聚合物驱后新型凝胶-表面活性剂复合驱油技术

2021-04-23冯旭菲王尤富余宏伟

西安石油大学学报(自然科学版) 2021年2期

冯旭菲，王尤富，何宏，吴汉，余宏伟

(1.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100； 2.湖南科技大学资源环境与安全工程学院，湖南湘潭 411201)

引言

聚合物驱油技术作为一种常用的三次采油措施，已在我国各大油田成功推广应用多年，成为油田增产、稳产以及提高采收率的一项重要技术措施[1-5]。然而由于我国陆相沉积油藏大多具有非常强的非均质性，使得聚合物驱的原油采收率通常不高，在水驱的基础上采收率一般提高10%左右，导致聚合物驱后仍有50%左右的原油得不到有效动用。因此，聚合物驱后如何继续提高油藏的采收率成了各大油田迫切需要解决的一项难题。

目前，国内针对常规聚合驱油措施后进一步提高采收率方面的研究主要包括高浓度高分子量聚合物驱、二元复合驱、三元复合驱、泡沫复合驱以及微生物驱等[6-12]。其中高浓度高分子量聚合物驱能够有效扩大波及体积，现场也取得了一些增油效果，但由于聚合物的洗油效率有限，并且会造成一定的聚合物浪费，限制了其大规模的推广应用；而二元复合驱和三元复合驱虽具有较好的驱油效果，但为了增大波及效率，必须增大聚合物的用量，经济效益较差；泡沫复合驱存在着泡沫稳定性差以及注入困难等问题；微生物驱也存在着技术不成熟以及经济效益较差等方面的问题。

大量的室内及现场试验研究表明，要想进一步提高聚合物驱后的采收率，必须同时在扩大宏观波及体积和提高微观洗油效率方面开展工作[13-16]。聚合物凝胶调驱技术能够有效改善非均质油藏的油水流度比，可以有效扩大宏观波及效率，而表面活性剂能够通过降低油水界面张力、改善润湿性等作用来提高油藏的微观洗油效率[17-20]。因此，笔者将研制的新型聚合物凝胶和表面活性剂的特点相结合，研究了一种适合聚合物驱后继续提高采收率的新型凝胶-表面活性剂复合驱油技术，室内评价了其在聚合物驱后的驱油效果，并在现场成功应用，为进一步提高聚合物驱后采收率提供一定的借鉴。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

实验材料：聚合物HPAM(分子量为25×106)、超高分子量聚合物CZL-3(部分水解聚丙烯酰胺，分子量为32.5×106)，大庆炼化公司；新型缔合聚合物THW-3、交联剂JLY-15；新型阴-非离子表面活性剂TYF-101，实验室自制；实验用水为模拟地层水(总矿化度45 520 mg/L)；实验用油为模拟油(H油田储层原油与航空煤油按2∶1进行混合，80 ℃下黏度为2.1 mPa·s)；人造柱状岩心(长度7.5 cm，直径2.5 cm)；人造非均质岩心(尺寸为60 cm×60 cm×4.5 cm)，三层厚度均为2.0 cm，三层气测渗透率分别为100×10-3μm2、500×10-3μm2和800×10-3μm2；储层天然岩心取自H油田。

实验仪器：博勒飞DV-III型黏度计，美国Brookfield公司；TX-500C型旋转滴界面张力仪，美国CNG公司；HARKE-SPCA型视频接触角测定仪，北京哈科试验仪器厂；DQT型岩心驱替实验装置，博瑞斯科研仪器有限公司；DHG-9025A台式精密型恒温烘箱，上海善志仪器设备有限公司。

1.2 实验方法

1.2.1 新型聚合物凝胶性能评价

(1)成胶性能

使用模拟地层水配制不同浓度的新型缔合聚合物THW-3溶液，再加入200 mg/L的交联剂JLY-15，搅拌均匀后将体系置于恒温烘箱中(80 ℃)，测定其成胶黏度和成胶时间，以评价新型聚合物凝胶的成胶性能。

(2)封堵性能

①将不同渗透率的人造柱状岩心饱和模拟地层水，并计算其孔隙体积和孔隙度；②在地层温度(80 ℃)使用模拟地层水驱替岩心，记录驱替稳定时的压差p0；③在相同的实验条件下注入不同PV的新型聚合物凝胶溶液(1 200 mg/L缔合聚合物THW-3+200 mg/L交联剂JLY-15)，待其成胶后继续使用模拟地层水驱替，记录驱替稳定时的压差p1；④最后计算残余阻力系数FRR和封堵率Φ，即

FRR=p1/p0；

(1)

Φ=1-1/FRR。

(2)

1.2.2 表面活性剂性能评价

(1)油水界面张力测定

使用模拟地层水配制不同浓度的新型阴-非离子表面活性剂TYF-101溶液，在常温下使用TX-500C型旋转滴界面张力仪分别测定不同浓度表面活性剂溶液与模拟油之间的界面张力值。

(2)接触角测定

将储层天然岩心使用二甲基硅油处理成表面亲油状态，然后将岩心处理成相同尺寸的切片，再将岩心切片放置于不同浓度的新型阴-非离子表面活性剂TYF-101溶液中浸泡24 h，取出后烘干，使用HARKE-SPCA型视频接触角测定仪测量蒸馏水在不同岩心切片表面的接触角变化情况。

1.2.3 驱油性能评价

①将人造非均质岩心饱和模拟水，然后继续饱和模拟油，静置老化24 h后备用；②使用模拟地层水驱替岩心直至出口端含水率达到98%以上为止，计算水驱油的采收率；③注入0.5 PV的聚合物HPAM(1 500 mg/L)溶液，然后后续水驱至含水率达到98%以上，计算聚合物驱的采收率；④继续注入0.5 PV的新型聚合物凝胶溶液，成胶后紧接着注入0.5 PV的新型阴-非离子表面活性剂TYF-101溶液，后续水驱至含水率达到98%以上，计算出最终采收率，并以此得到聚合物驱后新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱的采收率；⑤作为对比实验，在实验步骤③后单独开展新型聚合物凝胶驱油和超高分子量聚合物CZL-3(1500 mg/L)驱油实验，注入量均为0.5 PV，继续水驱至含水率达到98%以上，计算出两种不同驱油方式的最终采收率。

2 结果与讨论

2.1 新型聚合物凝胶性能评价

2.1.1 成胶性能

按照1.2.1中的实验方法，评价了新型聚合物凝胶的成胶黏度和成胶时间，实验结果见图1。

由图1可知，随着新型缔合聚合物THW-3质量浓度的增大，聚合物凝胶的成胶黏度逐渐升高，而成胶时间逐渐减小。当THW-3的质量浓度为1 200 mg/L时，成胶黏度能够达到2 500 mP·s以上，成胶时间在30 h以上，说明该聚合物凝胶具有良好的成胶性能；再继续增大THW-3的质量浓度，成胶黏度大幅升高，而成胶时间则缩短至10 h左右。综合考虑现场施工的需求，选择新型缔合聚合物THW-3的质量浓度为1 200 mg/L。

图1 新型聚合物凝胶的成胶性能Fig.1 Gelation properties of new polymer gel

2.1.2 封堵性能

按照1.2.1中的实验方法，对新型聚合物凝胶的封堵性能进行了评价，实验结果见表1。由表1可知，当新型聚合物凝胶注入 PV数相同时，岩心渗透率越高，残余阻力系数和封堵率越小；而当渗透率级别相同时，新型聚合物凝胶注入 PV数越大，残余阻力系数和封堵率就越高。当新型聚合物凝胶注入0.5 PV时，渗透率级别为(100～800)×10-3μm2岩心的残余阻力系数均大于20，封堵率均在95%以上，说明此时新型聚合物凝胶对各个渗透率级别的岩心均起到了良好的封堵作用。因此，综合考虑现场施工成本等因素，选择新型聚合物凝胶的注入PV数为0.5。

表1 新型聚合物凝胶的封堵性能Tab.1 Plugging performance of new polymer gel

2.2 表面活性剂性能评价

2.2.1 降低油水界面张力性能

按照1.2.2中的实验方法，评价了不同质量浓度的新型阴-非离子表面活性剂TYF-101溶液与模拟油之间的界面张力值，实验结果见图2。

由图2可知，随着表面活性剂TYF-101质量分数的不断增大，油水界面张力值呈现出“先下降后上升”的趋势，当表面活性剂TYF-101的质量分数为0.5%时，溶液的油水界面张力值最小，达到10-3mN/m数量级，再继续增大表面活性剂的质量分数，溶液的界面张力值有所上升。这是由于表面活性剂在溶液中达到临界胶束浓度值以后，再增大其加量会形成比较大的胶束，降低油水界面继续吸附表面活性剂分子的能力，使界面张力值有所增大。

图2 表面活性剂降低油水界面张力性能Fig.2 Effect of surfactant mass fraction on interfacial tension between oil and water

2.2.2 改变润湿性能

按照1.2.2中的实验方法，测定了不同浓度新型阴-非离子表面活性剂TYF-101溶液浸泡后的岩心切片表面的接触角，实验结果见图3。

由图3可知，随着表面活性剂TYF-101质量分数的不断增大，岩心表面的接触角逐渐减小，表面润湿性由亲油性逐渐向亲水性转变，当表面活性剂TYF-101的质量分数为0.4%～0.6%时，接触角为85°～95°，此时岩心表面的润湿性处于中性润湿阶段，再继续增大TYF-101的质量分数，岩心表面的亲水性越来越强。根据以往研究经验，岩心表面为中性润湿时能够显著降低毛细管阻力和水驱油时的黏附功，从而提高水驱油效率。因此，综合以上界面张力实验结果，选择新型阴-非离子表面活性剂TYF-101的最佳质量分数为0.5%。

图3 表面活性剂改变岩石表面润湿性能Fig.3 Effect of surfactant mass fraction on wettability of rock surface

2.3 聚合物凝胶-表面活性剂复合驱油效果

按照1.2.3中的实验方法，评价了聚合物驱后采用新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱、单独新型聚合物凝胶驱以及单独超高分子量聚合物驱的效果，实验用岩心为人造非均质岩心，物性参数见1.1。实验结果见表2、图4、图5和图6。

表2 聚合物驱后不同实验方案的驱油效果Tab.2 Effects of different flooding schemes after polymer flooding

注：实验方案1为新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱；实验方案2为新型聚合物凝胶驱；实验方案3为超高分子量聚合物驱。

图4 聚驱后新型凝胶-表面活性剂复合驱油效果(2-1#岩心)Fig.4 Effect of new gel-surfactant combination flooding after polymer flooding (2-1# core)

图5 聚驱后新型聚合物凝胶驱油效果(2-3#岩心)Fig.5 Effect of new polymer gel flooding after polymer flooding (2-3# core)

图6 聚驱后超高分子量聚合物驱油效果(2-5#岩心)Fig.6 Effect of ultra-high molecular weight polymer flooding after polymer flooding (2-5# core)

由以上实验结果可以看出，水驱采收率基本在40%左右，聚合物驱的采收率增幅基本在11%左右，聚合物驱后采用新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱的采收率增幅在17%左右，单独新型聚合物凝胶驱采收率增幅在10%左右，单独超高分子量聚合物驱的采收率增幅在12%作用，其中聚合物驱后新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱的采收率增幅最大。

在前期水驱和聚合物驱后，非均质岩心已形成优势通道，使后续注入流体逐渐进入低效甚至无效循环状态，驱油效率下降。此时，注入新型聚合物凝胶能对岩心中的大孔道产生有效封堵，增大后续注入流体的波及体积，使后续注入的表面活性剂溶液更多地进入到残余油饱和度更高的区域，提高了洗油效率，从而进一步提高聚合物驱后的原油采收率。

3 现场应用

3.1 区块基本情况

H油田某区块含油面积为2.76 km2，地质储量为578.3×104t，储层孔隙度主要分布在19.1%～26.7%，平均为22.3%，储层渗透率主要分布在(100～950)×10-3μm2，平均为552×10-3μm2，地层非均质性较强，层间渗透率变异系数为0.5～1.6，地层条件下原油黏度为20.6 mPa·s。目标区块自1989年4月投入开发，该区块共设计注入井21口，生产井35口。前期主要采用注水开发生产，由于注水开采效果变差，自2010年开始由注水转注聚合物驱油，累计注入聚合物溶液0.54 PV，之后转入后续注水开发阶段，目前该油田已进入高含水开发阶段，综合含水率已达到96%以上。

3.2 先导试验效果预测

使用Eclipse软件对目标区块实施水驱、常规聚合物驱和新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱的整体采收率进行了预测，水驱采收率为37.61%，化学驱的总注入量均为0.54 PV，预测结果见表3。可以看出，在水驱后目标区块采用常规聚合物驱可以提高采收率2.39%，增油量为11.6×104t；而采用新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱可以提高采收率4.87%，增油量为23.6×104t。

表3 先导试验效果预测结果Tab.3 Prediction effect of pilot tests

3.3 现场应用效果

对该区块开展了新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱油的先导试验，施工措施后，该区块内注入井的注入压力显著升高，由措施前的8.2MPa升高至措施后的11.6MPa，这是由于注入的新型聚合物凝胶在地层中成胶后对大孔隙产生了封堵，并且由于其黏度升高，增大了流体在地层中的渗流阻力，使后续流体发生液流转向，有助于提高波及体积。措施后对应的生产井均不同程度达到了增油降水的效果，油井见效率达到98%，其中5口生产井的生产参数见表4。

表4 新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱油现场应用效果Tab.4 Application effect of new polymer gel-surfactant composite flooding

由以上结果可以看出，H油田某区块实施新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱油措施后，5口典型生产井的平均日产油量由措施前的6.46 t升高至13.16 t，日产油量提高1倍以上，而平均含水率由措施前的94.18%下降为82.22%，起到了良好的降水增油效果。这说明聚合物驱后继续采用新型聚合物凝胶-表面活性剂复合驱油措施能够进一步提高原油的采收率，具有较好的推广应用价值。