稠油蒸汽驱封窜剂/驱油剂组合调驱技术*

单景玲，裴海华，郑 伟，谢昊君，郑家桢，张贵才

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛 266580；2.非常规油气开发教育部重点实验室（中国石油大学（华东）），山东青岛 266580；3.中海油研究总院有限责任公司，北京 100028）

蒸汽驱是稠油热采中非常有效的手段［1-4］，但由于蒸汽与地层油相密度差及流度比过大，易发生汽窜，会导致蒸汽沿着渗透率高的方向前进，使蒸汽的波及体积变小，蒸汽热损失大，驱油效果变差［5-6］。使用合适的封窜剂能够有效控制蒸汽的汽窜现象，显著提高非均质地层的蒸汽驱效果［7-9］。受岩石润湿性及与原油间界面特性的影响，单纯注蒸汽开采稠油的效果较差。在蒸汽驱过程中向地层注入耐高温驱油剂，改善油层岩石的润湿性及油水界面张力，可以进一步提高注蒸汽驱热采效果［10-12］。本文采用栲胶制备了耐高温封窜剂，将磺酸盐表面活性剂和阴非离子型表面活性剂复配构建了高温驱油剂，通过非均质双管物理模拟实验评价了封窜剂和驱油剂组合调驱技术提高蒸汽驱效果。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

栲胶XS，广西灵水林化有限公司；酚类交联剂CL1、稳定剂NS、增强剂ST，国药集团化学试剂有限公司。磺酸盐表面活性剂SLB，有效含量90%，山东达维石油技术有限公司；阴非离子表面活性剂CY，有效含量50%，山东达维石油技术有限公司。实验用水为根据地层水离子组成配制的模拟地层水，矿化度9358 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）为：Na+2612、K+164、Mg2+157、Ca2+144、Cl-3323、SO42-417、HCO3-2465、CO32-77；原油为脱气脱水稠油，黏度3788 mPa·s（50 ℃），密度0.9785 g/mL。填砂管，长度30 cm、直径2.5 cm；天然石英砂，粒径60～120目。

TX-500C 型旋转界面张力仪，美国CNG 公司；真空干燥箱，上海实验仪器公司；整套驱油装置、蒸汽发生器，海安县石油科研仪器厂；平流泵，北京卫星制造厂。

1.2 实验方法

1.2.1 界面张力测定

采用TX-500C 型旋滴界面张力仪，在50 ℃下测定不同表面活性剂溶液与原油间的界面张力，测量过程中一般转速为5000 r/min。

1.2.2 耐温性能评价

将质量分数为1.0%的表面活性剂溶液放入安瓿瓶中，封口后放入高温罐中，在300 ℃的烘箱中热处理24 h后冷却，然后测定热处理后表面活性剂溶液与原油间的界面张力，根据热处理后表面活性剂溶液和原油间界面张力的变化评价表面活性剂的耐高温性能。

1.2.3 封窜剂封堵实验

在室温下，向填砂管（基本参数见表1）分别注入1.0 PV 的封窜剂，然后将填砂管置于250 ℃的烘箱中老化6 h，以2 mL/min的速率注入15 PV的温度为250 ℃的蒸汽，突破后继续注入蒸汽直至注入压力稳定后停止。测定突破后填砂管的水相渗透率。250 ℃时回压设置为4 MPa。由式（1）计算封窜剂对填砂管的封堵率P：

表1 填砂管的基本实验数据

其中，Kw1—填砂管的原始渗透率，10-3μm2；Kw2—突破后填砂管的渗透率，10-3μm2。

1.2.4 双管物理模拟实验

填制2 根不同渗透率（渗透率级差为2）的填砂管，饱和水、饱和油；将饱和油后的双管放在地层温度（50 ℃）下老化24 h；利用注入泵以2 mL/min的注入速率恒速注入300 ℃的蒸汽，记录不同注入时间下的进出口压力、产液量，当产液的含水率大于98%停止驱替；利用注入泵恒速（2 mL/min）注入化学剂，记录不同注入时间下的进出口压力、产液量，注入量达到设计值时停止注入；利用注入泵以2 mL/min的注入速率恒速注入300 ℃的蒸汽，记录不同注入时间下的进出口压力、产液量，当产液的含水率大于98%后驱替结束。基本实验数据见表2，300 ℃时回压设置为8 MPa。

表2 双管物理模拟实验基本实验数据

2 结果与讨论

2.1 高温封窜剂的性能

栲胶中含有的磺酸基团可提高封堵强度和耐温性，研究表明由栲胶制备的栲胶封窜剂可耐250 ℃的高温［13］。通过栲胶、交联剂、稳定剂和增强剂的优选，形成了耐温250 ℃的高温栲胶封窜剂体系：4% XS+2.5% CL1+1.5% NS+2.0% ST，考察了250 ℃下热处理不同时间后最优配方栲胶的强度和脱水率，结果见图1。可以看出，优选体系经过5 d加热处理后脱水率（约7.5%）较低，随着加热时间的延长，体积略有缩小，脱水率逐渐增大。体系在250 ℃的高温环境中热处理15 d 内的脱水率小于10%，而且强度随时间的延长而略有增大，热稳定性较好。

图1 栲胶封窜剂体系在250 ℃下热处理不同时间后的强度和脱水率

2.2 高温驱油剂的构建及性能评价

2.2.1 高温驱油剂的构建

在50 ℃下，磺酸盐表面活性剂SLB 和阴-非离子表面活性剂CY 按不同复配比配制的质量分数0.3%的驱油剂与稠油间的动态界面张力如图2 所示。可以看出，SLB、CY 两种表面活性剂单独使用时与原油间的界面张力均达不到10-3mN/m 超低数量级，且明显比复配表面活性剂体系的高。这表明阴离子表面活性剂与阴非离子表面活性剂复配后产生了协同效应，形成了紧密的吸附膜，从而获得更低的油水界面张力［14-15］。

由图2 可以看出，适当提高SLB 用量可以取得更好的降低油水界面张力的效果，SLB 与CY 复配比为2∶1 时，油水界面张力在15 min 内便可降到0.001 mN/m 以下，且油滴很快被拉断。SLB、CY 复配比2∶1 时的协同效应最好，界面张力达到最低且下降速率快，后续实验中均采用SLB、CY复配比2∶1的复配体系。

图2 SLB与CY不同配比体系与原油的动态界面张力（50 ℃，质量分数0.3%）

图3 为不同质量分数的SLB/CY 复配体系（复配比为2∶1）与原油间的动态界面张力。可知，该体系质量分数在0.001%到0.5%范围内均可使界面张力降到0.001 mN/m 以下，随着质量分数的升高，复配体系降低界面张力的能力先增加后减小。相较而言，SLB/CY复配体系质量分数在0.15%～0.3%时降低界面张力的能力更强。

图3 不同质量分数SLB/CY（2∶1）复配体系与原油间的动态界面张力（50 ℃）

2.2.2 高温驱油剂的耐温性能

经过300 ℃高温处理24 h后的不同质量分数的SLB/CY（2∶1）复配体系与锦州23-2 原油间的界面张力见图4。高温热处理后，质量分数为0.1%、0.15、0.3%、0.5%的复配体系与原油间的界面张力均可降低至10-3mN/m以下，但是质量分数为0.5%时，界面张力下降速率有所减慢。因此可见，SLB/CY复配体系具有良好的耐温性能，其最佳用量为0.1%～0.3%，均能使界面张力达到10-3mN/m 超低数量级。

图4 不同质量分数SLB/CY（2∶1）复配体系热处理后与原油间的动态界面张力

2.3 高温封窜剂的封堵性能

在渗透率不同的填砂管中注汽-封窜-后续注汽过程中，封堵前注汽压力、封窜剂体系注入压力、封堵后注汽压力、封堵前后填砂管的渗透率、填砂管封堵率如表3所示，封堵后蒸汽冲刷15 PV。封窜剂体系对经蒸汽长时间冲刷后的不同渗透率填砂管的封堵率均在95%以上，封堵效果显著，且蒸汽冲刷15 PV后仍然具有较好的封堵性能。随着填砂管渗透率的增大，封堵率增大，表明该封窜剂体系适用于封堵高渗透率地层。

表3 封窜剂体系对不同渗透率岩心的封堵情况

2.4 高温驱油剂的驱油性能

为了评价高温驱油剂提高蒸汽驱采收率效果，采用渗透率级差为2（渗透率751×10-3/1460×10-3μm2）的填砂管并联进行双管物理模拟实验，先蒸汽驱至采出液含水率大于98%，然后注入0.50 PV 驱油剂，最后再后续蒸汽驱至采出液含水率大于98%结束实验。初始蒸汽驱后，低渗管采收率为28.7%，高渗管采收率为51.1%，综合采收率为40.2%；注驱油剂再后续蒸汽驱后，低渗管采收率为34.9%，高渗管采收率为64.7%，综合采收率为48.8%；低渗管采收率提高6.2%，高渗管采收率提高13.6%，综合采收率提高8.6%。采收率曲线见图5，高、低渗管产出液的分流率曲线见图6。由于采用双管模型驱油剂辅助蒸汽驱，综合采收率相较于单管模型偏低。由于渗透率的差异，初始蒸汽驱时，高渗管的出液量是低渗管的2倍；随着驱替进行，高渗管的出液量逐渐增加，而低渗管的出液量逐渐减至0。当转注0.5 PV 驱油剂过程中，有80%以上的驱油剂进入高渗管，只有不到20%的驱油剂进入低渗管，因此后续蒸汽驱驱油效率有所增加。

图5 驱油剂辅助蒸汽驱的双管模型采收率曲线

图6 驱油剂辅助蒸汽驱双管模型产出液分流率曲线

2.5 高温封窜剂/驱油剂组合调驱性能评价

为了评价高温封窜剂+驱油剂组合调驱提高蒸汽驱采收率的效果，采用渗透率级差为2（渗透率681×10-3/1369×10-3μm2）的填砂管并联进行双管物理模拟实验，采用先蒸汽驱至采出液含水率大于98%，然后注入0.3 PV 的高温栲胶封窜剂，老化6 h后再注入0.50 PV 驱油剂，最后再后续蒸汽驱至采出液含水率大于98%结束实验。初始蒸汽驱后，低渗管采收率为26.53%，高渗管采收率为49.40%，综合采收率为37.27%；注栲胶+驱油剂再后续蒸汽驱后，低渗管采收率为57.24%，高渗管采收率为64.40%，综合采收率为60.85%；低渗管采收率提高30.71%，高渗管采收率提高15.00%，综合采收率提高23.58%。采收率曲线见图7，高渗管和低渗管产出液的分流率曲线见图8。注入栲胶后，高渗管和低渗管分流率比值从88∶12降到50∶50，之后高渗管的出液量逐渐下降至0，低渗管出液量逐渐上升至100%，说明了注入的封窜剂封堵了高渗通道，使得后续注入的驱油剂和蒸汽大部分进入低渗管中，驱油剂具有降低界面张力、提高洗油效率作用，因此封窜剂+驱油剂组合方式大幅度提高低渗管的采收率，最终的综合采收率明显提高。

图7 渗透率级差为2时封窜剂+驱油剂辅助蒸汽驱采收率曲线

图8 渗透率级差为2时封窜剂+驱油剂辅助蒸汽驱产出液分流率曲线

3 结论

耐温250 ℃的高温栲胶封窜剂体系热处理15 d内脱水率小于10%，250 ℃蒸汽冲刷15 PV 后封窜剂体系的封堵率仍大于90%以上，封堵效果显著。磺酸盐类表面活性剂SLB 和阴非离子表面活性剂CY（复配比为2∶1）复配高温驱油剂，耐温300 ℃，300 ℃老化后与原油间的界面张力仍可降10-3mN/m以下。

蒸汽驱后单独使用高温驱油剂时提高蒸汽驱采收率8.6%，封窜剂和驱油剂组合使用时低渗管采收率提高了30.71%，综合采收率提高23.58%。封窜剂有效封堵高渗管汽窜通道，保证后续注入的驱油剂进入低渗管，有效地改善非均质地层蒸汽驱的开发效果。