抽真空饱和地层水，计算孔隙体积；（2）在油藏温度条件下，饱和模拟油，计算含油饱和度；（3）在油藏温度60℃条件下，按实验方案注入调驱剂，计算水驱采收率；（4）后续水至95%。

记录实验过程中注入压力,计量采出液，计算含水率和采收率。

2 结果与讨论

2.1 Cr3+凝胶配方优化

当前NB35-2油田经过多年研究与实践，形成了弱凝胶调驱体系，即Cr3+交联类凝胶。调整聚铬比及聚合物浓度可实现弱凝胶到凝胶状态的改变，因此，根据地质设计要求及当前油藏情况，对Cr3+凝胶体系聚合物浓度及聚铬比进行优化，筛选得到可实现调剖功能的Cr3+凝胶体系及弱凝胶体系配方。

表2 Cr3+凝胶体系不同聚合物及铬离子浓度条件下表观粘度Tab.2 Apparent viscosity of Cr3+gel system under different polymer and chromium ion concentrations

通过对Cr3+体系成胶情况进行观察，发现成胶时间和强度可控。随着聚合物浓度增加，成胶效果更明显，随着聚铬比降低，成胶强度增大，实现了弱凝胶状态到凝胶状态的转变。

从调剖体系配方分析认为，当聚合物浓度3000mg·L-1，聚铬比小于 90∶1 时，成胶强度较高，开始成胶时间大于6h，完全成胶时间大于1d。当聚合物浓度 3500mg·L-1，聚铬比小于 90∶1 时，成胶强度较高，开始成胶时间大于6h，完全成胶时间大于1d。当聚合物浓度4000mg·L-1，聚铬比小于120∶1时，成胶强度较高，开始成胶时间大于6h，完全成胶时间大于1d。

考虑当前现场采用的聚铬比180∶1，聚合物浓度为4000mg·L-1，为降低产聚风险，同时兼顾具备一定的调驱能力，降低注聚浓度为3000～3500mg·L-1，为了发挥分子间交联效果，提高调驱段塞黏度，降低流度比，提高调驱段塞的流度控制能力，同时避免形成强凝胶，建议将聚铬比调低，根据现场注入压力调整聚铬比，聚铬比范围为 120∶1～180∶1。

2.2 微界面配方优化

微界面体系是一种乳化降粘剂，已在渤海稠油油田成功开展现场试验，取得了较好的效果，因此，本次对常用的两种微界面体系进行评价。

（1）界面张力 采用注入水配制不同类型和浓度微界面溶液，它们与原油间界面张力测试结果见表3。

表3 界面张力测试结果Tab.3 Test results of interfacial tension

从表3可以看出，在微界面体系种类一定条件下，随浓度增加，微界面溶液与原油间界面张力逐渐降低。在相同浓度条件下，与1#微界面体系相比，2#微界面体系与原油间界面张力较低，更有利于乳化及提高波及区驱油效率。

（2）乳化降粘效果 使用注入水配制70mL不同浓度的微界面溶液，与30mL原油混合，在油藏温度条件下放置1h，搅拌2min（搅拌桨转速250r·min-1），测试乳状液的粘度，粘度测试结果和降粘率见表4。

表4 粘度测试结果（mPa·s）Tab.4 Viscosity test results（mPa·s）

从表4可以看出，在微界面种类一定条件下，随浓度增加，乳状液粘度下降，与初始原油黏度相比下降显著。在药剂浓度相同的条件下，与1#微界面体系相比，2#微界面体系的配制乳状液粘度值较低，乳化降粘效果更好。

（3）分水率

取35mL表面活性剂溶液和15mL原油，将它们放入50mL磨口刻度试管中，并将试管置于恒温箱内。放置5h后，将试管拿出，上下剧烈振荡3min，形成油水乳状液，再将试管放回恒温箱内。观测乳状液层和水层厚度与时间关系，采用下式计算分水率：

式中 FV：分水率，V1：析出水体积，V2：乳状液体积。FV值愈小，乳化效果愈好，乳状液愈稳定。

2种药剂配制乳状液分水率实验数据见表5和表6。

表5 分水率实验结果数据（1#、未剪切）（%）Tab.5 Experimental data of moisture content（1#,uncut）（%）

表6 分水率实验结果数据（2#、未剪切）（%）Tab.5 Experimental data of moisture content（2#,uncut）（%）

在微界面种类和浓度一定条件下，随放置时间延长，乳状液分水率增加，即油水分离相对较快，不影响流程分离。在浓度相同条件下，2#微界面体系的配制乳状液分水率更低。后续实验采用2#微界面体系。

2.3 凝胶体系与微界面体系混合情况配伍性实验

为了分析凝胶体系与微界面体系的配伍性，开展了聚合物浓度 3000mg·L-1，聚铬比为 60∶1、90∶1成胶效果实验。从实验结果看，在聚铬比相同和和测试时间小于0.5d时，微界面体系会使凝胶黏度降低，尤其是聚铬比为60∶1时更为明显，但在测试时间大于1天后，微界面体系对Cr3+凝胶成胶效果影响较小。由此可见，微界面体系可以在成胶初期在一定程度上减缓交联反应，不仅可以避免成胶过快在注入井发生堵塞，而且还可以用于油藏深部调驱。

表7 配伍性实验结果Tab.7 Results of compatibility test

2.4 驱替实验

（1）调剖段塞封堵性实验 对聚合物浓度3500mg·L-1，聚铬比90∶1的溶液开展封堵性实验。从封堵效果上看，凝胶体系在多孔介质中形成了较好封堵，封堵率达到了98.5%，可以满足调剖需要。

表8 Cr3+凝胶封堵率实验Tab.8 Cr3+gel plugging rate experiment

（2）驱油效果实验 为了分析NB35-2油田条件下弱凝胶体系的驱油效果，设计了6组驱油实验，实验结果见表9。

表9 驱油效果实验结果Tab.9 Experimental results of oil displacement effect

从表9看出，对比方案5与方案1，多轮次调驱后，采用交替注入弱凝胶的方式比连续注入弱凝胶效果好，最终采出程度高3.9%。当交替注入弱凝胶与微界面体系时，最终采出程度平均比连续注弱凝胶高10.6%。当在调剖基础上交替注入弱凝胶时，最终采出程度高1.7%。

机理分析认为，微界面溶液与原油作用可以产生乳化作用，乳状液引起“贾敏效应”，致使渗流阻力增加，中低渗透层吸液压差增大，吸液量增加，扩大了波及体积。此外，微界面溶液较高洗油效率也提高了增油降水效果。综上所述，弱凝胶多轮次调驱后，采用“凝胶调剖+弱凝胶与微界面体系交替注入方式”具有扩大波及体积和提高洗油效率双重功效，因而可以取得明显增油降水效果，进一步提高采出程度。

3 结论

（1）根据现场现场注入压力，推荐调驱最佳聚铬比范围为120∶1～180∶1，聚合物浓度为 3000～3500mg·L-1。

（2）在界面张力，乳化降粘和分水率方面，“药剂 2”优于“药剂 1”。

（3）“调驱剂+水”交替注入方式可以减少调驱剂在低渗透层中滞留量，减缓低渗透层吸液启动压力升高速度，延长吸液剖面反转速度，有利于扩大波及体积和提高采收率。

（4）弱凝胶多轮次调驱后，“强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液”交替注入方式不仅有利于扩大波及体积，而且可以提高洗油效率，可以取得更好的增油降水效果，进一步提高采出程度。