稠油蒸汽驅封竄劑/驅油劑組合調驅技術*

單景玲，裴海華，鄭 偉，謝昊君，鄭家楨，張貴才

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2.非常規油氣開發教育部重點實驗室（中國石油大學（華東）），山東青島 266580；3.中海油研究總院有限責任公司，北京 100028）

蒸汽驅是稠油熱采中非常有效的手段［1-4］，但由于蒸汽與地層油相密度差及流度比過大，易發生汽竄，會導致蒸汽沿著滲透率高的方向前進，使蒸汽的波及體積變小，蒸汽熱損失大，驅油效果變差［5-6］。使用合適的封竄劑能夠有效控制蒸汽的汽竄現象，顯著提高非均質地層的蒸汽驅效果［7-9］。受巖石潤濕性及與原油間界面特性的影響，單純注蒸汽開采稠油的效果較差。在蒸汽驅過程中向地層注入耐高溫驅油劑，改善油層巖石的潤濕性及油水界面張力，可以進一步提高注蒸汽驅熱采效果［10-12］。本文采用栲膠制備了耐高溫封竄劑，將磺酸鹽表面活性劑和陰非離子型表面活性劑復配構建了高溫驅油劑，通過非均質雙管物理模擬實驗評價了封竄劑和驅油劑組合調驅技術提高蒸汽驅效果。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

栲膠XS，廣西靈水林化有限公司；酚類交聯劑CL1、穩定劑NS、增強劑ST，國藥集團化學試劑有限公司。磺酸鹽表面活性劑SLB，有效含量90%，山東達維石油技術有限公司；陰非離子表面活性劑CY，有效含量50%，山東達維石油技術有限公司。實驗用水為根據地層水離子組成配制的模擬地層水，礦化度9358 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）為：Na+2612、K+164、Mg2+157、Ca2+144、Cl-3323、SO42-417、HCO3-2465、CO32-77；原油為脫氣脫水稠油，黏度3788 mPa·s（50 ℃），密度0.9785 g/mL。填砂管，長度30 cm、直徑2.5 cm；天然石英砂，粒徑60～120目。

TX-500C 型旋轉界面張力儀，美國CNG 公司；真空干燥箱，上海實驗儀器公司；整套驅油裝置、蒸汽發生器，海安縣石油科研儀器廠；平流泵，北京衛星制造廠。

1.2 實驗方法

1.2.1 界面張力測定

采用TX-500C 型旋滴界面張力儀，在50 ℃下測定不同表面活性劑溶液與原油間的界面張力，測量過程中一般轉速為5000 r/min。

1.2.2 耐溫性能評價

將質量分數為1.0%的表面活性劑溶液放入安瓿瓶中，封口后放入高溫罐中，在300 ℃的烘箱中熱處理24 h后冷卻，然后測定熱處理后表面活性劑溶液與原油間的界面張力，根據熱處理后表面活性劑溶液和原油間界面張力的變化評價表面活性劑的耐高溫性能。

1.2.3 封竄劑封堵實驗

在室溫下，向填砂管（基本參數見表1）分別注入1.0 PV 的封竄劑，然后將填砂管置于250 ℃的烘箱中老化6 h，以2 mL/min的速率注入15 PV的溫度為250 ℃的蒸汽，突破后繼續注入蒸汽直至注入壓力穩定后停止。測定突破后填砂管的水相滲透率。250 ℃時回壓設置為4 MPa。由式（1）計算封竄劑對填砂管的封堵率P：

表1 填砂管的基本實驗數據

其中，Kw1—填砂管的原始滲透率，10-3μm2；Kw2—突破后填砂管的滲透率，10-3μm2。

1.2.4 雙管物理模擬實驗

填制2 根不同滲透率（滲透率級差為2）的填砂管，飽和水、飽和油；將飽和油后的雙管放在地層溫度（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，記錄不同注入時間下的進出口壓力、產液量，當產液的含水率大于98%停止驅替；利用注入泵恒速（2 mL/min）注入化學劑，記錄不同注入時間下的進出口壓力、產液量，注入量達到設計值時停止注入；利用注入泵以2 mL/min的注入速率恒速注入300 ℃的蒸汽，記錄不同注入時間下的進出口壓力、產液量，當產液的含水率大于98%后驅替結束。基本實驗數據見表2，300 ℃時回壓設置為8 MPa。

表2 雙管物理模擬實驗基本實驗數據

2 結果與討論

2.1 高溫封竄劑的性能

栲膠中含有的磺酸基團可提高封堵強度和耐溫性，研究表明由栲膠制備的栲膠封竄劑可耐250 ℃的高溫［13］。通過栲膠、交聯劑、穩定劑和增強劑的優選，形成了耐溫250 ℃的高溫栲膠封竄劑體系：4% XS+2.5% CL1+1.5% NS+2.0% ST，考察了250 ℃下熱處理不同時間后最優配方栲膠的強度和脫水率，結果見圖1。可以看出，優選體系經過5 d加熱處理后脫水率（約7.5%）較低，隨著加熱時間的延長，體積略有縮小，脫水率逐漸增大。體系在250 ℃的高溫環境中熱處理15 d 內的脫水率小于10%，而且強度隨時間的延長而略有增大，熱穩定性較好。

圖1 栲膠封竄劑體系在250 ℃下熱處理不同時間后的強度和脫水率

2.2 高溫驅油劑的構建及性能評價

2.2.1 高溫驅油劑的構建

在50 ℃下，磺酸鹽表面活性劑SLB 和陰-非離子表面活性劑CY 按不同復配比配制的質量分數0.3%的驅油劑與稠油間的動態界面張力如圖2 所示。可以看出，SLB、CY 兩種表面活性劑單獨使用時與原油間的界面張力均達不到10-3mN/m 超低數量級，且明顯比復配表面活性劑體系的高。這表明陰離子表面活性劑與陰非離子表面活性劑復配后產生了協同效應，形成了緊密的吸附膜，從而獲得更低的油水界面張力［14-15］。

由圖2 可以看出，適當提高SLB 用量可以取得更好的降低油水界面張力的效果，SLB 與CY 復配比為2∶1 時，油水界面張力在15 min 內便可降到0.001 mN/m 以下，且油滴很快被拉斷。SLB、CY 復配比2∶1 時的協同效應最好，界面張力達到最低且下降速率快，后續實驗中均采用SLB、CY復配比2∶1的復配體系。

圖2 SLB與CY不同配比體系與原油的動態界面張力（50 ℃，質量分數0.3%）

圖3 為不同質量分數的SLB/CY 復配體系（復配比為2∶1）與原油間的動態界面張力。可知，該體系質量分數在0.001%到0.5%范圍內均可使界面張力降到0.001 mN/m 以下，隨著質量分數的升高，復配體系降低界面張力的能力先增加后減小。相較而言，SLB/CY復配體系質量分數在0.15%～0.3%時降低界面張力的能力更強。

圖3 不同質量分數SLB/CY（2∶1）復配體系與原油間的動態界面張力（50 ℃）

2.2.2 高溫驅油劑的耐溫性能

經過300 ℃高溫處理24 h后的不同質量分數的SLB/CY（2∶1）復配體系與錦州23-2 原油間的界面張力見圖4。高溫熱處理后，質量分數為0.1%、0.15、0.3%、0.5%的復配體系與原油間的界面張力均可降低至10-3mN/m以下，但是質量分數為0.5%時，界面張力下降速率有所減慢。因此可見，SLB/CY復配體系具有良好的耐溫性能，其最佳用量為0.1%～0.3%，均能使界面張力達到10-3mN/m 超低數量級。

圖4 不同質量分數SLB/CY（2∶1）復配體系熱處理后與原油間的動態界面張力

2.3 高溫封竄劑的封堵性能

在滲透率不同的填砂管中注汽-封竄-后續注汽過程中，封堵前注汽壓力、封竄劑體系注入壓力、封堵后注汽壓力、封堵前后填砂管的滲透率、填砂管封堵率如表3所示，封堵后蒸汽沖刷15 PV。封竄劑體系對經蒸汽長時間沖刷后的不同滲透率填砂管的封堵率均在95%以上，封堵效果顯著，且蒸汽沖刷15 PV后仍然具有較好的封堵性能。隨著填砂管滲透率的增大，封堵率增大，表明該封竄劑體系適用于封堵高滲透率地層。

表3 封竄劑體系對不同滲透率巖心的封堵情況

2.4 高溫驅油劑的驅油性能

為了評價高溫驅油劑提高蒸汽驅采收率效果，采用滲透率級差為2（滲透率751×10-3/1460×10-3μm2）的填砂管并聯進行雙管物理模擬實驗，先蒸汽驅至采出液含水率大于98%，然后注入0.50 PV 驅油劑，最后再后續蒸汽驅至采出液含水率大于98%結束實驗。初始蒸汽驅后，低滲管采收率為28.7%，高滲管采收率為51.1%，綜合采收率為40.2%；注驅油劑再后續蒸汽驅后，低滲管采收率為34.9%，高滲管采收率為64.7%，綜合采收率為48.8%；低滲管采收率提高6.2%，高滲管采收率提高13.6%，綜合采收率提高8.6%。采收率曲線見圖5，高、低滲管產出液的分流率曲線見圖6。由于采用雙管模型驅油劑輔助蒸汽驅，綜合采收率相較于單管模型偏低。由于滲透率的差異，初始蒸汽驅時，高滲管的出液量是低滲管的2倍；隨著驅替進行，高滲管的出液量逐漸增加，而低滲管的出液量逐漸減至0。當轉注0.5 PV 驅油劑過程中，有80%以上的驅油劑進入高滲管，只有不到20%的驅油劑進入低滲管，因此后續蒸汽驅驅油效率有所增加。

圖5 驅油劑輔助蒸汽驅的雙管模型采收率曲線

圖6 驅油劑輔助蒸汽驅雙管模型產出液分流率曲線

2.5 高溫封竄劑/驅油劑組合調驅性能評價

為了評價高溫封竄劑+驅油劑組合調驅提高蒸汽驅采收率的效果，采用滲透率級差為2（滲透率681×10-3/1369×10-3μm2）的填砂管并聯進行雙管物理模擬實驗，采用先蒸汽驅至采出液含水率大于98%，然后注入0.3 PV 的高溫栲膠封竄劑，老化6 h后再注入0.50 PV 驅油劑，最后再后續蒸汽驅至采出液含水率大于98%結束實驗。初始蒸汽驅后，低滲管采收率為26.53%，高滲管采收率為49.40%，綜合采收率為37.27%；注栲膠+驅油劑再后續蒸汽驅后，低滲管采收率為57.24%，高滲管采收率為64.40%，綜合采收率為60.85%；低滲管采收率提高30.71%，高滲管采收率提高15.00%，綜合采收率提高23.58%。采收率曲線見圖7，高滲管和低滲管產出液的分流率曲線見圖8。注入栲膠后，高滲管和低滲管分流率比值從88∶12降到50∶50，之后高滲管的出液量逐漸下降至0，低滲管出液量逐漸上升至100%，說明了注入的封竄劑封堵了高滲通道，使得后續注入的驅油劑和蒸汽大部分進入低滲管中，驅油劑具有降低界面張力、提高洗油效率作用，因此封竄劑+驅油劑組合方式大幅度提高低滲管的采收率，最終的綜合采收率明顯提高。

圖7 滲透率級差為2時封竄劑+驅油劑輔助蒸汽驅采收率曲線

圖8 滲透率級差為2時封竄劑+驅油劑輔助蒸汽驅產出液分流率曲線

3 結論

耐溫250 ℃的高溫栲膠封竄劑體系熱處理15 d內脫水率小于10%，250 ℃蒸汽沖刷15 PV 后封竄劑體系的封堵率仍大于90%以上，封堵效果顯著。磺酸鹽類表面活性劑SLB 和陰非離子表面活性劑CY（復配比為2∶1）復配高溫驅油劑，耐溫300 ℃，300 ℃老化后與原油間的界面張力仍可降10-3mN/m以下。

蒸汽驅后單獨使用高溫驅油劑時提高蒸汽驅采收率8.6%，封竄劑和驅油劑組合使用時低滲管采收率提高了30.71%，綜合采收率提高23.58%。封竄劑有效封堵高滲管汽竄通道，保證后續注入的驅油劑進入低滲管，有效地改善非均質地層蒸汽驅的開發效果。