超低渗透油藏调驱一体化体系精细设计及评价

方 群

（中国石化华北油气分公司石油工程技术研究院，河南郑州 450000）

实验区块长2 油层属低孔超低渗油藏，受储层物性的影响，开发过程中油井自然产能低，产量递减快；注水井吸水能力差，油井见效时间慢，油井见水后采油指数大幅度下降，稳产难度较大[1]。针对这一问题，综合利用地质及生产动态等资料，在分析注水特征的基础上，开展预交联体膨颗粒－超低界面表面活性剂工艺技术研究，该体系可以在超低渗油藏有效封堵水窜通道，提高波及系数[2，3]，同时具有超低界面张力可改变原油流动性[4]，提高超低渗透油藏油田采收率。

1 实验材料及方法

1.1 实验材料

实验所用调剖剂为反相微乳液法制备的具有一定尺寸（Φ＜1 mm 和Φ1 mm～2 mm）的亲水性预交联体膨颗粒。实验所用驱油剂为生化耦合超低界面表面活性剂（ODS-03 和ODS-07）。实验用油为实验区块井口原油，黏度为45 mPa·s（50 ℃）。实验用岩心取自实验区块储层。所用岩心玻璃板尺寸10×10×4 cm，孔隙体积0.579。实验用水为实验区块地层采出水和地面注入水，离子组成（见表1）。

表1 地层水离子组成

1.2 实验方法

1.2.1 预交联体膨颗粒溶胀倍率测定 将预交联体膨颗粒置于75 ℃，模拟地层水和注入水中浸泡，每隔一段时间取出样品，用布袋过滤未吸附的水，到基本无水滴落为止，称重。微球的溶胀率（SR）由下式计算：

式中：Wt-溶胀一定时间后微球的质量，g；Wd-微球的初始质量，g。

1.2.2 预交联体膨颗粒抗压强度测定 采用预交联体膨颗粒参数测定仪，测定完全溶胀的调剖剂颗粒突破一定直径孔板时的压力[5，6]。

1.2.3 预交联体膨颗粒封堵性能测定 采用多功能岩心驱替装置，以双管并联岩心实验研究预交联体膨颗粒的调驱效果。

实验步骤：（1）填装岩心，气测岩心渗透率；（2）饱和注入水并计算水测渗透率及孔隙度；（3）饱和模拟原油（原油与煤油按体积比2:1 混合）后75 ℃老化3 d；（4）以注入水驱至采出液中含水率达到98 %时，先注入0.15 PV 的4 000 mg/L 颗粒（＜1 mm）+2 000 mg/L PAM 溶液，再注入0.1 PV 的2 000 mg/L 颗粒（1 mm～2 mm）+2 000 mg/L PAM 溶液，最后注入0.25 PV 的10 000 mg/L 颗粒（＜1 mm），在75 ℃下放置7 d；（5）再次水驱，至采出液含水率为98 %时停止。

1.2.4 超低界面表面活性剂界面张力测定 将油滴放入充满表面活性剂溶液的玻璃毛细管中，装入TX-500C 旋转滴界面张力仪转筒内，在高速绕水平轴旋转条件下，油滴将被拉成柱形，通过测量柱体的直径便可得到界面张力值。

1.2.5 超低界面表面活性剂乳化降黏能力 将140 g脱水原油和60 mL 超低界面表面活性剂溶液（临界胶束浓度条件下）加入到250 mL 烧杯中，加温至75 ℃，使药剂与原油充分混匀，并在75 ℃恒温水浴中测定此时乳状液的黏度。

1.2.6 超低界面表面活性剂驱油性能测定 超低界面表面活性剂的调驱实验在多功能岩心驱替装置中进行，以单组岩心研究超低界面表面活性剂的驱油效果。实验岩心取自实验区块，岩心直径2.3 cm，长5.7 cm。

1.2.7 调驱一体化体系岩心调驱实验 采用多功能岩心驱替装置，同1.2.3 的实验步骤，其中段塞组合调整为先注入0.3 %0.15 PV 的4 000 mg/L 颗粒（＜1 mm）+2 000 mg/L PAM 溶液，再注入0.1 PV 的2 000 mg/L颗粒（1 mm～2 mm）+2 000 mg/L PAM 溶液，然后注入0.25 PV 的10 000 mg/L 颗粒（＜1 mm）。

1.2.8 调驱一体化体系微观驱替实验 将岩心玻璃板模型饱和油后75 ℃老化3 d，以0.002 mL/min 的速度水驱至模型出口含水100 %，随后以同样的速度向模型中注入超低界面表面活性剂体系溶液1 PV，75 ℃下放置7 d，再次水驱，直至模型出口含水100 %，观察岩心玻璃板的剩余油形态并计算采收率。

2 预交联体膨颗粒性能评价

2.1 溶胀倍率

两种不同粒径的预交联体膨颗粒在75 ℃条件下放入模拟地层水中，溶胀倍率随时间变化（见表2）。不同矿化度条件下，预交联体膨颗粒的溶胀倍率随时间增加而增大，注入水中溶胀30 d 的膨胀倍数约为原来的20 倍，采出水中溶胀30 d 的膨胀倍数约为原来的15 倍。

2.2 抗压强度

两种不同粒径的预交联体膨颗粒在75 ℃条件下分别放入模拟地层水和注入水中，抗压强度与时间的关系（见表3）。不同矿化度条件下，预交联体膨颗粒溶胀后通过Φ0.3 mm 孔板时，抗压强度随膨胀时间的增加而下降。

表2 预交联体膨颗粒溶胀倍率与时间的关系

表3 预交联体膨颗粒抗压强度与时间的关系

2.3 岩心封堵性能

双管并联岩心中预交联体膨颗粒的封堵率（见图1）。由图1 可知，预交联体膨颗粒段塞体系对高渗透管的封堵能力由作用前的63.2×10-3μm2降低到3.7×10-3μm2，封堵率为94.1 %；对低渗透管的封堵能力由作用前的27.5×10-3μm2降低到2.1×10-3μm2，封堵率为92.4 %。

图1 预交联体膨颗粒封堵性能

3 超低界面表面活性剂性能评价

3.1 界面张力

实验选用的两种不同配方组成的超低界面表面活性剂ODS-03 和ODS-07，75 ℃分别用模拟地层水配制成终浓度分别为0.2 %、0.3 %、0.5 %、1.0 %和2.0 %的水溶液，浓度与界面张力的关系（见表4）。

表4 表面活性剂体系界面张力测定

3.2 乳化降黏能力

实验选用两种不同配方组成的超低界面表面活性剂的温度在75 ℃，用模拟地层水配制成终浓度为0.2 %的水溶液，对不同原油的乳化降黏能力（见表5）。72 h内ODS-03 对4 种油样的乳化效率在65 %～76 %，ODS-07 对4 种油样的乳化效率在70 %～82 %。

3.3 驱油性能

两种超低界面表面活性剂在模拟驱油实验中，ODS-03 提高采收率分别为19.02%和17.71%，降低驱替压力1.33 MPa 和1.21 MPa；ODS-07 提高采收率分别为14.03 %和13.12 %，降低驱替压力分别达1.09 MPa和1.16 MPa。ODS-03 的驱油性能优于ODS-07（见表6）。

表5 表面活性剂体系对原油乳化能力测定

4 调驱一体化体系性能评价

4.1 岩心调驱性能

预交联体膨颗粒－超低界面表面活性剂体系的岩心调驱性能（见表7）。不同渗透率条件下，采收率提高程度存在较大差异，在高渗透岩心中提高采收率9.3 %，在低渗透岩心中提高采收率18.1 %。

4.2 微观驱替性能

预交联体膨颗粒-超低界面表面活性剂体系的岩心调驱性能（见图2）。水驱结束后的模型中，剩余油较多，且被驱替的原油主要集中在流体运移方向主孔道附近；预交联体膨颗粒－超低界面表面活性剂体系驱替后，波及范围扩大[7]。可见预交联体膨颗粒-超低界面表面活性剂体系是一种相对来说波及范围更广，驱替效果更好的适合于超低渗透油藏深部调驱一体化体系。

表6 岩心模拟驱油性能测定

表7 预交联体膨颗粒-超低界面表面活性剂体系岩心调驱性能

图2 预交联体膨颗粒-超低界面表面活性剂体系微观驱替性能

5 结论

（1）通过反向微乳液法制备的预交联体膨颗粒在实验区块的注入水和模拟地层水中均具有较为理想的膨胀性能、抗压强度和封堵效果，对超低渗透非均质油藏的调剖效果良好。

（2）通过多种功能表面活性剂复配而成的生化耦合超低界面表面活性剂，具有超低界面张力、良好的原油乳化降黏能力和岩心驱油效果，对超低渗透非均质油藏的驱油效果优异。

（3）预交联体膨颗粒－超低界面表面活性剂体系可以充分发挥调剖剂和驱油剂综合性能，利用协同作用来提高原油采收率，是适合于超低渗透非均质油藏深部调驱一体化体系。