渤海稠油油藏組合調驅增油效果及作用機理*

呂金龍，劉長龍，李彥閱，肖麗華，黎 慧，王 楠，龐長廷，宋 鑫，鮑文博

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津塘沽 300450）

0 前言

隨著國內石油消耗量日益增加，海上油田高效開發對于確保國家能源安全具有重大現實意義。渤海地區稠油資源十分豐富，但由于儲層厚度大、非均質性嚴重、巖石膠結強度較低和注采井距較大等不利因素制約，水驅開發效果較差［1-6］。近年來，聚合物凝膠調驅技術在渤海稠油油藏開發中取得了較好增油降水效果，但隨著調驅輪次增加，調驅效果逐漸變差，亟待開發出大幅度提高采收率技術。通過礦場生產測試資料分析認為，目前制約稠油油藏開發效果的主要因素仍然是擴大波及體積和提高洗油效率，其中擴大波及體積需要從宏觀和微觀兩個方面著手，提高洗油效率需重點關注稠油乳化降黏和降低油水界面張力。近年來，由于顆粒類調剖劑具有粒徑分布窄、緩膨和“堵大不堵小”等特點［7-12］，聚合物微球和凍膠分散體顆粒等調剖調驅體系研究受到石油科技工作者的高度重視，礦場試驗取得較好效果。在稠油乳化降黏技術方面，國內研究工作在近些年來也取得了長足進展。尉小明等［13］合成了一種環保型超稠油降黏劑，它可自動降解，具有乳化速度快、乳化溫度低、降黏效果好等特點。盡管顆粒類調剖劑和稠油乳化降黏劑都有單獨礦場試驗的應用范例，但將它們組合應用以及與強凝膠組合后的室內研究和礦場試驗效果還未見文獻報道。本文通過實驗裝置創新形成注采端可視化“分注分采”巖心實驗模型，形成了一種可定量研究層內非均質儲層吸液剖面變化規律的實驗方法，以LD5-2 油藏地質特征和流體性質為模擬對象，開展了組合調驅分流率、增油降水實驗研究和機理分析，以期為后續礦場試驗提供重要決策及理論依據。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），相對分子質量為2000萬，固含量88%，水解度28.5%；鉻交聯劑、離子型稠油乳化劑、核殼型聚合物微球及凍膠分散體顆粒，有效含量100%，上述藥劑均由中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。實驗用油為渤海LD5-2 油田脫氣原油與煤油混合而成，油藏溫度（55 ℃）下的黏度為200 mPa·s。實驗用水為該油田模擬注入水，礦化度為8 259.5 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）：K++Na+2 169.8、Ca2+816.6、Mg2+94.2、Cl-4 848.8、SO42-156.1、HCO3-173.9。柱狀巖心為石英砂環氧樹脂膠結人造巖心［14-17］，尺寸為φ2.5 cm×10 cm，滲透率Kg=500×10-3、1000×10-3、1600×10-3、6400×10-3、11 200×10-3μm2；“分注分采”層內非均質巖心（圖1），尺寸為4.5 cm×6.0 cm×30 cm，分為高、低滲透層，各小層厚度均為3 cm，滲透率Kg為1600×10-3、11 200×10-3μm2。

圖1 層內非均質巖心結構示意圖

DV-Ⅱ型布氏黏度儀，美國Brookfield 公司；TX-500C 型旋滴界面張力儀，北京盛維基業科技有限公司；BDS400型倒置生物顯微鏡，奧特光學儀器公司；滲流特性實驗儀器設備主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等，除平流泵和手搖泵外，其它部分置于溫度為55℃恒溫箱內［18］，實驗設備流程見圖2。

圖2 巖心實驗流程示意圖

1.2 實驗方法

（1）調剖調驅體系配制

采用模擬注入水配制質量濃度為3000 mg/L的HPAM溶液，然后加入2000 mg/L鉻交聯劑，混合均勻后得到Cr3+聚合物凝膠體系。

采用模擬注入水配制一定質量濃度（1000、1500、2000 mg/L）的稠油乳化劑溶液，加入3000 mg/L的聚合物微球和3000 mg/L的凍膠分散體顆粒，混合均勻形成三元復合體系。

（2）視黏度的測定

采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀在溫度為55 ℃、轉速為6 r/min 條件下測試聚合物凝膠和三元復合體系的初始工作黏度。

（3）界面張力的測定

在55 ℃下，采用TX-500C 旋滴界面張力儀分別測試一定質量濃度（1000、1500、2000 mg/L）的稠油乳化劑溶液和三元復合體系與原油間界面張力。

（4）乳化降黏實驗

將新配制的三元復合體系按一定油水比與原油混合，放置于55 ℃的保溫箱中靜置1 h，攪拌2 min（攪拌槳轉速250 r/min）后，采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀在溫度為55 ℃、轉速為6 r/min 下測試乳狀液的黏度，按式（1）計算原油的降黏率。

其中，η—降黏率，%；μ0—原油初始黏度，mPa·s；μ1—與三元復合體系混合后原油黏度，mPa·s。

（5）聚合物微球外觀形態觀察

采用BDS400型倒置生物顯微鏡觀測聚合物微球外觀形態和粒徑分布。

（6）滲流特性實驗

滲流特性實驗具體步驟如下：①巖心抽空飽和地層水，注模擬水，記錄壓力δp1；②注入4～5 PV的化學劑，記錄壓力δp2；③化學劑候凝或緩膨7 d 后，后續注水4～5 PV，記錄壓力δp3。

滲流特性采用阻力系數和殘余阻力系數指標來描述，通常用符號Fr和Frr來表示，其定義為：

（7）驅油實驗

采用“分注分采”巖心進行驅油實驗（圖3）。具體實驗步驟如下：①巖心稱干重，抽真空，飽和地層水，稱濕重獲取孔隙體積；②在油藏溫度條件下，油驅水飽和模擬油，完成飽和油后老化24 h，計算含油飽和度；③水驅至含水80%，按照下述“分注分采”實驗方案設計注入相關藥劑，緩膨7 d 后進行后續水驅，直至含水達到98%。驅替過程中記錄注入壓力以及注入端和采出端各個小層吸液量和采液量，計算含水率、分流率和采收率，繪制動態特征曲線。上述實驗過程中注入速率為0.3 mL/min，壓力記錄間隔為30 min。

圖3 “分注分采”巖心實驗流程示意圖

方案1-1：水驅至含水80%+0.3 PV 三元復合體系+后續水驅至含水98%；

方案1-2：水驅至含水80%+0.1 PV Cr3+聚合物凝膠（高低滲層同注）+0.2 PV 三元復合體系+后續水驅至含水98%；

方案1-3：水驅至含水80%+0.1 PV Cr3+聚合物凝膠（單注高滲透層）+0.2 PV 三元復合體系+后續水驅至含水98%。

2 結果與討論

2.1 三元復合體系的性能分析

2.1.1 界面張力

稠油乳化劑（1000、1500、2000 mg/L）溶液和在相應稠油乳化劑溶液中加入3000 mg/L的聚合物微球和3000 mg/L的凍膠分散體顆粒的三元復合體系與原油間界面張力見表1。從表1可以看出，隨稠油乳化劑濃度的增加，稠油乳化劑溶液和三元復合體系與原油間界面張力逐漸降低。與稠油乳化劑溶液相比，三元復合體系與原油間界面張力稍有升高，這是因為三元復合體系中的聚合物微球和凍膠分散體顆粒吸附損耗了部分稠油乳化劑，使稠油乳化劑有效含量降低，界面張力略微升高，但升高幅度不大。

表1 稠油乳化劑溶液和三元復合體與原油間的界面張力

2.1.2 乳化降黏性

一定稠油乳化劑質量濃度的三元復合體系按一定油水比與原油混合，在55 ℃保溫箱中放置1 h，攪拌2 min 后測試乳狀液黏度，在不同油水比條件下與原油黏度進行對比并計算降黏率，結果見表2。從表2 可以看出，在稠油乳化劑濃度一定條件下，隨油水體積比的減小，體系黏度呈下降趨勢。當油水體積比達到6∶4 時，稠油乳化劑質量濃度為1500 mg/L 的三元復合體系對原油的降黏率高于80%，具有較好的降黏效果。隨著三元復合體系中稠油乳化劑濃度的增大，體系黏度逐漸降低，降黏率逐漸升高，乳狀液穩定性增強。

表2 三元復合體系與原油按不同油水比混合乳狀液的黏度

綜合考慮經濟成本與三元復合體降低界面張力和黏度的效果，三元復合體系中稠油乳化劑質量濃度以1500 mg/L為宜。

2.1.3 微球微觀形態及粒徑分布

稠油乳化劑質量濃度為1500 mg/L的三元復合體系初期和在55 ℃下放置7 d后顆粒外觀形態見圖4。凍膠分散體顆粒的透光性較好，光學顯微鏡下外觀輪廓比較模糊，故僅分析聚合物微球觀測結果。初期三元復合體系中聚合物微球粒徑較小，形態均一；隨水化時間的延長，聚合物微球的粒徑變大、分散性增大。

圖4 三元復合體系中聚合物顆粒的外觀形態

稠油乳化劑質量濃度為1500 mg/L的三元復合體系在55 ℃下放置一定時間后聚合物微球顆粒的粒徑分布如圖5 所示。從圖5 可以看出，三元復合體系中聚合物微球顆粒的初始粒徑分布范圍較窄，隨著水化時間的延長，微球顆粒粒徑范圍逐漸變寬。聚合物微球顆粒的初始粒徑為8 μm左右；初期水化膨脹速率較快，5 d后膨脹速率開始變緩；7 d后的粒徑中值約為20 μm，膨脹倍數約為2.5倍。

圖5 放置不同時間后三元復合體系中聚合物微球的粒徑分布

2.2 注入性與調驅性能

（1）Cr3+聚合物凝膠

Cr3+聚合物凝膠對不同滲透率巖心的阻力系數和殘余阻力系數測試結果見表3，候凝時間為7 d。Cr3+聚合物凝膠的工作黏度為39.8 mPa·s。從表3可以看出，隨巖心滲透率的增大，巖心的孔喉尺寸增大，阻力系數和殘余阻力系數均降低。當巖心滲透率高于6400×10-3μm2時，阻力系數較低，說明該聚合物凝膠體系在高滲透層內具有良好注入性。進一步分析發現，聚合物凝膠候凝7 d 后對巖心的殘余阻力系數明顯高于阻力系數，表明該聚合物凝膠體系的成膠效果較好，可以有效封堵高滲層，增大中低滲層吸液壓差，液流轉向能力較強。

表3 Cr3+聚合物凝膠對不同滲透率巖心的阻力系數和殘余阻力系數

（2）三元復合體系

三元復合體系對不同滲透率巖心的阻力系數和殘余阻力系數測試結果見表4，工作黏度為3.8 mPa·s。從表4 可以看出，隨巖心滲透率的增大，巖心孔喉尺寸增大，三元復合體系對巖心的阻力系數和殘余阻力系數降低。從整體來看，三元復合體系對巖心的阻力系數均較低，表明其注入性較好，進入中低滲層所需吸液壓差較小，這更有利于顆粒類調剖劑在中低滲透層內實現微觀液流轉向作用，可充分發揮三元復合體系中稠油乳化劑在中低滲透層的乳化降黏和洗油效用，提高原油采收率。經過緩膨后三元復合體系對巖心的殘余阻力系數大于阻力系數，說明三元復合體系中聚合物微球與凍膠分散體顆粒經過緩膨后可有效封堵巖心孔喉，起到一定的調驅效果，驅油效率提升。

表4 三元復合體系對不同滲透率巖心的阻力系數和殘余阻力系數

2.3 組合調驅增油降水效果

由于渤海油田儲層厚度大，層內非均質性較強，所以深刻認識油田儲層吸液剖面變化規律是認清儲層動用情況的重要因素。目前，室內研究吸液剖面變化規律方法通常是將幾種滲透率均質巖心并聯起來開展實驗，通過記錄實驗過程中各個小層出口端實驗數據來了解巖心吸液剖面變化規律及其對開發效果的影響。但此方法無法反映入口吸液剖面變化規律及巖心間流體交滲現象，對認識層內非均質油藏吸液剖面變化規律參考意義較小。為此，本文提出了一種可定量研究層內非均質儲層吸液剖面變化規律的實驗方法，可在模擬層內非均質儲層物性基礎上，精確計量巖心各小層注入端與采出端吸液量和采出量，實現從注入端和采出端同時監測剖面變化規律。

（1）采收率

組合調驅增油降水實驗結果見表5，實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化見圖6。

表5 組合調驅實驗的采收率

圖6 注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化

從表5 和圖6 可以看出，三套方案的水驅階段壓力、含水率和采收率變化規律大致相同，但后續階段各個方案參數變化規律存在較大差異。與“方案1-1”相比，由于“方案1-2”和“方案1-3”增加了凝膠調剖段塞，大幅度增加了凝膠滯留區域滲流阻力，低滲透層吸液壓差和吸液量增大，因此，三元復合體系轉向進入低滲透層，其中聚合物微球和凍膠分散體顆粒進一步調整低滲透層內部宏觀和微觀非均質性，促使稠油乳化劑轉向進入剩余油飽和度較高區域（中小孔隙），發揮乳化降黏和提高洗油效率作用，最終采收率明顯提高，采收率增幅提高18百分點。與“方案1-2”凝膠段塞籠統注入方式相比較，“方案1-3”采取關閉低滲透層打開高滲透層注入方式，由于低滲透層幾乎未受到凝膠的不利影響，有效吸液壓差增加，液流轉向效果更好，采收率增幅提高10.13百分點。

（2）分流率

驅油實驗過程中各小層分流率隨注入體積的變化如圖7 所示。從圖7 可以看出，由于巖心兩層滲透率級差較大，三套方案的水驅階段低滲層均無法啟動，高滲透層分流率始終保持100%。水驅后實施各類調驅措施致使采收率普遍提高，但各個方案間低滲透層動用程度存在較大差異。對于“方案1-1”，由于三元復合體系中聚合物微球和凍膠分散體顆粒在高滲層內滯留能力較差，附加滲流阻力增幅較小，注入壓力升幅較小，無法啟動低滲層，致使三元復合體系注入和后續水驅階段低滲層分流率為零，只能依靠顆粒在高滲層內部產生的液流轉向作用和稠油乳化劑乳化降黏作用來提高微觀波及體積和洗油效率，因而采收率增幅較小。與“方案1-1”相比較，“方案1-2”和“方案1-3”因凝膠段塞液流轉向作用，低滲透層分流率均有不同程度提高。在調驅階段，隨Cr3+聚合物凝膠在高滲透層內部滯留，過流斷面減小，高滲透層分流率降低，滲流阻力增加，注入壓力升高，低滲透層吸液壓差增大，吸液量增加，分流率升高，實現液流轉向作用。當因調驅劑滯留在低滲透層中而引起的滲流阻力增加速率大于高滲透層中滲流阻力增加速率時，吸液端出現剖面返轉現象，但高滲透層中Cr3+聚合物凝膠滲流產生的層內壓差會迫使部分流體通過層內交滲作用進入低滲透層，故產液端表現為低滲透層分流率仍持續上升，發生剖面反轉時機較吸液端略晚。巖心進出口分流率對比發現，“方案1-2”和“方案1-3”的高滲透層“入口”分流率均低于“出口”分流率，低滲透層“入口”分流率均高于“出口”分流率，表明層內非均質巖心（儲層）內部存在“繞流”現象，即部分轉向進入低滲透層的調驅劑連同油又回流到高滲透層。與“方案1-2”相比，“方案1-3”發生剖面反轉現象明顯滯后，低滲層分流率增幅較高。分析認為，Cr3+聚合物凝膠不僅可以有效封堵高滲透層、提高注入壓力，同時也會傷害低滲透層、減小吸液壓差，最終降低液流轉向效果。由此可見，減少低滲透層凝膠的吸入量有利于提高調驅效果。因此，在礦場實施調驅措施時應合理控制注入壓力，避免低滲層因被污染傷害嚴重造成后續注入調驅劑主要在高滲透層內低效循環。

圖7 巖心分流率隨注入體積的變化

3 結論

稠油乳化降黏劑可以降低油水間界面張力和產生乳化降黏效果，油水體積比達6∶4 后乳化降黏率超過80%。

組合調驅體系間可以產生協同效應，與單一三元復合體系調驅相比，組合調驅采收率提高18百分點。

由“分注分采”巖心實驗發現，在發生液流轉向作用前提下，高滲透層入口分流率低于出口分流率，低滲透層反之。由于層內交滲作用影響，低滲透層采液端較吸液端發生剖面反轉時機略晚。

與籠統注入凝膠相比較，單注高滲透層時低滲透層幾乎不會受到凝膠的污染，采收率增幅提高10.13 百分點。