支化预交联凝胶颗粒与降黏剂复合体系提高普通稠油采收率实验研究

刘 欢，何 宏，元福卿，于 群，刘文正，马骁锐，陈丽君，方吉超

(1.长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100； 2.中国石化胜利油田分公司 勘探开发研究院，山东 东营 257237； 3.中国石化勘探开发研究院，北京 100120)

引 言

普通稠油油藏资源丰富，原油黏度高，常规水驱开发存在水油流度比高、波及程度低问题，导致水驱采收率低[1-5]。热采吞吐开发方式存在开采能耗大、多轮次吞吐后周期产油量低及易发生汽窜等缺陷，不适用于埋藏较深且储层较薄的稠油油藏[6-9]。聚合物驱、单一降黏剂驱和传统二元复合驱能够一定程度提高稠油油藏开发效果，但其适用黏度范围有限，在原油黏度较高油藏不能实现有效波及，采收率低[10-17]。因此，探索普通稠油油藏新的开发方法，对实现普通稠油油藏高效开发具有重要意义。

基于支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)的非均相复合驱油技术是特高含水油藏提高采收率的重要技术措施[18-20]，然而针对普通稠油油藏的应用报道尚未见到。B-PPG独特的“部分交联、部分支化”分子结构，具有增黏和弹性形变能力，能够在多孔介质中动态调堵变流线，扩大液流波及体积。本文基于改善流度比、扩大波及体积和提高洗油效率的目标，构建B-PPG与降黏剂非均相复合体系，分别评价单一降黏剂性能和B-PPG与降黏剂复合体系性能，并通过填砂岩心驱替实验，研究降黏剂驱、B-PPG驱和B-PPG与降黏剂复合驱提高采收率能力，并比较复合体系不同注入方式对提高采收率效果的影响，为改善普通稠油油藏开发效果提供新思路。

1 实验部分

1.1 实验材料与仪器

(1)实验材料。阴-非离子型降黏剂JN(沧州润达有限公司提供)，质量浓度均为3 000 mg/L；支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)，弹性模量为10.3 Pa，800 mg/L下的粒径中值D50为506.5 μm；实验用油为胜利油田陈25区块脱气原油，地面条件下密度为0.982 g/cm3，黏温关系曲线见图1；水样根据胜利油田陈25区块地层水性质配制，总矿化度为10 607 mg/L，离子组成见表1。

图1 胜利陈25区块脱气原油黏温关系Fig.1 Viscosity-temperature curve of degassed crude oil in Shengli Chen 25 block

表1 陈25区块模拟地层水离子组成Tab.1 Ion composition of simulated formation water in Chen 25 block

(2)实验仪器。DQ-1型多功能高温高压岩心驱替装置(江苏海安石油科研仪器公司)、填砂管模型(φ2.5 cm×30 cm)、Texas-500C型界面张力仪、Brookfield DV2T黏度计、JJ-1型搅拌器(常州国宇仪器制造有限公司)、恒温水浴锅(常州国宇仪器制造有限公司)。

1.2 实验内容与步骤

1.2.1 黏度测定

配制800 mg/L的B-PPG悬浮液和B-PPG与降黏剂复合体系悬浮液(800 mg/L B-PPG+3 000 mg/L降黏剂)，利用Brookfield DV2T黏度计分别测定其在70 ℃下的黏度。

1.2.2 油水界面张力测定

利用Texas-500C型界面张力仪，采用旋滴法测定降黏剂JN与胜利油田陈25区块脱气稠油间的油水界面张力，测定温度为70 ℃，转速为5 000 r/min。

1.2.3 乳状液稳定性评价

按照油水体积比3∶7将降黏剂溶液与稠油混合，用均质机在转速3 000 r/min条件下搅拌3 min，使其充分分散制备得到乳状液体系，将形成的乳状液倒入10 mL具塞试管中，置于70 ℃恒温水浴锅中，同时开始计时，每隔一段时间记录试管中油水界面位置和析出水的体积，并计算乳状液在不同时刻的析水率。

1.2.4 降黏性能评价

配制质量浓度为3 000 mg/L的降黏剂溶液，与稠油一起放入70 ℃恒温箱中备用。待恒温3 h后取出，按照油水体积比3∶7混合，用均质机搅拌均匀，利用Brookfield DV2T黏度计测定其在70 ℃的黏度，计算此时的稠油乳化降黏率。

1.2.5 填砂管模型驱油实验

采用填砂岩心驱替实验方法，评价降黏剂驱、B-PPG驱和B-PPG与降黏剂复合驱三种不同驱油体系提高稠油采收率能力，实验方案设计及填砂岩心参数如表2所示。室内物理模拟实验内容及流程见图2。

图2 岩心驱替实验装置及流程Fig.2 Device and flow chart of core displacement experiment

(1)制备填砂管。采用湿填法用120～140目石英砂填制渗透率为1.0 μm2左右的填砂管，以1.0 mL/min的水驱速度测定渗透率；

(2)饱和油。在70 ℃条件下以0.1 mL/min的速度油驱水至完全产油为止，计算原始含油饱和度，饱和油后将填砂管放于70 ℃烘箱中老化48 h；

(3)水驱及化学驱过程。以0.3 mL/min水驱油至含水率95%后，注入0.4 PV不同体系化学剂，再转后续水驱至含水率98%。在驱替过程中，记录不同时间段的注入压力及产液量，并计算含水率和采收率等参数。

表2 实验方案及填砂岩心参数Tab.2 Experimental schemes and sand filling core parameters

2 实验结果与讨论

2.1 单一降黏剂性能评价

2.1.1 界面张力

降黏剂具有降低油水界面张力的特性，较低的界面张力可以有效降低黏附功和毛细管附加阻力，达到降低原油流动阻力、提高洗油效率的目的。图3为降黏剂JN与稠油之间的界面张力变化关系。从结果可以看出，界面张力随时间的延长逐渐降低，到35 min左右达到平衡，此时的油水界面张力为0.011 2 mN/m。

图3 降黏剂与稠油的油水界面张力随时间变化曲线Fig.3 Variation curve of oil-water interfacial tension between viscosity reducer and heavy oil with time

2.1.2 乳状液稳定性

析水率是评价乳状液稳定性的重要指标。降黏剂析水率如图4所示，析水率随时间延长逐渐增大，30 min内，乳状液析水速率较快，到30 min时析水率达到71.43%，超过60 min后趋于稳定。表明：降黏剂具有较好的乳化稳定性，能够与稠油形成稳定的O/W乳状液，对稠油的乳化降黏是非常有利的。

图4 降黏剂析水率随时间变化曲线Fig.4 Variation curve of water evolution rate of viscosity reducer with time

2.1.3 降黏性能

降黏性能是影响水油流度比的主要因素。按照1.2.4实验方法，测定降黏剂与稠油混合乳状液的黏度。结果表明：在70 ℃条件下，降黏剂可使稠油乳状液的黏度从2 570 mPa·s降至127 mPa·s，降黏率高达95.1%，具有很好的降黏性能。

2.2 B-PPG与降黏剂复合体系性能评价

对B-PPG与降黏剂复合体系进行性能评价，评价结果如表3所示。相比单一的降黏剂，B-PPG与降黏剂复合体系的黏度增加，对稠油的乳化降黏能力也有所增强。由此可知，B-PPG与降黏剂复合体系可以有效降低水油流度比，扩大波及体积，提高稠油乳化降黏能力。

表3 B-PPG与降黏剂复合体系性能评价(70 ℃)Tab.3 Performance evaluation of composite system of B-PPG and viscosity reducer (70℃)

2.3 驱油效果分析

2.3.1 单一驱油剂驱替过程分析

按照1.2.5实验方法，开展填砂岩心室内物理模拟实验，两种单一驱油剂的驱油曲线如图5所示。分析单一驱油剂驱替过程中注入压力、含水率和采收率随注入孔隙体积倍数的变化可知，实验1和实验2的水驱阶段，均经历了短暂的无水采油期。此后，含水率快速上升，进入高含水采油阶段。当含水率达到95%时，实验1和实验2的采收率分别为40.3%和39.4%。

图5 单一驱油剂驱油曲线Fig.5 Oil displacement curves of single oil displacement agents

在化学驱和后续水驱阶段，注入降黏剂及后续水驱过程中，注入压力缓慢降低直至稳定，含水率曲线未见下降漏斗现象。在注入B-PPG及后续水驱过程中，注入压力先升高后降低，最后趋于平稳，含水率曲线出现下降较明显的漏斗现象。相比单一降黏剂驱，B-PPG驱的含水率下降幅度更加明显。

上述现象产生的原因为：①单一降黏剂驱过程中，降黏剂易沿着水驱后形成的优势渗流通道流动，注入压力未产生升高现象，同时降黏剂能够对水驱后接触到的剩余油进行剥离，降低渗流阻力，导致注入压力呈现缓慢降低直至稳定；②单一B-PPG驱过程中，B-PPG会对水驱后形成的优势渗流通道产生调堵作用，随着B-PPG的不断注入，注入压力缓慢增加，当压力上升到一定程度时，颗粒发生破碎或变形，后续压力随之降低。

2.3.2 复合体系驱替过程分析

在单一驱油剂驱油效果评价的基础上，研究B-PPG与降黏剂复合体系提高普通稠油油藏采收率的能力，并比较不同注入方式对复合体系提高采收率效果的影响。驱油曲线如图6所示。三种注入方式分别为：①先注0.2 PV降黏剂，后注0.2 PV B-PPG(实验3)；②先注0.2 PV B-PPG，后注0.2 PV降黏剂(实验4)；③同时注入0.4 PV B-PPG和降黏剂(实验5)。

图6 复合体系不同注入方式下的驱油曲线Fig.6 Oil displacement curves of composite system under different injection modes

在水驱阶段，随着注入孔隙体积倍数的增加，注入压力先升高后降低直至稳定，三组驱油实验的最高压力在0.80～0.87 MPa，水驱稳定压力在0.04～0.06 MPa。

在化学驱和后续水驱阶段，三种注入方式的注入压力都表现为先升高后降低，最后趋于平稳，含水率曲线也都出现下降漏斗现象，但含水率下降幅度及下降漏斗出现时机各有差异。相比实验3，实验4和实验5的含水率下降漏斗现象出现得更早，下降幅度也更明显。

出现上述差异的原因为：①相比实验3，实验4和实验5注入B-PPG和B-PPG发挥调堵作用的时机要早，因此，含水率曲线的下降漏斗现象也出现得更早；②在化学驱阶段，实验4和实验5注入的B-PPG能有效封堵水驱后形成的优势渗流通道，扩大波及体积，使后期注入降黏剂的乳化降黏性能得到充分发挥，从而大幅度降低含水率。而实验3先注入的降黏剂都沿着水驱后形成的优势通道流出，未能很好地发挥其乳化降黏作用；同时，降黏剂对水驱后接触到的剩余油进行剥离，使后续注入B-PPG的调堵效果减弱。因此，实验4和实验5的含水率下降幅度要比实验3更明显。

2.3.3 提高采收率效果评价

对比两种单一驱油剂，B-PPG提高普通稠油采收率效果更明显，采收率增值为12.7%，高于降黏剂JN的7.5%。在B-PPG与降黏剂复合体系驱油过程中，先注B-PPG后注降黏剂的采收率增值最高为20.9%；B-PPG和降黏剂同时注入效果次之为16.2%；先注降黏剂后注B-PPG最低为9.6%。

采收率增值不同的原因有：①单一的降黏剂驱过程中，大部分降黏剂都沿水驱后形成的优势通道流出，未能很好地发挥其乳化降黏作用，改善水油流度比能力有限；②B-PPG可以提高注入液黏度，改善水油流度比，同时，能封堵水驱后产生的优势渗流通道，扩大波及体积。由此表明，对于普通稠油油藏开采，改善水油流度比、提高波及体积的影响效果要大于乳化降黏、提高洗油效率等因素；③实验3先注降黏剂过程中，降黏剂仍然沿着水驱后形成的优势渗流通道驱替，产生与单一降黏剂驱相同效果，提高采收率效果有限，注入0.2 PV的B-PPG后含水率曲线才出现较明显下降漏斗，但由于B-PPG注入量少于单一B-PPG驱，因此提高采收率效果要弱于单一B-PPG驱；④实验4前期注入的B-PPG可有效改善水油流度比、提高波及体积，并使后续注入的降黏剂充分发挥作用，降低油相黏度，提高洗油效率，进一步提高采收率。⑤实验5化学驱过程中，由于B-PPG和降黏剂的色谱分离效应，大部分降黏剂沿着水驱后形成的优势通道流出，未能发挥其应有作用。因此，同时注入B-PPG和降黏剂方式提高采收率效果不如先注B-PPG后注降黏剂。

3 结 论

(1)在70 ℃条件下，降黏剂JN与胜利油田陈25区块普通稠油间的平衡界面张力为0.0112 mN/m；在油水体积比3∶7条件下，降黏剂与稠油形成稳定的O/W乳状液体系，且降黏率高达95.1%。相比单一降黏剂，B-PPG与降黏剂复合体系的黏度增加，对稠油的乳化降黏能力也有所提高。

(2)单一B-PPG驱采收率增值高于单一降黏剂驱，表明对于普通稠油油藏开发，改善水油流度比、提高波及体积的影响效果要高于乳化降黏、提高洗油效率。

(3)相比单一降黏剂驱油体系，B-PPG与降黏剂复合驱油体系具有更好的改善水油流度比、扩大波及体积和提高洗油效率的能力。在复合体系驱油过程中，注入方式对提高普通稠油采收率效果影响很大，先注B-PPG后注降黏剂采收率增值最高为20.9%；B-PPG和降黏剂同时注入效果次之为16.2%；先注降黏剂后注B-PPG最低为9.6%。