適用于雙河油田聚驅后油藏的非均相復合驅油體系研究

王正欣，張連鋒，楊璐，劉艷華，盧軍，張卓

（1.中國石化河南油田分公司石油勘探開發研究院、河南省提高石油采收率重點實驗室，河南南陽473132；2.中國石化河南油田分公司油氣開發管理部，河南南陽473132）

雙河油田北塊Ⅱx層系含油面積6.1 km2，地質儲量899.0×104t，平均滲透率673×10-3μm2，地下原油黏度8.2 mPa·s，地層溫度71.0 ℃。層系于1998年1月開始，歷時近4年半，注入聚合物0.56PV，聚驅控制儲量553×104t，累計增產29.9×104t，提高采收率5.4%，聚驅效果顯著。

目前，區塊采出程度50.5 %，綜合含水98.6 %，聚合物驅開發進入高含水階段，進一步提高采收率的難度大：1）儲層宏觀及微觀的非均質性進一步加劇[1-2]，動用好、貢獻大的仍是占很小比例的高滲透層，而中、低滲透層產液少或不出液[3-4]；2）采出程度高，剩余油更加分散，聚合物驅效果變差，啟動難度更大[5-6]。因此，需要進一步擴大波及體積和提高洗油效率以有效動用剩余儲量。

PPG（黏彈顆粒驅油劑）是一種新型液流轉向劑，吸水后可溶脹，具有良好的黏彈性，在外力作用下能發生形變而通過多孔介質，因此具備較好的運移能力[7]。與常規聚合物驅、二元或三元復合驅的均相體系相比，由于PPG產品只能溶脹而不溶于水，當與聚合物或表面活性劑復配后形成一種非均相驅油體系，這種非均相體系含有軟固體顆粒PPG，體相黏度及黏彈性比聚合物更強，顆粒懸浮性得到改善，流動阻力降低，PPG顆粒通過在孔隙內滯留，堵塞大孔隙通道，具有深部液流轉向作用，可大幅度提高聚合物的波及體積；同時疊加表面活性劑超低界面張力帶來的洗油能力，使其具有液流轉向和驅油的雙重作用[8-9]，獲得更好的驅油效果。勝利油田于2009年2月在孤島油田中一區Ng3 單元開展聚驅后井網調整非均相復合驅先導試驗，試驗區儲層滲透率（1.5～2.5）×10-3μm2，采出程度52.3%，綜合含水98.3%，應用非均相復合驅，含水最低下降了17.5%，日產油最高增加到84.7 t，取得良好的增油降水效果[10-12]。

因此，針對雙河北塊Ⅱx 層系油藏條件，設計一種由聚合物、黏彈顆粒驅油劑PPG 和高效表面活性劑組成的具有較強剖面調整能力和洗油能力非均相復合驅油體系，開展了驅油體系的性能評價及驅替方式優化，從而為該類聚合物驅后油藏進一步大幅度提高采收率提供一種技術方法。

1 實驗條件與實驗方法

1.1 主要實驗材料

聚合物為雙河油田聚合物驅現場用部分水解聚丙烯酰胺ZJ-2，鄭州正佳公司產品，相對分子質量2 600×104，水解度23%。表面活性劑為陰、陽離子復配表面活性劑HN-4，上海石油化工研究院產品，活性物含量50%。黏彈顆粒驅油劑PPG為鄭州正佳公司產系列化的具有黏彈性且在多孔介質中可運移的新型顆粒型產品，其網絡結構物含量25%～75%，粒徑50～200 μm，性能評價參數見表1。原油為Ⅱx 層系原油，經過脫水處理，黏度13.9 mPa·s。配液用水為雙河油田產出水，水型NaHCO3、礦化度5 002 mg/L，Ca2+、Mg2+總含量22 mg/L。實驗巖心為3倍滲透率級差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2），層間非均質人造長巖心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm）及氣測滲透率650×10-3μm2人造長巖心（2.5 cm×2.5 cm×30 cm），巖心制備采用不同目數石英砂按照一定比例混合并攪拌均勻，放入巖心制備裝置中高壓壓實、膠結而成。

1.2 實驗方法

1.2.1 PPG黏彈性測定

在71 ℃，固定應力、頻率，應用HAKKE MARS流變儀在振動過程中對待測液進行彈性測試，記錄彈性模量、黏性模量等參數。

1.2.2 界面張力測定

用美國Texas-500C 型旋滴界面張力儀在71 ℃、4 500 r/min 條件下測量驅油體系與原油間的界面張力。

1.2.3 黏度測定

用美國DV-Ⅲ型Brookfield 黏度計在71 ℃、7.341/s剪切速率下測量驅油體系的黏度。

1.2.4 長期穩定性實驗

將待測溶液抽空除氧后通過三通移入安瓿瓶中，用火封口，于71 ℃恒溫箱中老化，間隔一定時間取出安瓿瓶測定表觀黏度、彈性模量、界面張力。

1.2.5 巖心滲流實驗

采用氣測滲透率650×10-3μm2人造長巖心（模型入口端、距入口端15 cm 處、出口端各設有1 個測壓點）在71 ℃開展滲流實驗，實驗在物理模擬裝置（江蘇省海安石油儀器設備廠生產，見圖1）上完成，用水為雙河油田產出水。實驗步驟如下：①巖心抽真空飽和水，靜置24 h；②30 mL/h流速下水驅至壓力平衡（p1）；③以注入速度30 mL/h注入化學驅油體系，待壓力穩定（p2）再水驅至壓力穩定為止（p3）；④繪制注入壓力隨注入孔隙體積倍數變化的關系曲線，計算p2/p1為阻力系數，p3/p1為殘余阻力系數。

圖1 物理模擬裝置實物Fig.1 Physical simulation device

1.2.6 巖心驅油實驗

在江蘇省海安石油儀器設備廠生產的物理模擬裝置上完成。采用3 倍滲透率級差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2）層間非均質人造長巖心在71 ℃開展驅油實驗，實驗在物理模擬裝置（圖1）上完成，用水為雙河油田產出水。驅替實驗步驟如下：①巖心抽真空飽和水后飽和原油，靜置24 h；②水驅至巖心出口端不再出油為止；③模擬一次聚驅：注入速度30 mL/h，注入0.4PV聚合物溶液（800 mg/L ZJ-2），水驅至不出油；④分別注入不同配方的驅油體系，水驅至不出油結束。

2 實驗結果及討論

2.1 非均相復合驅油體系配方設計

2.1.1 黏彈顆粒驅油劑（PPG）篩選

雙河北塊Ⅱx層系孔隙度和滲透率中等，平均孔隙度為20%，平均空氣滲透率為0.67 μm2，因此，在PPG 的選擇上，彈性模量過高，產品變形能力變差，易導致現場注入困難；彈性模量太低，難以有效暫堵大孔道，實現液流轉向[13]。室內選擇了粒徑范圍在50～200 μm的B、C、D、E、F五種PPG顆粒，在雙河油藏條件下，考察了2 000 mg/L濃度PPG水溶液分散體系的彈性特征，結果見表1。

PPG 在雙河產出水中溶脹后，形成非均相體系，肉眼可見PPG溶脹顆粒。由表1可以看出，相同的濃度下，5 種PPG 體系的彈性模量均大于黏性模量，黏彈性能以彈性為主，表現出一定的變形能力。其中，彈性模量由高到低依次為B、F、E、D、C型PPG顆粒。

表1 樣品的黏彈性能對比Table 1 Comparison of viscoelasticity

2.1.2 滲流特征評價

PPG 顆粒在水中不能完全溶解，通過加入一定濃度的聚合物溶液復配后，有助于提高PPG 的懸浮性，進一步擴大波及體積[14]。雙河北塊Ⅱx層系屬于膠結型孔隙結構，因此，實驗采用人造膠結巖心，在聚合物1 200 mg/L、PPG 600 mg/L濃度條件下，考察了B、C、D、E、F五種PPG復配體系在多孔介質中的滲流特征，計算阻力系數和殘余阻力系數，結果見表2。阻力系數反映了驅替相改善流度比的能力，該值越大，流度控制能力越強；殘余阻力系數反映了驅替相降低水相滲透率的能力[15]。由表2可以看出，在膠結巖心注入過程中，PPG與聚合物復配后，大幅度提高了聚合物的體相黏度39%以上，P/PPG 非均相體系的阻力系數和殘余阻力系數也遠高于單一聚合物溶液。通過觀察巖心注入端，B體系在注入端面有明顯的顆粒堆積，剩余的C、D、E、F體系中，D體系不但具有較高的阻力系數（381.8），還具有最高的殘余阻力系數（60.5），表現出良好的流度控制能力。

膠結巖心滲流特征方面，選取彈性模量最高的產品B、次高的產品F和D三種有代表性的非均相體系在巖心中的注入壓力曲線（圖2）可以看出：1）三種非均相體系在多孔介質運移過程，注入壓力均呈現不同程度的鋸齒狀波動，表現出PPG“驅替—堵塞—驅替”的交替過程。2）彈性模量最高的產品B 在注入過程中，顆粒的變形運移難度較大，注入端壓力大幅增加后，鋸齒狀波動明顯。后續水驅階段，入口端注入壓力起伏上升后維持在312.5左右的高值，巖心中后段的2 個測壓孔的壓力始終較低，因此，顆粒無法完全通過注入端巖心的孔隙形成堆積，認為產品B的孔徑尺寸與巖心孔隙尺寸不匹配。3）彈性模量較高的產品F 在注入過程中的入口注入壓力明顯升高后趨于穩定，巖心中后段的2個測壓孔的壓力都有一定升高并趨于平穩，表明驅油體系能夠注入中低滲透率巖心的中后部；在后續水驅階段，入口注入壓力逐漸下降趨于平穩，巖心中后段的2個測壓孔的壓力都快速降低。4）產品D在注入過程中的入口注入壓力變化規律與產品F相似，后水驅階段，各端點壓力依次上升后逐漸下降趨于平穩，表現出更好的流動性和較高的殘余流動阻力（表2）。

表2 P/PPG非均相體系的阻力系數、殘余阻力系數Table 2 RF and RRF of P/PPG heterogeneous system

綜合上述分析認為，PPG產品D與聚合物復配的非均相體系在多孔介質中的注入壓力穩定，形成較大的阻力系數和殘余阻力系數（表2），展現出良好的流度控制能力，因此，確定產品D作為下一步研究非均相復合體系的PPG。

圖2 P/PPG非均相體系（PPG分別為B、F、D；P為ZJ-2）在膠結巖心里的注入壓力變化曲線Fig.2 Injection pressure variation of P/PPG heterogeneous system（PPG in turn is B,F,D;P is ZJ-2）in consolidated core

2.2 表面活性劑評價

篩選表面活性劑的重要標準是使油水界面張力達到超低數量級[16-18]。表面活性劑HN-4 采用陰、陽離子型表面活性劑復配而成，陰、陽離子表面活性劑由于靜電吸引的作用，分子在界面的排布更加緊密，從而具有高界面活性及良好的應用性能[19-20]。在雙河油藏條件下，依據勝利油田《驅油用表面活性劑技術要求》（Q/SH1020 2191-2018），考察了表面活性劑HN-4 在2 000 mg/L 濃度下的吸附量、洗油能力和180 d長期老化的穩定性能，結果見表3。可以看出，HN-4表面活性劑溶液與油砂充分接觸后的吸附量為1.71 mg/g，洗油能力高達74%，且在油藏溫度長期老化后的油水界面張力能維持在10-4mN/m 數量級，具備較低的吸附量、良好的洗油能力和長期穩定性能。

表3 表面活性劑HN-4的性能評價Table 3 Performance evaluation of surfactant HN-4

圖3為表面活性劑HN-4在50～3 000 mg/L濃度范圍下的動態界面張力曲線。從曲線可以看出，在100 mg/L 低濃度下，溶液界面張力值即可達到1.78×10-2mN/m，在300 mg/L～3 000 mg/L 濃度范圍內，溶液的界面張力值維持在10-4mN/m。因此，HN-4表面活性劑在低濃度區域可以維持超低界面張力，具有較強的界面活性和抵抗稀釋擴散的能力。

圖3 表面活性劑濃度對動態界面張力的影響曲線Fig.3 Influence curve of surfactant concentration on dynamic interfacial tension

2.3 非均相復合體系性能評價

2.3.1 不同類型非均相體系性能對比

采用雙河產出水分別配制1 200 mg/L ZJ-2聚合物溶液，1 200 mg/L ZJ-2+2 000 mg/L HN-4 二元體系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG 非均相體系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG+2 000 mg/L HN-4非均相體系，對比考察了單一聚合物、PS 二元體系、P/PPG 非均相體系、P/PPG/S 非均相體系的黏彈性和界面性能(表4、圖4)，從而評估非均相體系較常規均相體系的技術優勢。

圖4 不同類型驅油體系動態界面張力曲線Fig.4 Dynamic interfacial tension of different oil displacement systems

實驗結果表明：1）在PPG 與聚合物復配體系中，大量分布的PPG 與黏稠的本體溶液形成了結構黏度[21],使得該體系除對顆粒的懸浮攜帶能力增強外，較單一聚合物溶液體系體相黏度、黏彈性顯著增加（表3），非均相體系偏彈性，改變了聚合物溶液偏黏性的特點，因此，能夠進一步提高封堵強度，更有效改善波及狀況；2）表面活性劑濃度2 000 mg/L 時，P/PPG/S非均相復合體系較傳統P/S二元體系的界面張力有所上升，PPG 的加入延長了表面活性劑降低界面張力的作用時間（圖4），但體系界面張力可以達到10-3mN/m數量級，仍能夠較好地發揮表面活性劑的界面性能；3）配方1 200 mg/L P +600 mg/L PPG+2 000 mg/L S 可以達到良好的表觀黏度、黏彈性和超低界面張力，從而表明設計的非均相體系較常規均相體系具有更好的擴大波及和洗油作用疊加能力。

2.3.2 化學體系長期熱穩定性能評價

采用雙河產出水分別配制1 200 mg/L ZJ-2聚合物溶液，2 000 mg/L HN-4表面活性劑溶液，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG 非均相體系，1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L PPG +2 000 mg/L HN-4 非均相體系，四種驅油體系在71 ℃條件下老化90～180 d 后的表觀黏度、彈性模量、界面張力與老化時間的關系見圖5。

由圖5可以看出：1）在71 ℃長期老化過程中，單一聚合物溶液表觀黏度維持穩定；P/PPG非均相體系黏度緩慢上升；P/PPG/S 非均相體系黏度明顯增加，表面活性劑的老化增黏作用明顯；2）老化90 d 過程中，P/PPG 與P/PPG/S 非均相體系的彈性模量明顯增加后趨于平穩，兩者老化的表觀黏度相差較大，彈性性能相當，表明表面活性劑對非均相體系的彈性模量影響有限；3）界面性能方面，P/PPG/S 非均相復合體系的油水界面張力隨著黏度增加，略有上升，180 d老化過程中，界面張力可以維持在5×10-3mN/m 以下，熱穩定性能良好。

2.3.3 驅油效果評價

由于注入方式包括多級段塞設計，短巖心無法精確計量注入孔隙倍數，因此，在驅油效果評價上，采用3倍滲透率級差（400×10-3μm2/1 200×10-3μm2）的人造層間非均質模型優化注入方式。

表4 不同類型驅油體系黏彈性、界面性能對比Table 4 Comparison of viscoelasticity and interfacial properties of different oil displacement systems

圖5 驅油體系表觀黏度、彈性模量、界面張力與老化時間的關系曲線Fig.5 Relation between apparent viscosity,elastic modulus,interfacial tension and aging time of oil displacement system

分別考察了P/S 二元復合驅，在P/S 二元復合驅前后增加高濃度聚合物調剖段塞、P/PPG非均相體系段塞以及采取在P/PPG/S 非均相復合驅前后增加P/PPG 調剖段塞這四種注入方式下的驅油效果。在段塞組合中，P/S二元復合驅配方為1 500 mg/LZJ-2+2 000 mg/L HN-4，調剖的高濃度聚合物驅配方為1 800 mg/LZJ-2，P/PPG非均相體系配方為1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D，P/PPG/S 非均相體系配方為1 200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D+2 000 mg/L HN-4。驅油實驗結果見表5。

驅油實驗結果表明：1）在水驅過程中，高滲層出現了明顯的竄流，導致水驅采收率低；在聚驅過程中，低滲層有了進一步動用，但是剖面改善效果有限，因此一次聚驅采收率在41 %～46 %。2）P/PPG非均相體系作為調剖段塞，具備與P/S二元復合驅油體系良好的協同增效作用。一次聚驅后，P/PPG非均相調剖段塞與二元體系結合的注入方式提高采收率高于二元復合驅注入方式3.9%，也高于高濃度聚合物做調剖段塞的組合注入方式4.6%，從而表現出在非均質巖心驅油過程中更好的流度改善作用。3）PPG 顆粒具備全過程調驅的良好性能，進一步采用P/PPG 調剖段塞與P/PPPG/S 非均相體系組合注入方式，一次聚驅后可以進一步提高采收率27.8%，高于其他注入方式5 %。因此，從數據間縱向對比結果，綜合考慮驅油效果和驅油成本，推薦現場應用的注入方式為：0.1PVP/PPG 非均相體系+0.35PVP/PPG/S非均相體系+0.05PVP/PPG非均相體系。

3 結論與認識

1）針對雙河油田北塊Ⅱx層系聚合物驅后油藏條件，篩選評價了一種由聚合物、PPG和高效表面活性劑組成的非均相復合驅油體系，具有高黏彈、超低界面張力的優異性能，從而具備改善聚驅后儲層非均質性，擴大波及體積，同時提高驅油效率的能力。

2）在聚合物溶液中加入PPG 顆粒形成非均相體系，其表觀黏度、黏彈模量均顯著增加，具有良好的流動性和較高的殘余流動阻力，表現出良好的流度控制能力。

3）在P/PPG 非均相體系中進一步加入表面活性劑，驅油體系能夠在維持良好的黏彈性能同時，大幅度降低油水界面張力至10-3mN/m 超低數量級。非均相驅油體系在71 ℃老化過程中，黏彈性能較初始值進一步上升，界面張力維持在5×10-3mN/m數量級以下，穩定性能良好。

4）優選的非均相體系具有穩定的攜帶運移作用，對地層堵塞風險小，在層狀非均質儲層具備較好的流度控制能力，推薦現場應用的注入方式為：0.1PVP/PPG 非均相體系+0.35PVP/PPG/S 非均相體系+0.05PVP/PPG 非均相體系，其中P/PPG 非均相體系配方為1200 mg/L ZJ-2+600 mg/L D，P/PPG/S非均相體系配方為1 200 mg/L ZJ-2 +600 mg/L D +2 000 mg/L HN-4。巖心驅油實驗表明，聚合物驅后可提高采收率27.8%，雙河油田北塊Ⅱx層系采用非均相復合驅作為聚合物驅后提高采收率的接替技術具備有效提高區塊原油采收率的能力。

表5 不同注入方式的驅油效果對比Table 5 Comparison of oil displacement effect of different injection methods