适用于双河油田聚驱后油藏的非均相复合驱油体系研究

2021-01-08王正欣张连锋杨璐刘艳华卢军张卓

油气藏评价与开发 2020年6期

王正欣，张连锋，杨璐，刘艳华，卢军，张卓

（1.中国石化河南油田分公司石油勘探开发研究院、河南省提高石油采收率重点实验室，河南南阳473132；2.中国石化河南油田分公司油气开发管理部，河南南阳473132）

双河油田北块Ⅱx层系含油面积6.1 km2，地质储量899.0×104t，平均渗透率673×10-3μm2，地下原油黏度8.2 mPa·s，地层温度71.0 ℃。层系于1998年1月开始，历时近4年半，注入聚合物0.56PV，聚驱控制储量553×104t，累计增产29.9×104t，提高采收率5.4%，聚驱效果显著。

目前，区块采出程度50.5 %，综合含水98.6 %，聚合物驱开发进入高含水阶段，进一步提高采收率的难度大：1）储层宏观及微观的非均质性进一步加剧[1-2]，动用好、贡献大的仍是占很小比例的高渗透层，而中、低渗透层产液少或不出液[3-4]；2）采出程度高，剩余油更加分散，聚合物驱效果变差，启动难度更大[5-6]。因此，需要进一步扩大波及体积和提高洗油效率以有效动用剩余储量。

PPG（黏弹颗粒驱油剂）是一种新型液流转向剂，吸水后可溶胀，具有良好的黏弹性，在外力作用下能发生形变而通过多孔介质，因此具备较好的运移能力[7]。与常规聚合物驱、二元或三元复合驱的均相体系相比，由于PPG产品只能溶胀而不溶于水，当与聚合物或表面活性剂复配后形成一种非均相驱油体系，这种非均相体系含有软固体颗粒PPG，体相黏度及黏弹性比聚合物更强，颗粒悬浮性得到改善，流动阻力降低，PPG颗粒通过在孔隙内滞留，堵塞大孔隙通道，具有深部液流转向作用，可大幅度提高聚合物的波及体积；同时叠加表面活性剂超低界面张力带来的洗油能力，使其具有液流转向和驱油的双重作用[8-9]，获得更好的驱油效果。胜利油田于2009年2月在孤岛油田中一区Ng3 单元开展聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验，试验区储层渗透率（1.5～2.5）×10-3μm2，采出程度52.3%，综合含水98.3%，应用非均相复合驱，含水最低下降了17.5%，日产油最高增加到84.7 t，取得良好的增油降水效果[10-12]。

因此，针对双河北块Ⅱx 层系油藏条件，设计一种由聚合物、黏弹颗粒驱油剂PPG 和高效表面活性剂组成的具有较强剖面调整能力和洗油能力非均相复合驱油体系，开展了驱油体系的性能评价及驱替方式优化，从而为该类聚合物驱后油藏进一步大幅度提高采收率提供一种技术方法。

1 实验条件与实验方法

1.1 主要实验材料

聚合物为双河油田聚合物驱现场用部分水解聚丙烯酰胺ZJ-2，郑州正佳公司产品，相对分子质量2 600×104，水解度23%。表面活性剂为阴、阳离子复配表面活性剂HN-4，上海石油化工研究院产品，活性物含量50%。黏弹颗粒驱油剂PPG为郑州正佳公司产系列化的具有黏弹性且在多孔介质中可运移的新型颗粒型产品，其网络结构物含量25%～75%，粒径50～200 μm，性能评价参数见表1。原油为Ⅱx 层系原油，经过脱水处理，黏度13.9 mPa·s。配液用水为双河油田产出水，水型NaHCO3、矿化度5 002 mg/L，Ca2+、Mg2+总含量22 mg/L。实验岩心为3倍渗透率级差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2），层间非均质人造长岩心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm）及气测渗透率650×10-3μm2人造长岩心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm），岩心制备采用不同目数石英砂按照一定比例混合并搅拌均匀，放入岩心制备装置中高压压实、胶结而成。

1.2 实验方法

1.2.1 PPG黏弹性测定

在71 ℃，固定应力、频率，应用HAKKE MARS流变仪在振动过程中对待测液进行弹性测试，记录弹性模量、黏性模量等参数。

1.2.2 界面张力测定

用美国Texas-500C 型旋滴界面张力仪在71 ℃、4 500 r/min 条件下测量驱油体系与原油间的界面张力。

1.2.3 黏度测定

用美国DV-Ⅲ型Brookfield 黏度计在71 ℃、7.341/s剪切速率下测量驱油体系的黏度。

1.2.4 长期稳定性实验

将待测溶液抽空除氧后通过三通移入安瓿瓶中，用火封口，于71 ℃恒温箱中老化，间隔一定时间取出安瓿瓶测定表观黏度、弹性模量、界面张力。

1.2.5 岩心渗流实验

采用气测渗透率650×10-3μm2人造长岩心（模型入口端、距入口端15 cm 处、出口端各设有1 个测压点）在71 ℃开展渗流实验，实验在物理模拟装置（江苏省海安石油仪器设备厂生产，见图1）上完成，用水为双河油田产出水。实验步骤如下：①岩心抽真空饱和水，静置24 h；②30 mL/h流速下水驱至压力平衡（p1）；③以注入速度30 mL/h注入化学驱油体系，待压力稳定（p2）再水驱至压力稳定为止（p3）；④绘制注入压力随注入孔隙体积倍数变化的关系曲线，计算p2/p1为阻力系数，p3/p1为残余阻力系数。

图1 物理模拟装置实物Fig.1 Physical simulation device

1.2.6 岩心驱油实验

在江苏省海安石油仪器设备厂生产的物理模拟装置上完成。采用3 倍渗透率级差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2）层间非均质人造长岩心在71 ℃开展驱油实验，实验在物理模拟装置（图1）上完成，用水为双河油田产出水。驱替实验步骤如下：①岩心抽真空饱和水后饱和原油，静置24 h；②水驱至岩心出口端不再出油为止；③模拟一次聚驱：注入速度30 mL/h，注入0.4PV聚合物溶液（800 mg/L ZJ-2），水驱至不出油；④分别注入不同配方的驱油体系，水驱至不出油结束。

2 实验结果及讨论

2.1 非均相复合驱油体系配方设计

2.1.1 黏弹颗粒驱油剂（PPG）筛选

双河北块Ⅱx层系孔隙度和渗透率中等，平均孔隙度为20%，平均空气渗透率为0.67 μm2，因此，在PPG 的选择上，弹性模量过高，产品变形能力变差，易导致现场注入困难；弹性模量太低，难以有效暂堵大孔道，实现液流转向[13]。室内选择了粒径范围在50～200 μm的B、C、D、E、F五种PPG颗粒，在双河油藏条件下，考察了2 000 mg/L浓度PPG水溶液分散体系的弹性特征，结果见表1。

PPG 在双河产出水中溶胀后，形成非均相体系，肉眼可见PPG溶胀颗粒。由表1可以看出，相同的浓度下，5 种PPG 体系的弹性模量均大于黏性模量，黏弹性能以弹性为主，表现出一定的变形能力。其中，弹性模量由高到低依次为B、F、E、D、C型PPG颗粒。

表1 样品的黏弹性能对比Table 1 Comparison of viscoelasticity

2.1.2 渗流特征评价

PPG 颗粒在水中不能完全溶解，通过加入一定浓度的聚合物溶液复配后，有助于提高PPG 的悬浮性，进一步扩大波及体积[14]。双河北块Ⅱx层系属于胶结型孔隙结构，因此，实验采用人造胶结岩心，在聚合物1 200 mg/L、PPG 600 mg/L浓度条件下，考察了B、C、D、E、F五种PPG复配体系在多孔介质中的渗流特征，计算阻力系数和残余阻力系数，结果见表2。阻力系数反映了驱替相改善流度比的能力，该值越大，流度控制能力越强；残余阻力系数反映了驱替相降低水相渗透率的能力[15]。由表2可以看出，在胶结岩心注入过程中，PPG与聚合物复配后，大幅度提高了聚合物的体相黏度39%以上，P/PPG 非均相体系的阻力系数和残余阻力系数也远高于单一聚合物溶液。通过观察岩心注入端，B体系在注入端面有明显的颗粒堆积，剩余的C、D、E、F体系中，D体系不但具有较高的阻力系数（381.8），还具有最高的残余阻力系数（60.5），表现出良好的流度控制能力。

胶结岩心渗流特征方面，选取弹性模量最高的产品B、次高的产品F和D三种有代表性的非均相体系在岩心中的注入压力曲线（图2）可以看出：1）三种非均相体系在多孔介质运移过程，注入压力均呈现不同程度的锯齿状波动，表现出PPG“驱替—堵塞—驱替”的交替过程。2）弹性模量最高的产品B 在注入过程中，颗粒的变形运移难度较大，注入端压力大幅增加后，锯齿状波动明显。后续水驱阶段，入口端注入压力起伏上升后维持在312.5左右的高值，岩心中后段的2 个测压孔的压力始终较低，因此，颗粒无法完全通过注入端岩心的孔隙形成堆积，认为产品B的孔径尺寸与岩心孔隙尺寸不匹配。3）弹性模量较高的产品F 在注入过程中的入口注入压力明显升高后趋于稳定，岩心中后段的2个测压孔的压力都有一定升高并趋于平稳，表明驱油体系能够注入中低渗透率岩心的中后部；在后续水驱阶段，入口注入压力逐渐下降趋于平稳，岩心中后段的2个测压孔的压力都快速降低。4）产品D在注入过程中的入口注入压力变化规律与产品F相似，后水驱阶段，各端点压力依次上升后逐渐下降趋于平稳，表现出更好的流动性和较高的残余流动阻力（表2）。

表2 P/PPG非均相体系的阻力系数、残余阻力系数Table 2 RF and RRF of P/PPG heterogeneous system

综合上述分析认为，PPG产品D与聚合物复配的非均相体系在多孔介质中的注入压力稳定，形成较大的阻力系数和残余阻力系数（表2），展现出良好的流度控制能力，因此，确定产品D作为下一步研究非均相复合体系的PPG。

图2 P/PPG非均相体系（PPG分别为B、F、D；P为ZJ-2）在胶结岩心里的注入压力变化曲线Fig.2 Injection pressure variation of P/PPG heterogeneous system（PPG in turn is B,F,D;P is ZJ-2）in consolidated core

2.2 表面活性剂评价

筛选表面活性剂的重要标准是使油水界面张力达到超低数量级[16-18]。表面活性剂HN-4 采用阴、阳离子型表面活性剂复配而成，阴、阳离子表面活性剂由于静电吸引的作用，分子在界面的排布更加紧密，从而具有高界面活性及良好的应用性能[19-20]。在双河油藏条件下，依据胜利油田《驱油用表面活性剂技术要求》（Q/SH1020 2191-2018），考察了表面活性剂HN-4 在2 000 mg/L 浓度下的吸附量、洗油能力和180 d长期老化的稳定性能，结果见表3。可以看出，HN-4表面活性剂溶液与油砂充分接触后的吸附量为1.71 mg/g，洗油能力高达74%，且在油藏温度长期老化后的油水界面张力能维持在10-4mN/m 数量级，具备较低的吸附量、良好的洗油能力和长期稳定性能。

表3 表面活性剂HN-4的性能评价Table 3 Performance evaluation of surfactant HN-4

图3为表面活性剂HN-4在50～3 000 mg/L浓度范围下的动态界面张力曲线。从曲线可以看出，在100 mg/L 低浓度下，溶液界面张力值即可达到1.78×10-2mN/m，在300 mg/L～3 000 mg/L 浓度范围内，溶液的界面张力值维持在10-4mN/m。因此，HN-4表面活性剂在低浓度区域可以维持超低界面张力，具有较强的界面活性和抵抗稀释扩散的能力。

图3 表面活性剂浓度对动态界面张力的影响曲线Fig.3 Influence curve of surfactant concentration on dynamic interfacial tension

2.3 非均相复合体系性能评价

2.3.1 不同类型非均相体系性能对比

采用双河产出水分别配制1 200 mg/L ZJ-2聚合物溶液，1 200 mg/L ZJ-2+2 000 mg/L HN-4 二元体系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG 非均相体系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG+2 000 mg/L HN-4非均相体系，对比考察了单一聚合物、PS 二元体系、P/PPG 非均相体系、P/PPG/S 非均相体系的黏弹性和界面性能(表4、图4)，从而评估非均相体系较常规均相体系的技术优势。

图4 不同类型驱油体系动态界面张力曲线Fig.4 Dynamic interfacial tension of different oil displacement systems

实验结果表明：1）在PPG 与聚合物复配体系中，大量分布的PPG 与黏稠的本体溶液形成了结构黏度[21],使得该体系除对颗粒的悬浮携带能力增强外，较单一聚合物溶液体系体相黏度、黏弹性显著增加（表3），非均相体系偏弹性，改变了聚合物溶液偏黏性的特点，因此，能够进一步提高封堵强度，更有效改善波及状况；2）表面活性剂浓度2 000 mg/L 时，P/PPG/S非均相复合体系较传统P/S二元体系的界面张力有所上升，PPG 的加入延长了表面活性剂降低界面张力的作用时间（图4），但体系界面张力可以达到10-3mN/m数量级，仍能够较好地发挥表面活性剂的界面性能；3）配方1 200 mg/L P +600 mg/L PPG+2 000 mg/L S 可以达到良好的表观黏度、黏弹性和超低界面张力，从而表明设计的非均相体系较常规均相体系具有更好的扩大波及和洗油作用叠加能力。

2.3.2 化学体系长期热稳定性能评价

采用双河产出水分别配制1 200 mg/L ZJ-2聚合物溶液，2 000 mg/L HN-4表面活性剂溶液，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG 非均相体系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG +2 000 mg/L HN-4 非均相体系，四种驱油体系在71 ℃条件下老化90～180 d 后的表观黏度、弹性模量、界面张力与老化时间的关系见图5。

由图5可以看出：1）在71 ℃长期老化过程中，单一聚合物溶液表观黏度维持稳定；P/PPG非均相体系黏度缓慢上升；P/PPG/S 非均相体系黏度明显增加，表面活性剂的老化增黏作用明显；2）老化90 d 过程中，P/PPG 与P/PPG/S 非均相体系的弹性模量明显增加后趋于平稳，两者老化的表观黏度相差较大，弹性性能相当，表明表面活性剂对非均相体系的弹性模量影响有限；3）界面性能方面，P/PPG/S 非均相复合体系的油水界面张力随着黏度增加，略有上升，180 d老化过程中，界面张力可以维持在5×10-3mN/m 以下，热稳定性能良好。

2.3.3 驱油效果评价

由于注入方式包括多级段塞设计，短岩心无法精确计量注入孔隙倍数，因此，在驱油效果评价上，采用3倍渗透率级差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2）的人造层间非均质模型优化注入方式。

表4 不同类型驱油体系黏弹性、界面性能对比Table 4 Comparison of viscoelasticity and interfacial properties of different oil displacement systems

图5 驱油体系表观黏度、弹性模量、界面张力与老化时间的关系曲线Fig.5 Relation between apparent viscosity,elastic modulus,interfacial tension and aging time of oil displacement system

分别考察了P/S 二元复合驱，在P/S 二元复合驱前后增加高浓度聚合物调剖段塞、P/PPG非均相体系段塞以及采取在P/PPG/S 非均相复合驱前后增加P/PPG 调剖段塞这四种注入方式下的驱油效果。在段塞组合中，P/S二元复合驱配方为1 500 mg/LZJ-2+2 000 mg/L HN-4，调剖的高浓度聚合物驱配方为1 800 mg/LZJ-2，P/PPG非均相体系配方为1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D，P/PPG/S 非均相体系配方为1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D+2 000 mg/L HN-4。驱油实验结果见表5。

驱油实验结果表明：1）在水驱过程中，高渗层出现了明显的窜流，导致水驱采收率低；在聚驱过程中，低渗层有了进一步动用，但是剖面改善效果有限，因此一次聚驱采收率在41 %～46 %。2）P/PPG非均相体系作为调剖段塞，具备与P/S二元复合驱油体系良好的协同增效作用。一次聚驱后，P/PPG非均相调剖段塞与二元体系结合的注入方式提高采收率高于二元复合驱注入方式3.9%，也高于高浓度聚合物做调剖段塞的组合注入方式4.6%，从而表现出在非均质岩心驱油过程中更好的流度改善作用。3）PPG 颗粒具备全过程调驱的良好性能，进一步采用P/PPG 调剖段塞与P/PPPG/S 非均相体系组合注入方式，一次聚驱后可以进一步提高采收率27.8%，高于其他注入方式5 %。因此，从数据间纵向对比结果，综合考虑驱油效果和驱油成本，推荐现场应用的注入方式为：0.1PVP/PPG 非均相体系+0.35PVP/PPG/S非均相体系+0.05PVP/PPG非均相体系。

3 结论与认识

1）针对双河油田北块Ⅱx层系聚合物驱后油藏条件，筛选评价了一种由聚合物、PPG和高效表面活性剂组成的非均相复合驱油体系，具有高黏弹、超低界面张力的优异性能，从而具备改善聚驱后储层非均质性，扩大波及体积，同时提高驱油效率的能力。

2）在聚合物溶液中加入PPG 颗粒形成非均相体系，其表观黏度、黏弹模量均显著增加，具有良好的流动性和较高的残余流动阻力，表现出良好的流度控制能力。

3）在P/PPG 非均相体系中进一步加入表面活性剂，驱油体系能够在维持良好的黏弹性能同时，大幅度降低油水界面张力至10-3mN/m 超低数量级。非均相驱油体系在71 ℃老化过程中，黏弹性能较初始值进一步上升，界面张力维持在5×10-3mN/m数量级以下，稳定性能良好。

4）优选的非均相体系具有稳定的携带运移作用，对地层堵塞风险小，在层状非均质储层具备较好的流度控制能力，推荐现场应用的注入方式为：0.1PVP/PPG 非均相体系+0.35PVP/PPG/S 非均相体系+0.05PVP/PPG 非均相体系，其中P/PPG 非均相体系配方为1200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D，P/PPG/S非均相体系配方为1 200 mg/L ZJ-2 +600 mg/L D +2 000 mg/L HN-4。岩心驱油实验表明，聚合物驱后可提高采收率27.8%，双河油田北块Ⅱx层系采用非均相复合驱作为聚合物驱后提高采收率的接替技术具备有效提高区块原油采收率的能力。