非均质油藏聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系

张庆龙

（中国石油冀东油田分公司陆上油田作业区，河北 唐山 063299）

0 引言

陆相沉积油藏一般都具有比较严重的非均质性，储层渗透率越高，流体在其中的渗流阻力就越小。因此，在此类油藏水驱开发过程中，注入水会更多地进入到高渗层，从而造成高渗层含水饱和度和水相渗透率增大，并且长时间注水会破坏岩石结构，从而进一步减小高渗层的渗流阻力，增大其吸水量，导致注水开发进入低效甚至无效循环［1-5］。

为进一步提高此类非均质油藏的采收率，必须增大注入流体在中、低渗储层中的波及体积。因此，各大油田在水驱措施后继续采用聚合物驱油。聚合物溶液进入地层后会优先选择进入高渗层，由于其高黏度特性，会在地层中滞留一定的溶液，从而增大高渗层的渗流阻力，整体注入压力升高，提高了中、低渗层的吸液压差，使中、低渗层的吸液量和波及体积增大，达到提高采收率的目的［6-12］。而随着聚合物驱时间的延长，中、低渗层同样也会有部分聚合物滞留，造成渗流阻力进一步增大，其吸液启动压力也同时加大，而注入压力由于受到地层岩石破裂压力的影响，不能持续增大。因此，中、低渗层的吸液压差会逐渐降低，吸液量下降，出现“剖面反转”现象，影响聚合物驱的开发效果。

为避免聚合物驱过程中过早出现 “剖面反转”现象，应尽可能减少进入到中、低渗层的聚合物用量。因此，本文研发了一种聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系，采用依次注入高滞留（聚合物微球）与低滞留（表面活性剂）驱油剂的方式，提高非均质油藏的采收率。聚合物微球与其他常规聚合物驱油剂相比，具有易注入、封堵调节能力强的特点，能够对高渗层产生有效封堵［13-16］；而表面活性剂具有较强的洗油能力，能够有效提高中、低渗层的驱油效率［17-18］。注入一定数量的聚合物微球后转注表面活性剂，可以有效避免中、低渗层滞留过多的聚合物类物质，防止过早出现“剖面反转”现象。通过调整2种驱油剂的质量浓度以及注入量，可以最大限度地提高非均质储层的采收率，改善驱油效果。

1 实验

1.1 材料及仪器

实验材料：聚合物微球JWQ-11（改性聚丙烯酰胺），平均粒径为6.5 μm，实验室自制；表面活性剂SGS-Ⅱ（阴-非离子型表面活性剂），实验室自制；模拟地层水（总矿化度为1 739 mg/L，水型为NaHCO3型）；储层原油（地层条件下黏度为 1.76 mPa·s，密度为0.764 g/cm3）；实验岩心为人造柱状岩心（长度8.0 cm，直径2.5 cm）和人造三层非均质岩心（尺寸为30.0 cm×4.5 cm×4.5 cm，高、中、低渗层的气测渗透率分别近似为1 000×10-3，300×10-3，30×10-3μm2）。

实验仪器：ND704型电热干燥箱，苏州诺德烘箱制造有限公司生产；S-4800型扫描电子显微镜，北京哈科试验仪器厂生产；TX-500C型旋转滴界面张力仪，美国CNG公司生产；多功能岩心驱替实验装置（主要包括平流泵、温度控制装置、岩心夹持器、压力表和中间容器等），实验室自制。

1.2 方法

1.2.1 聚合物微球性能评价

1.2.1.1 膨胀性能

取一定数量的聚合物微球加入到模拟地层水中，搅拌均匀，形成质量浓度为2 000 mg/L的聚合物微球JWQ-11溶液，在储层温度（95℃）条件下放置不同时间，使用电子显微镜扫描，并测定不同时间后聚合物微球的粒径，计算其膨胀倍数。

1.2.1.2 封堵性能

实验步骤为：1）将不同渗透率的柱状岩心抽真空，饱和模拟地层水，分别计算孔隙度和孔隙体积，备用；2）采用模拟地层水驱替岩心，直至压力稳定，驱替流速为0.2 mL/min，记录压力p1；3）以相同流速注入不同数量或不同质量浓度的聚合物微球JWQ-11溶液，然后关闭岩心进、出端阀门，在储层温度条件下放置5 d，待聚合物微球水化膨胀；4）继续采用模拟地层水以相同流速驱替岩心，直至压力稳定，记录压力p2，并计算封堵率

1.2.2 表面活性剂性能评价

1.2.2.1 界面活性

使用模拟地层水配制不同质量浓度的表面活性剂SGS-Ⅱ溶液，在储层温度条件下放置24 h后，使用旋转滴界面张力仪测定表面活性剂溶液与储层原油之间的界面张力。

1.2.2.2 驱油性能

实验步骤为：1）选择 5块渗透率为 30×10-3μm2左右的柱状岩心，饱和模拟地层水，分别测定孔隙体积和孔隙度；2）将岩心饱和储层原油，在储层温度条件下老化24 h；3）使用模拟地层水驱替岩心，至含水率超过98%为止，驱替流速为0.2 mL/min，计算水驱采收率；4）注入不同数量和一定质量浓度的SGS-Ⅱ溶液，然后继续使用模拟地层水驱替岩心，至含水率超过98%为止，得到最终采收率，计算表面活性剂驱采收率。

1.2.3 复合调驱体系驱油性能

实验步骤为：1）将人造三层非均质岩心抽真空，并饱和模拟地层水，计算孔隙体积；2）将岩心饱和储层原油，在储层温度条件下老化24 h；3）使用模拟地层水驱替岩心，至含水率达到98%以上为止，注入0.3 PV的质量浓度为2 000 mg/L的JWQ-11溶液，在95℃下放置5 d后再注入0.3 PV的质量浓度为2 500 mg/L的SGS-Ⅱ溶液，然后继续使用模拟地层水驱替岩心，至含水率超过98%为止；4）记录各阶段驱替过程中的压力、产水量和产油量，计算出水驱采收率、最终采收率和复合调驱体系采收率。

2 结果与讨论

2.1 聚合物微球性能评价

2.1.1 膨胀性能

聚合物微球JWQ-11吸水后的膨胀性能实验结果见图1。由图可知：随着JWQ-11水化时间的延长，膨胀倍数逐渐增大；在100 h以内的膨胀倍数增速较快，100 h以后膨胀倍数增速减缓；当水化时间为120 h时，JWQ-11膨胀倍数可以达到8.5，说明其具有良好的膨胀性能。

图1 JWQ-11膨胀倍数随水化时间的变化

2.1.2 封堵性能

聚合物微球JWQ-11在不同质量浓度或不同注入量时，对不同渗透率岩心的封堵性能实验结果如图2和图3所示。其中，高、中、低渗岩心的渗透率分别为 1 000×10-3，300×10-3，30×10-3μm2，JWQ-11 质量浓度对封堵性能的影响实验中注入量均为0.5 PV，JWQ-11注入量对封堵性能的影响实验中注入质量浓度均为2 000 mg/L。

图2 JWQ-11质量浓度对封堵性能的影响

图3 JWQ-11注入量对封堵性能的影响

由图2可知：在JWQ-11注入量相同的情况下，随着JWQ-11质量浓度的增大，不同渗透率岩心的封堵率均逐渐升高；当JWQ-11质量浓度为2 000 mg/L时，高、中、低渗岩心的封堵率均超过95%，取得良好的封堵效果。

由图3可知：在JWQ-11注入质量浓度相同的情况下，随着注入量的增大，不同渗透率岩心的封堵率均逐渐升高；当JWQ-11注入量为0.3 PV时，高、中、低渗岩心的封堵率均达到90%以上，其中对高渗岩心的封堵率为91.4%，说明此时JWQ-11可以对高渗层产生有效封堵。因此，综合考虑施工成本等因素，选择JWQ-11的最佳注入质量浓度为2 000 mg/L，最佳注入量为0.3 PV。

2.2 表面活性剂性能评价

2.2.1 界面活性

不同质量浓度表面活性剂SGS-Ⅱ溶液与储层原油之间的界面张力实验结果见图4。由图可知：随着SGS-Ⅱ质量浓度的增大，界面张力逐渐降低；当SGS-Ⅱ质量浓度为2 500 mg/L时，界面张力降低至10-3mN/m数量级，达到超低界面张力水平，再继续增大表面活性剂质量浓度，界面张力基本不再变化。因此，选择SGS-Ⅱ的最佳注入质量浓度为2 500 mg/L。

图4 表面活性剂质量浓度对界面张力的影响

2.2.2 驱油性能

表面活性剂SGS-Ⅱ的驱油性能评价结果如表1所示。其中，SGS-Ⅱ的质量浓度均为2 500 mg/L。由表可知：随着SGS-Ⅱ注入量的增大，提高采收率幅度逐渐增大；当注入量为0.3 PV时，采收率提高幅度达到12.0百分点以上；再继续增大SGS-Ⅱ的注入量，采收率提高幅度变化不大。因此，选择SGS-Ⅱ的最佳注入量为0.3 PV。

表1 SGS-Ⅱ的驱油性能评价结果

2.3 复合调驱体系驱油性能评价

聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系的驱油性能评价结果见图5。由图可以看出，在水驱阶段，含水率迅速增大，驱替压力先上升后下降至趋于平稳，水驱采收率逐渐增大，此时注入水大多进入到高渗层，中、低渗层的波及体积较小，水驱采收率为41.6%，还有大量原油存在于中、低渗层。

图5 岩心含水率、采收率及注入压力随注入量的变化

在注聚合物微球阶段，含水率略有下降，高渗层的一部分剩余油被聚合物微球驱出，采收率有所增大，注入压力由0.063 MPa增加至0.278 MPa，这是由于聚合物微球吸水膨胀后对高渗层产生了有效的封堵，从而使得注入压力迅速增大。

在注表面活性剂阶段，含水率明显下降，此时由于聚合物微球对高渗层的封堵作用，表面活性剂溶液大多进入中、低渗层，通过其较强的洗油作用，使中、低渗层原油逐渐被驱出，采收率明显增大，而由于表面活性剂具有一定的降压作用，此时驱替压力出现下降。

在后续水驱阶段，含水率开始缓慢升高，由于前期注入的聚合物微球具有良好的封堵效果，后续注入水大量地进入中、低渗层，使得采收率进一步提高，而驱替压力缓慢降低后逐渐趋于稳定，岩心最终采收率为65.8%，聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系和后续水驱总共提高采收率24.2百分点。综合以上结果认为，聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系具有良好的驱油效果。

3 现场应用

3.1 研究区地层特征及开发现状

陆上某油田W区块含油面积为6.3 km2，已探明地质储量为2 072×104t，储层岩性主要为含砾砂岩和中细砂岩，孔隙度主要分布在16.1%～ 24.8%，平均为20.3%，渗透率主要分布在 29.6×10-3～ 1 014.5×10-3μm2，平均为 406×10-3μm2。研究区储层发育，分层系数大，非均质性较强，层间渗透率变异系数为0.52～0.76，渗透率级差为12.6～27.3。地层温度为95℃左右，储层原油具有低黏（1.73 mPa·s）和低饱和压力（5.93 MPa）的特点。

该区块共设计生产井52口，注水井22口，自1988年投产以来，经历了天然能量驱动和人工注水驱动开发阶段，期间通过不断完善油藏注采关系、注水补充地层能量，地层压力保持水平较高。然而随着注水开发时间的延长，开采效果逐渐变差，目前该区块主要存在注采层间矛盾大、小层动用程度差异较大等问题，综合含水率达到85%以上。该区块目前平均地质储量采出程度为12.5%，剩余可开采储量潜力较大。

3.2 复合调驱体系应用效果

选取W31井组作为试验对象，该井组共有注水井3口，生产井15口。根据室内实验研究结果，设计先注入0.3 PV聚合物微球JWQ-11，注入质量浓度为2 000 mg/L，然后关井5 d，开井后再继续注入0.3 PV表面活性剂SGS-Ⅱ，注入质量浓度为2 500 mg/L，最后继续水驱开发。措施后，3口注水井的注入压力均明显升高，不同层位的相对吸液量发生了明显转变。以W31-1井为例，高渗层相对吸液量明显下降，低渗层相对吸液量明显增大（见图6），说明聚合物微球对高渗层产生了有效的封堵。

图6 W31-1井措施前后不同渗透层的相对吸液量

3口典型生产井措施前后的日产油量和含水率如表2所示。由表2可以看出，3口生产井日产油量均提升1倍以上，平均含水率由88.7%降低至80.3%，达到了降水增油的目的。这说明聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系能够进一步提高非均质油藏水驱后的采收率，具有良好的推广应用前景。

表2 措施前后典型生产井的日产油量和含水率

4 结论

1）聚合物微球JWQ-11具有良好的膨胀性能和封堵性能，在储层温度条件下水化120 h后膨胀倍数可以达到8.5，在注入质量浓度为2 000 mg/L、注入量为0.3 PV时，对高渗岩心的封堵率可以达到90%以上。表面活性剂SGS-Ⅱ具有良好的界面活性和驱油效果，在注入质量浓度为2 500 mg/L时，界面张力可以降低至10-3mN/m数量级，在低渗岩心水驱后注入0.3 PV表面活性剂SGS-Ⅱ溶液，可以继续提高采收率12.0百分点以上。

2）聚合物微球-表面活性剂复合调驱体系对非均质岩心具有良好的驱油效果，岩心水驱后注入聚合物微球能够对高渗层产生有效封堵，使得后续注入的表面活性剂和水能够更多地进入中、低渗层，提高波及体积，使得非均质岩心的采收率提高24.2百分点。

3）W区块现场应用结果表明，实施聚合物微球-表面活性剂复合调驱措施后，注水井的注入压力明显升高，高渗层相对吸液量明显下降，低渗层相对吸液量明显增大。生产井日产油量提高1倍以上，含水率明显下降，达到了降水增油的目的。