下二門油田聚合物驅后多段塞組合驅技術*

李 巖，郭 艷，王 熙，張 卓，張連峰 ，任霄宇，林 碩

（1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探開發研究院，河南南陽473132；2.河南省提高石油采收率重點實驗室，河南南陽473132）

0 前言

表面活性劑/聚合物（SP）二元復合驅通過在水中加入聚合物增加驅替液的黏度和黏彈性，以提高波及效率；同時依靠表面活性劑的作用降低油水界面張力、改變巖心潤濕性、乳化原油來提高驅油效率，可避免三元復合驅中的堿引起的結垢、乳化嚴重、腐蝕等負面作用，降低投資和操作成本，是具有應用前景的化學驅提高石油采收率技術［1-3］。河南油田化學驅開發成本較高，為了降低開發成本，采取多段塞組合驅替的方式。下二門油田核二段Ⅳ油組屬候莊近源三角洲沉積，砂體平面幾何形態為扇狀，河口壩、水下分流河道微相為主要油氣儲集單元；儲層巖性復雜，以含礫細砂巖為主，非均質較嚴重，主要礦物成分為石英、長石、巖屑，膠結物以泥質為主，膠結類型以孔隙型為主，顆粒以次圓為主。該層系原始地層壓力為11.3 MPa，油層中部溫度為58℃。自1978年投入開發，先后經歷了早期注水階段、細分層系調整階段、井網加密階段、聚合物驅（0.5 PV）、后續水驅階段，目前綜合含水96.33%，采出程度41.87%。如何有效動用聚合物驅后的剩余油和采取低成本的化學驅段塞組合方式是我們研究的方向。前期研究優選了適合該區塊的超高分聚合物CJ-1，該聚合物具有良好的黏彈性能、驅油性能、抗剪切和拉伸性能［4］，濃度為1500 mg/L；優選了性能優良的陰-陽離子表面活性劑B-2，質量分數為0.02%數0.3%時，油水界面張力可達到10-3mN/m數量級，優選了調剖體系的配方為1500 mg/L聚合物+1500 mg/LPPG（預交聯凝膠顆粒）。本文首先分析區塊剩余油形態和原油組分，在此基礎上，研究不同化學驅替技術對不同形態剩余油的動用效果，以確定適合該區塊聚合物驅后的驅替技術［5-6］。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

超高分聚合物CJ-1，固含量89.20%，相對分子質量3260萬，水解度30.2%，河南正佳公司；現場一次聚合物驅用聚合物TP-1，固含量89.1%，相對分子量2400萬，水解度25.4%，河南正佳公司；陰-陽離子表面活性劑B-2，上海化工研究院。實驗用水為下二門油田注入污水，經0.45 μm微孔濾膜過濾，礦化度2282 mg/L，主要離子質量濃度（單位 mg/L）：Na++K+654，Ca2+20.4，Mg2+6.08，Cl-141.8，SO42-240.15，HCO3-1159.38，水型為碳酸氫鈉型；實驗原油為該區塊多口井原油等比例混合原油，黏度24.8 mPa·s（油藏溫度58℃），密度0.896 g/cm3，含膠質、瀝青質21.0%，含蠟22.4%，含硫0.13%，凝固點34℃。注入性實驗用人造均質長巖心，尺寸2.5 cm×2.5 cm×30 cm（6塊），滲透率約為1.2 μm2；驅油實驗用雙層人造均質長巖心，2.5 cm×2.5 cm×30 cm（8塊），滲透率分別約為1.8和0.6 μm2，滲透率級差為3。

DV-III黏度計，美國Brookfield公司；TX-500C型旋轉滴界面張力儀，美國TEMCO公司；安捷倫氣相色譜儀，美國安捷倫公司；OW-Ⅲ型全自動巖心驅替裝置，海安縣石油科技儀器有限公司。

1.2 實驗方法

（1）黏度測試

采用DV-III黏度計（0號轉子），在溫度58℃、轉速6 r/min下測定聚合物溶液的黏度。

（2）界面張力測定

采用TX-500C型界面張力儀，在溫度58℃、轉速4500 r/min下，測定溶液與原油間的界面張力，取穩定值。

（3）剩余油形態分析

依據中國石油天然氣行業標準SY/T 5614—2011《巖石熒光薄片鑒定》，取芯井T5-2410井和T5-2420井的油層巖心（未經洗油）制成巖石薄片，在熒光顯微鏡下借助四川大學的《熒光圖像分析》軟件進行可視化定量分析，得到儲集層中剩余油的形態和組成。

（4）原油組分分析和飽和烴色譜分析

依據中國天然氣石油行業標準SY/T 5119—2016《巖石中可溶有機物及原油族組分分析》對原油進行組分分析；依據中國天然氣石油行業標準SY/T 5779—2008《石油和沉積有機質烴類氣相色譜分析方法》對原油進行飽和烴色譜分析。

（5）二元體系的長期熱穩定性

將合物溶液和二元體系在58℃條件下老化，在一定時間取樣測試體系的黏度及其與原油間的界面張力，以表征體系的長期熱穩定性［7］。

（6）二元體系的靜態吸附性量

取目標區塊的天然散砂（洗油后），控制砂液比為1∶10，將聚合物濃度為1500 mg/L、表面活性劑質量濃度分別為 500、1000、1500、2000、3000、4000、5000 mg/L的二元復合體系與砂混合，在密封的恒溫水浴中振蕩24 h，考察表面活性劑在天然巖心中的吸附量［8］，同時進行單一表面活性劑溶液中表面活性劑在天然巖心中的吸附量測試的空白實驗。

（7）二元體系的洗油能力

將油砂飽和油后，在58℃烘箱老化15 d后測含油量（初始含油量為10.18%），按砂液比1∶10向聚合物濃度為1500 mg/L、表面活性劑濃度分別為500、1000、2000、3000、4000、10000、20000 mg/L 的二元復合體系中加入m1g的油砂，在58℃恒溫烘箱中放置48 h，過濾，烘干，稱重油砂的質量（m2），由X=（m1-m2）/10.18m1×100%計算二元體系對油砂的洗油效率X。

（8）注入性實驗［11-12］

首先氣測滲透率，飽和水，測定巖心孔隙度，測水相滲透率；分別注入二元復合體系或聚合物溶液，注入速率為38 mL/h，開始在3數5 min內記錄一次壓力和液量，待注入壓力平穩后，轉水驅至壓力平穩，結束實驗。如果壓力不穩，注入10 PV聚合物溶液后直接轉水驅至壓力平穩，結束實驗。壓力穩定后根據情況適當延長記錄時間間隔。

（9）驅油實驗

①將膠結柱狀巖心經空氣滲透率測定、飽和實驗用水、測量孔隙度后，在58℃恒溫箱內恒溫12 h以上；②巖心飽和油約70%；③以50 mL/h的驅替速率水驅至模型出口含水98%，計算水驅采收率；④注入0.5 PV聚合物（一次聚合物驅替聚合物TP-1）溶液，待聚合物段塞全部注完后轉后續水驅至含水98%，計算一次聚合物驅采收率；⑤繼續注入化學驅段塞，待化學驅段塞全部注完后轉后續水驅至含水98%，計算化學驅段塞采收率，結束實驗。實驗過程中記錄壓力及液量。

2 結果與討論

2.1 聚合物驅后剩余油形態分析

將芯井T5-2410井和T5-2420井的巖心制得的58塊熒光薄片樣品置于顯微鏡下觀察并分析剩余油形態和具體成分，結果見圖1和表1。聚合物驅后剩余油分布的模式是非均質的，形態多樣，主要以簇狀、斑塊狀、薄膜狀、角隅狀、零星吸附狀、狹縫狀六種形態存在。以H2Ⅳ21-2編號為11-13/27的樣品為例，剩余油含量為34.96%，其中簇狀占61.19%，斑塊狀占27.77%，薄膜狀占4.67%，角隅狀占1.90%，零星吸附狀占3.00%，狹縫狀占1.47%。由表1可以看出，所有形態的剩余油的油質和瀝青質含量都較高，需要通過擴大波及體積、采用高黏彈性的聚合物、改變巖心潤濕性和提高洗油效率來提高剩余油的動用程度。

圖1 11-13/27巖心剩余油形態分析結果

表1 11-13/27各種形態剩余油組分含量

2.2 區塊原油分析

對下二門H2IV油組新5-92井和T5-247井原油進行族組分和飽和烴色譜分析，結果如表2所示。新5-92井、T5-247井原油的飽和烴色譜分析如表3所示。兩口油井的瀝青質、飽和烴含量差異較大。T5-247井原油的飽和烴集中在C16數C33之間，而新5-92井原油的飽和烴集中在C23數C34之間。從表2和表3可以看出，兩口井的瀝青質和飽和烴含量較高，對孔隙顆粒吸附強，常規水驅和聚合物驅難以動用，需要加入表面活性物質以改善巖石潤濕性能提高動用程度。

表2 下二門H2IV原油族組分分析

表3 兩口油井的飽和烴色譜分析

2.3 不同化學驅油體系微觀驅替后微觀剩余油含量和驅油效率

在大量微觀驅油實驗的基礎上，統計出不同化學驅油體系對不同賦存形態剩余油的微觀驅油效率，如表4所示。化學驅后含油量都比水驅后少，且形態也隨時在發生變化，水驅后以簇狀、斑狀剩余油為主；聚合物驅（1500 mg/L P）后剩余油仍以簇狀為主，主流道上斑狀剩余油被攜帶，膜狀剩余油相對含量增加明顯；二元復合驅（2000 mg/L S+1500 mg/L P）中的聚合物/表面活性劑充分發揮協同驅油效應，大幅提高波及面積和驅油效率［9-10］。復合驅后模型簇狀、斑狀、膜狀、柱狀等各類剩余油都大幅減少，微觀剩余油含量不足10%，以遠離驅替主流道模型邊沿低滲層較細孔喉處的斑狀、簇狀剩余油為主，柱狀、膜狀和盲狀剩余油均有少量分布。

表4 不同驅替方式下各類微觀剩余油含量

通過剩余油賦存形態分析，根據不同化學驅方式動用剩余油形態研究結果，根據河南油田化學驅經驗，結合下二門的開發概況（聚合物驅替后油藏，非均質性嚴重），確定下二門H2IV的技術思路為“調剖+聚合物驅+復合驅”的多段塞組合的方式在擴大波及體積的基礎上提高洗油效率［11-12］。二元復合驅只是驅替方式，不能起到調整剖面的作用，化學驅過程必須配套調剖措施。

2.4 二元復合驅體系的性能

2.4.1 表面活劑與聚合物的配伍性

（1）聚合物濃度對二元體系性能的影響

表面活性劑B-2質量濃度為2000 mg/L時，聚合物（超高分聚合物CJ-1）濃度對二元體系性能的影響見表5。由表5可以看出，隨著聚合物濃度增加，二元體系的黏度明顯增大，二元體系與原油間的界面張力明顯增大，聚合物質量濃度從1000 mg/L增至1500 mg/L時，體系的黏度從24.5 mPa·s增至84.3 mPa·s，繼續增大聚合物濃度時黏度變化不大［13-14］。聚合物質量濃度由1000 mg/L增至1200 mg/L時，體系與原油間的界面張力從1.17×10-4mN/m上升至1.33×10-3mN/m，繼續增大聚合物加量至1800 mg/L時，界面張力變化較小。

（2）表面活性劑濃度對二元體系性能的影響

聚合物質量濃度為1500 mg/L時，表面活性劑濃度對二元體系性能的影響見表6。由表6可以看出，隨著表面活性劑濃度的增加，二元體系的黏度基本保持不變，而體系與原油間的界面張力逐漸降低。表面活性劑質量濃度為500 mg/L時，體系與原油間的界面張力可達到10-3mN/m數量級。表面活性劑質量濃度為1000數2000 mg/L時，二元體系與原油間的界面張力穩定在10-3mN/m數量級。

表5 聚合物濃度對二元體系性能的影響

表6 表面活性劑濃度對二元體系性能的影響

2.4.2 二元體系的長期熱穩定性

將配方為2000 mg/L S+1500 mg/L P和2000 mg/L S+2000 mg/L P二元體系在58℃條件下老化一定時間后，體系的黏度及其與原油間的界面張力結果見表7和表8。由表7可以看出，二元體系的黏度隨老化時間的延長呈上升后緩慢下降趨勢，老化360 d后，二元體系的黏度保留率在85%以上。由表8可以看出，與原油間的界面張力維持在10-2mN/m數量級。這說明二元體系具有較好的長期熱穩定性能。

表7 二元體系的黏度長期熱穩定性

表8 二元體系的界面張力長期熱穩定性

2.4.3 二元體系的靜態吸附性量

聚合物質量濃度為1500 mg/L、表面活性劑質量濃度分別為 500、1000、1500、2000、3000、4000、5000 mg/L的二元復合體系中表面活性劑在天然巖心中的吸附量如表9所示，單一表面活性劑溶液中表面活性劑在天然巖心中的吸附量也見表9。由表9可以看出，二元復合體系中表面活性劑的吸附量要小于單一表面活性劑溶液中表面活性劑的吸附量，表面活性劑質量濃度為500數2000 mg/L時，二元復合體系中表面活性劑的吸附量低于2 mg/g，聚合物可以起到一定的犧牲劑的作用。

表9 表面活性劑在天然巖心中的靜態吸附量

2.4.4 二元體系的洗油能力

聚合物質量濃度為1500 mg/L、表面活性劑質量濃度分別為500、1000、2000、3000、4000、10000、20000 mg/L的二元復合體系對初始含油量為10.18%的油砂的洗油效率如表10所示。由表10可以看出，表面活性劑質量濃度在1000 mg/L以上時，二元體系對油砂的洗油效率高于40%，二元體系具有較好的洗油效率。

表10 不同表面活性劑濃度的二元體系的洗油效率

2.4.5 二元體系的注入性

分別考察了配方為1500 mg/L P+2000 mg/L S的二元體系和質量濃度1500 mg/L的聚合物溶液在高滲、中滲和低滲巖心中的注入性能，注入速率為0.5 mL/min，注入參數如表11所示，注入性結果如圖2所示。由圖2可以看出，隨著巖心滲透率的增加，聚合物和二元體系的注入壓力降低；相同滲透率下，二元體系的注入壓力小于單一聚合物溶液的。

表11 二元體系注入性巖心參數

圖2 聚合物體系和二元復合體系在不同滲透率巖心中的注入性能

2.5 巖心驅油效果

根據河南油田化學驅三十多年的開發經驗，在化學驅的全過程實施調剖技術，可有效防止驅油劑竄流，最大限度發揮驅油劑的作用。對聚合物驅后油藏采取調剖措施，可以封堵聚合物驅形成的優勢竄流通道，減少驅油劑的損失。該區塊采用調剖+高黏彈性聚合物+二元復合驅技術思路，同時考慮到成本，選擇增黏性強的聚合物驅替為主，復合驅為輔，非均相體系（聚合物+PPG）作為調剖段塞，形成“調”+“驅”+“洗油”的低成本提高采收率的技術。實驗對比了0.6 PV 1500 mg/L聚合物、0.6 PV（1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性劑）、0.05 PV（調剖體系）+0.35 PV 1500 mg/L聚合物+0.15 PV（1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性劑）+0.05 PV（調剖體系）、0.05 PV（調剖體系）+0.3 PV 1500 mg/L聚合物+0.2PV（1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性劑）+0.05 PV（調剖體系）等4個方案驅替效果，結果如表12所示。由表12可以看出，聚合物驅后進行單一聚合物驅提高采收率幅度僅為8.82%，聚合物驅后進行二元復合驅可以提高采收率12.11%，方案3（21.51%）和方案4（21.9%）提高采收率的幅度相當，但方案3的成本低于方案4的，因此選擇方案3為最終方案。聚合物驅后通過“調剖+聚合物驅+二元復合驅+調剖”的方式可提高采收率21.51%，比單一聚合物驅和二元復合驅分別提高12.69%和5.33%，聚合物驅替后油藏采用化學驅和調剖相結合的方式在降低化學驅成本的基礎上可以大幅度提高采收率。

表12 4種驅替方案的驅替實驗結果

3 結論

下二門H2IV油組聚合物驅后的剩余油以瀝青質和飽和烴含量較高，可以通過加入表面活性劑改變巖石的潤濕性，提高剩余油的采收率。綜合區塊的開發狀況和不同化學驅對不同形態剩余油的驅替結果，確定動用方式為“調剖+聚合物驅+復合驅”相組合的驅替方式。

配方為2000 mg/L B-2+1500 mg/L CJ-1的二元復合體系的長期熱穩定性好，老化360 d后黏度保留率大于85%，與原油間的界面張力仍能保持10-2mN/m數量級。二元體系的注入壓力低于單一聚合物，具有良好的注入性，表面活性劑質量濃度高于1000 mg/L以上時，二元體系的洗油效率大于40%。

聚合物驅后通過加入調剖段塞的方式可以改善剖面的非均質性。在0.5 PV聚合物驅后進行0.05 PV（調剖體系）+0.35 PV 1500 mg/L聚合物+0.15 PV（1500 mg/L聚合物+2000 mg/L表面活性劑）+0.05 PV（調剖體系）段塞組合驅，室內可提高采收率21.51%，比單一聚合物驅和二元復合驅分別提高12.69%和5.33%。