非均相驅油體系與低中滲油藏適應性評價研究

盧軍，張卓，楊力生，郭琳琳，張小靜

（1.中國石化河南油田分公司油氣開發管理部，河南南陽473132；2.中國石化河南油田分公司勘探開發研究院，河南南陽473132；3.河南正佳能源環保股份有限公司，河南鄭州452370；4.中國石化河南油田分公司采油二廠，河南南陽473400）

國內外低中滲油藏采用聚合物驅和三元復合驅技術提高采收率礦場應用較少，非均相驅技術由勝利油田研發，均是在高滲透油藏進行開發試驗和工業性應用[1]，低中滲油藏應用非均相復合驅技術在國內外尚屬空白[2]。目前河南油田優質化學驅資源匱乏，Ⅰ類、Ⅱ類油藏已動用70.1%，未動用儲量有3 512×104t，以小斷塊、低中滲油藏為主[3]。因此，如何動用這部分化學驅儲量已迫在眉睫。

目標區塊王集油田王17塊屬中滲（偏低）中溫低黏低礦化度巖性斷塊油藏，儲層空氣滲透率為0.023～1.665 μm2，平均空氣滲透率為0.233 μm2，層間滲透率級差3.6 倍，平面突進系數為3.83，非均質性較強；開發表現出平面、縱向動用不均衡，注入水竄流、主體區水淹嚴重，注采井網不完善，水驅儲量控制程度低，采出程度低（23%），剩余油普遍分布，局部富集的開發特征。因此，經評價篩選適合聚合物驅[4]，同時需對高滲透條帶進行調剖封堵，改善剖面擴大波及體積。

河南油田與聚合物驅配套的調剖技術通常采用交聯聚合物體系。近幾年，隨著產出凈化注入水性不斷發生變化，暴露出成膠時間、成膠強度、成膠率難以控制的現象；而非均相調驅技術具有選擇性封堵、彈性變形、運移、再封堵作用，在勝利油田取得了礦場試驗與技術成功[5]，并得到廣泛推廣應用。為此，開展了王集油田17 塊低中滲油藏以聚合物驅為主，輔助多級非均相體系調驅提高采收率試驗。

非均相驅油體系由連續相的聚合物與分散相的黏彈顆粒驅油劑（PPG）復配后形成，技術關鍵是聚合物與中滲油藏配伍，改善流度比，以及非均相驅油體系與中滲油藏相適應，封堵高滲條帶，改變流向[6]，擴大波及體積提高采收率。

1 聚合物與油藏適應性

化學驅劑中聚合物的最終黏度保留值關系到流度比的改善和波及體積的擴大[7]。經多種聚合物篩選評價，在聚合物溶解性、殘余單體、驅油效率初篩選評價的基礎上，重點評價了聚合物（HNI-1）與油藏溫度、礦化度的適應性及與孔喉尺寸的配伍性。

1.1 聚合物耐溫性評價

從溫度與水解度研究看，部分水解聚丙烯酰胺類聚合物在一定的溫度下長期作用會發生水解，一般在20%～30%，初始水解度高，黏度相對就高，黏度隨水解度增加而增加，當水解度達到30%～40%時溶液黏度最高，隨后開始下降，最終水解度為50%左右[8]；且部分水解聚丙烯酰胺類聚合物的水解速度隨溫度增加而加快，王集油田17 塊地層溫度為67.5 ℃，屬中溫油藏，水解速度相對較慢，為使配制黏度在油藏中深部保持較高黏度，評價選擇聚合物水解度在較高的范圍（25%～30%）。

經黏—溫關系曲線研究，配制聚合物溶液濃度為1 500 mg/L，考慮地面設備、沿程、井筒、炮眼等多因素剪切降解，聚合物（HNI-1）黏度是隨著溫度的增加而降低的，當溫度在30 ℃時，黏度為80 mPa·s，當地層溫度在65 ℃時，黏度為62.7 mPa·s，雖黏度損失21.62%，但黏度仍較高，高于地層原油黏度11 mPa·s，有利于流度比改善。

聚合物長期熱穩定性評價，老化溫度模擬地層溫度70 ℃，老化時間45 d，黏度由86.4 mPa·s 降至85.3 mPa·s，保留率達98.73%，在油藏溫度條件下具有較好的長期熱穩定性。

1.2 聚合物抗鹽性評價

根據室內不同含鹽度對聚合物影響研究，聚合物（HNI-1）的黏度隨礦化度增加而降低。低礦化度較為敏感，表現出快速下降，當礦化度達10 000 mg/L時，下降速度減緩，當超過20 000 mg/L 時，黏度保持相對穩定，在王集油田礦化度為4 523 mg/L時黏度達54 mPa·s，具有較好的抗鹽性，滿足礦場注入污水配聚的要求。

1.3 與油藏孔喉配伍評價

毛細管剪切實驗，采用陳化污水配制4 500 mg/L的聚合物母液，再稀釋至濃度為800 mg/L、1 000 mg/L、1 200 mg/L、1 500mg/L、1 800 mg/L 的聚合物溶液，采用Brookfield DV Ⅲ黏度計，0#轉子，剪切速率為6 rpm，檢測溫度為65 ℃進行測試，結果聚合物溶液的黏度剪切保留率均大于94%，反映出不同濃度聚合物溶液都具有較強的耐剪切能力。

采用動態光散射方法（DLS）評價分子量從1 500×104到2 500×104的聚合物，分子水力學直徑基本上在0.2～4 μm范圍內，僅有少量的分子尺寸超過10 μm，與其匹配聚合物分子量為（1 700～2 300）×104。

對聚合物在不同滲透率巖心里的注入性進行研究，配制聚合物濃度為1 200 mg/L 溶液，在滲透率0.225 μm2和0.116 μm2的膠結巖心中可順利注入，阻力系數分別為95.16和182，殘余阻力系數為23.65和30.69，且有較高的封堵效率，注入性良好。

綜上評價，篩選的聚合物（HNI-1）有較好的增黏性、抗剪切性、注入性及熱穩定性，與該低中滲油藏是相適應的。

2 非均相驅油體系與油藏的適應性

非均相驅油體系與低中滲油藏配伍的關鍵是黏彈性顆粒驅油劑PPG 本身的變形能力、溶脹粒徑與油藏配伍。PPG 是通過多點引發將丙烯酰胺單體、交聯劑、支撐劑等引發聚合在一起，在水溶液中形成星型或三維網絡結構的黏彈性顆粒，具有吸水溶脹、遇油收縮、可變形、良好的黏彈性、運移能力和耐溫抗鹽性特性[9]。重點評價了與低中滲、中溫、低Ca2+、Mg2+相配伍的黏彈顆粒驅油劑的懸浮性、溶脹性、抗剪切性、熱穩定性，及形成的非均相體系注入性、驅油效率等技術指標[10]。

2.1 黏彈顆粒驅油劑粒徑分布評價

王集油田王17 塊屬偏低中滲油藏，經3 種類型不同粒徑（50～900 μm）黏彈顆粒驅油劑初篩選評價，借鑒勝利油田研究的黏彈性顆粒與地層孔喉匹配關系圖版[1]，考慮到室內實驗PPG-Ⅱ型（150～300 μm）注入滲透率為0.5 μm2的膠結巖心時出現端面堵塞，最終選擇了顆粒相對較細的PPG-I 型（HNPPG-1,粉狀粒徑50～150 μm）進行評價。

采用多級篩網和Bettersize-3 000 plus 激光顆粒分布測量儀，對黏彈顆粒驅油劑HNPPG-1粉狀和溶脹粒徑進行測試，粒徑呈正態型分布，歪度偏粗（圖1），分布范圍較窄，粒徑尺寸集中，粉狀與溶脹形態不一，反映溶脹倍數不均衡。粉狀粒徑以125 μm的粒徑為主，約占32%；溶脹粒徑以325 μm的粒徑為主，約占27%，溶脹增大2.6倍。

圖1 黏彈顆粒驅油劑粒徑分布Fig.1 Grain size distribution of preformed particle gel

2.2 黏彈顆粒驅油劑懸浮性評價

PPG 由于與配制水密度差，在水中自身黏度較低，不能很好懸浮，導致PPG 顆粒沉降，需依靠聚合物溶液的黏性進行懸浮注入。聚合物溶液中添加HNPPG-1 后，溶液的黏度有所提高，改善了PPG 顆粒的懸浮性。實驗模擬礦場注入條件，配制聚合物母液濃度為3 000～5 000 mg/L，井口注入濃度范圍800～2 000 mg/L，聚合物與PPG濃度比為2:1～5:1時的懸浮性。當固定聚合物與PPG濃度比為2:1時，不同濃度聚合物與PPG復配后的非均相體系溶液靜止放置24 h均不沉降，不分層，懸浮性好（表1）；當固定PPG 濃度為750 mg/L，改變聚合物濃度也均不沉降、分層，表明PPG 在聚合物溶液中的沉降臨界濃度低于800 mg/L，即在礦場注入非均相體系不會在儲罐、井筒產生PPG顆粒與聚合物分層、沉降。

表1 不同濃度PPG沉降實驗數據Table 1 Settlement experimental data of PPG with different concentrations

2.3 溫度對黏彈顆粒驅油劑溶脹性影響

1）室內采用礦場凈化陳化污水，溫度為38 ℃，礦化度為4 500 mg/L 對黏彈顆粒驅油劑(HNPPG-1）溶脹性進行評價，PPG顆粒在初期2 h內快速溶脹，6 h完全溶脹，達到峰值并趨于穩定，粒度中值由100 μm增至400 μm，增大了3倍左右（圖2）。

圖2 溶脹時間與粒度中值關系Fig.2 Relation between swelling time and median particle size

2）對不同溫度下黏彈顆粒驅油劑的吸水倍數進行實驗，表明吸水溶脹能力隨溫度的升高而增加。溫度在20～50 ℃時，溶脹能力緩慢增大；在50～80 ℃時，溶脹能力增大較快；在80 ℃之后趨于穩定(圖3）。這是因為溫度的升高增大了丙烯酰胺基團的水解程度，導致顆粒的吸水量增大，特別是50 ℃后，酰胺基團水解更加活躍，使聚丙烯酰胺水解速度增加，并達到水解極限，溶脹倍數趨于穩定。

王集17 塊配制聚合物母液凈化污水溫度36～40 ℃，在此溫度范圍，吸水倍數為155～178倍，溶脹速度增長緩慢，為此,在實際應用中，對黏彈顆粒驅油劑從地面分散潤濕溶脹到注入井底時間需控制在6 h，以減小機械剪切，保持溶脹后PPG有較大的粒度。

圖3 溫度與黏彈顆粒驅油劑吸水倍數關系Fig.3 Relation between temperature and water absorption multiple of preformed particle gel

2.4 鹽水離子含量對黏彈顆粒驅油劑溶脹性影響

蒸餾水中加入不同含量的Na+、Mg2+和Ca2+離子考察對PPG 吸水溶脹性能的影響[11]。表明隨著Na+、Mg2+和Ca2+離子含量的增加，PPG 的吸水性能減?。▓D4），其中Mg2+離子的影響最大，Ca2+次之，Na+最弱。當Mg2+和Ca2+離子濃度增加，吸水能力迅速下降，超過2 000 mg/L，溶脹倍數變緩逐漸趨于穩定，Na+離子濃度超過4 000 mg/L，溶脹倍數變緩逐漸趨于穩定。

圖4 鹽水離子含量與黏彈顆粒驅劑吸水倍數關系Fig.4 Relation between ion content of brine and water absorption multiple of preformed particle gel

主要原因是吸水溶脹后的聚合物分子鏈段上存在大量可離解基團，生成高分子負離子和陽離子，形成穩定的電場，當引入陽離子時，會對負電荷產生屏蔽作用，導致高聚物分子間的作用力減弱，體系的彈性自由能降低，所以吸水能力降低。

王集17塊產出凈化配聚水中Mg2+、Ca2+離子含量為20 mg/L,對粒度溶脹性能影響較??；而Na+離子含量為1 314 mg/L,是影響PPG 吸水溶脹性能主要因素。

2.5 pH值對黏彈顆粒驅油劑溶脹性影響

室內不同pH 值下PPG 吸水性能實驗表明，隨著pH 值的增加，黏彈顆粒驅油劑的溶脹倍數增加（圖5）。在偏堿性條件下，顆粒吸水溶脹效果較好。

圖5 pH值與黏彈顆粒驅油劑吸水倍數關系Fig.5 Relation between pH and water absorption multiple of preformed particle gel

主要原因是黏彈顆粒驅油劑帶有負電荷，在較低的pH 條件下，水中的氫離子使負電荷失效，分子線團收縮，單位體積內的網絡空間減小，從而導致顆粒的溶脹倍數減少；在較高pH 條件下，分子鏈上的負電荷排斥作用，使其分子鏈更加舒展，吸水能力增強，溶脹倍數增大。

王集17塊地層水pH值介于6.5～8.5，此pH值下吸水倍數在220～240倍，相對穩定，有利于PPG顆粒溶脹。

2.6 黏彈顆粒驅油劑熱穩定性評價

聚合物與PPG 配比2:1，模擬王集油田污水配制溶液濃度為5 000 mg/L，黏彈顆粒驅油劑HNPPG-1在接近油藏溫度70 ℃下，老化30 d，粒徑尺寸279 μm，粒徑尺寸保留率70.82%，過100目鋼網，重量由16.6 g降至13.1 g，重量保留率為78.9%，黏度由202.7 mPa·s增至291.6 mPa·s，保留率為143.57%（表2），反映出該PPG熱老化后顆粒存在，但有所減少，非均相體系熱穩定性較好。

表2 黏彈顆粒驅油劑長期熱穩定性Table 2 Long-term thermal stability of preformed particle gel

2.7 非均相驅油體系抗剪切性能

配制非均相體系濃度3 000 mg/L，聚合物與PPG 配比2:1，攪拌器轉速模擬地面和炮眼剪切速率，剪切不同時間下過60目和100目鋼網稱重，了解PPG 抗剪切性[12]。當模擬炮眼剪切速率攪拌速度為12 000 rpm，剪切10 min，黏度保留率達到84.3%，過60目網顆粒保留率達到92.2%，過100目網顆粒保留率達到71.3%，（表3）；模擬地面剪切速率攪拌速度為300 rpm，黏度保留率達到97.6%，過100目網顆粒保留率達到94.3%；反映出黏彈顆?？辜羟行暂^好，不易破碎。

2.8 黏彈顆粒驅油劑注入性評價

1）在高倍光學顯微鏡放大100 倍下，表征不同PPG 濃度的注入性，PPG 顆粒呈不規則形狀，非均勻地分散在聚合物溶液中（圖6），聚合物與PPG配比為2∶1下不同濃度顆粒數，濃度越高，顆粒數越多，注入性越差，封堵率越高。

圖6 不同濃度黏彈顆粒驅油劑在顯微鏡下顆粒數Fig.6 Grain number of preformed particle gel with different concentrations under microscope

2）實驗考察聚合物與PPG在不同配比下的非均相體系注入性[13]。聚合物濃度在1 500 mg/L時，聚合物與PPG比由5:1調整至1:1時，黏度由70.4 mPa·s增至184.3 mPa·s，彈性模量由298 mPa增至1 090 mPa。反映出相同聚合物濃度下，聚合物與PPG配比增加，黏度增加，彈性模量也增加，注入性下降（表4）。

表3 黏彈顆粒驅油劑抗剪切性Table 3 Shear resistance of preformed particle gel

表4 不同非均相體系配方黏度變化Table 4 Viscosity of heterogeneous systems with different formulas

3）不同非均相體系配方的注入性實驗表明，非均相體系配方不同，注入性變化較大[14]。室內實驗表明（表5），在膠結天然巖心，滲透率為0.395 μm2，體系配方為1 200 mg/L（P）+800 mg/L（HNPPG-1）可順利注入；在滲透率為0.190 μm2時，雖能注入，但壓力高達17 Mpa，注入性下降；在滲透率為0.198 μm2時，降低聚合物及非均相體系濃度變為1 000 mg/L（P）+200 mg/L（HNPPG-1），注入壓力由17 MPa降至7.5 MPa，注入性變好。因此，優化控制聚合物與PPG配比、注入濃度是確保非均相體系注入的關鍵。

表5 非均相體系不同配方封堵效率Table 5 Plugging efficiency of heterogeneous systems with different formulas

2.9 非均相體系驅油效率及分流率評價

實驗采用人造均質長條膠結巖心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm），滲透率分別為200×10-3μm2左右和600×10-3μm2左右，驅替流速為50 mL/h，線性速度（V）為1 m/d。模擬油黏度為11 mPa·s，聚合物為HNI-1，PPG為HNPPG-1，非均相體系配方為聚合物1 200 mg/L+PPG 800 mg/L，選取滲透率級差分別為2.8和3.1的兩組雙管并聯巖心，巖心飽和模擬油老化后水驅[15]，水驅后分別注入2 種段塞結構尺寸的非均相復合驅油體系進行評價在雙管并聯巖心中的驅油效率和分流率[16]（表6）。

2.9.1 驅油效率

實驗一：雙管巖心水驅至綜合含水100%，水驅采收率為36.96%，注入0.6PV非均相復合體系，段塞結構為0.1PV（PPG/P）+0.4PV（P）+0.1PV（P），轉后續水驅至含水100%[17]，最終采收率達到59.77%，提高采收率22.81 %。其中，高滲巖心提高采收率21.71%，低滲巖心提高采收率24.10%。

實驗二：雙管巖心水驅至綜合含水100%，水驅油采收率為32.04%，注入0.6PV非均相復合驅油體系，多級段塞結構為0.1PV（PPG/P）+0.2PV（P）+0.05PV（PPG/P）+0.2PV（P）+0.05PV（PPG/P），轉后續水驅至含水100%，最終采收率高達61.96%，提高采收率29.92%。其中，高滲巖心提高采收率23.57%，低滲巖心提高采收率42.56%。

實驗表明：非均相驅油體系有較好的提高采收率能力，提高采收率主要貢獻在低滲巖心，從結構上看，分級數越多，提高采收率越高。

2.9.2 分流率

實驗注入非均復合驅油相體系后，實驗一低滲巖心分流率從3%增加至30%，高滲巖心則從97%降低至70%；實驗二低滲巖心分流率從2%增加至35%～40%，高滲巖心則從98%降低至60%～65%，高、低滲巖心出口產液量均發生了改變，高滲產液量降低、低滲產液量得到一定程度的提高，這說明非均相復合驅油體系具有一定的改善剖面能力[18]。從段塞結構看，非均相復合驅油體系段塞交替次數越多剖面改善效果越好，但轉后續水驅后，分流率又發生反轉，反映出非均相體系因變形而使其耐沖刷性變弱[19]，因此，要注重后續水驅調整。

3 礦場應用

王集油田王17塊低中滲斷塊油藏化學驅采用多級非均相段塞聚合物驅提高采收率技術，依據上述研究成果，設計注入井12口，總段塞0.5PV，三級段塞注入，前緣段塞為非均相驅0.05PV（1 200 mg/L 聚合物+800 mg/L PPG），主段塞為多級非均相與聚合物驅交替注入，0.4PV（0.12PV聚合物+0.02PVPPG+0.12PV聚合物+0.02PVPPG+0.12PV聚合物），后置段塞為非均相驅0.05PV（1 200 mg/L 聚合物+800 mg/L PPG），預測提高采收率8.25個百分點，增加可采儲量6.34×104t。

王17 塊于2019年12月開始注入前緣非均相體系段塞，注入井差異化濃度注入，截至2020年6月底已注入0.05PV，注入井口黏度平均為35 mPa·s，地層壓力平穩緩慢上升，由8.75 MPa 上升至12.57 MPa，增加了3.82 MPa，對應采油井僅2 口見聚，且產聚濃度低，反映出驅劑與油藏配伍性較好。目前已有7口對應采油井見效，見效率27%，這些井以中心采油井和有新方向能量補充井為主，具有見效時間早，以先見效后見聚為主的見效特征。運用此技術，目前試驗區產量由35.5 t/d 增加至51.4 t/d，采油速度由1.07%提高至2.23%，已階段累增油1 300 t，增油降水效果顯著。

表6 非均相復合驅驅油效率及分流率Table 6 Oil displacement efficiency and divergence rate of heterogeneous flooding

4 結論

1）經多種聚合物篩選評價，聚合物（HNI-1）有較好的增黏性、注入性、耐溫性、抗鹽性及與油藏孔喉尺寸的配伍性，黏度經多因素綜合剪切降解，保留率達到70%左右，聚合物與王17塊適應性較好。

2）篩選評價的黏彈顆粒驅油劑（HNPPG-1）粒徑呈正態性分布，需依靠聚合物進行懸浮，粒徑在6 h完全溶脹，尺寸增加3倍，抗剪切性較好，顆粒不易破碎，熱老化顆粒粒徑尺寸保留率70.82%，礦場注入水性對黏彈顆粒驅劑溶脹性影響較??；復配形成的非均相體系在不同低中滲油藏注入封堵率達到85.1%～99.8%，雙管巖心多級非均相復合驅室內可提高采收率29.92%，非均相驅油體系與王17塊低中滲油藏有良好的適應性。

3）王集油田王17 塊低中滲斷塊油藏化學驅采用多級非均相段塞聚合物驅提高采收率技術，礦場前緣段塞注入非均相體系0.05PV，地層壓力緩慢上升3.82 MPa，具有見效時間早、以先見效后見聚為主、見聚井少、產出液含聚濃度低的見效特征，反映出驅劑與油藏適應性較好。