裂縫油藏聚合物凝膠/表面活性劑調(diào)驅(qū)室內(nèi)實驗

周俊杰

(中油長城鉆探工程有限公司，遼寧盤錦 124010)

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裂縫油藏聚合物凝膠/表面活性劑調(diào)驅(qū)室內(nèi)實驗

周俊杰

(中油長城鉆探工程有限公司，遼寧盤錦 124010)

針對表面活性劑驅(qū)在裂縫性油藏中驅(qū)油效果差的特點，提出了聚合物凝膠/表面活性劑組合調(diào)驅(qū)技術，該技術可利用聚合物凝膠成膠后的高阻力因子，使注入的表面活性劑易進入未水洗層段，提高整體的驅(qū)油效率。本文研制了一種緩交聯(lián)、易注入的聚合物凝膠LHGEL，評價了其成膠性能的影響因素，并與礦場用的表面活性劑LHPS進行了配伍性實驗，最后借助裂縫性巖心驅(qū)油實驗評價了組合調(diào)驅(qū)體系的提高采收率能力。結(jié)果表明，聚合物凝膠LHGEL的成膠性能受礦化度和溫度的影響較大，其中溫度越高，礦化度越高，聚合物凝膠的成膠時間越短，成膠強度越大。表面活性劑LHPS和成膠后的聚合物凝膠LHGEL的配伍性好，在油藏溫度50 ℃，礦化度10 000 mg/L條件下，組合調(diào)驅(qū)體系可大幅度提高裂縫性巖心的采收率，在水驅(qū)基礎上提高采收率幅度達22.1%。該驅(qū)油體系在裂縫性油藏具有廣泛的應用前景。

表面活性劑； 裂縫性油藏； 聚合物凝膠； 成膠性能； 配伍性

隨著石油資源的需求量越來越大，我國油田的勘探開發(fā)方向逐漸轉(zhuǎn)向低滲透油田，但是低滲透油田由于天然能量弱，彈性開采遞減快，采收率低，注水開發(fā)已成為低滲油田的必由之路。低滲透油田由于微裂縫的存在，注水開發(fā)更加劇了其非均質(zhì)性，水淹、水竄現(xiàn)象嚴重，礦場急需一種行之有效的提高采收率新技術以適應裂縫性油藏的高效開發(fā)[1-4]。表面活性劑驅(qū)在常規(guī)油藏中以作為一種高效的采收率技術在礦場取得廣泛應用，近年來，表面活性劑驅(qū)油技術在低滲透油藏中取得了一定的增油降水效果，但是由于表面活性劑的阻力因子低，存在“堵不住、有效期短、驅(qū)油效率差”的問題[5-7]。在此背景下，聚合物凝膠/表面活性劑組合調(diào)驅(qū)技術被提出，該技術可充分發(fā)揮聚合物凝膠的擴大波及效率和表面活性劑提高驅(qū)油效率的協(xié)同作用，聚合物凝膠是由聚合物溶液和交聯(lián)劑按照一定比例配制而成的一種以分子間交聯(lián)為主、分子內(nèi)交聯(lián)為輔的交聯(lián)體系，當聚合物凝膠進入地層后，首先進入滲流阻力較小的裂縫等高滲層，待聚合物凝膠成膠以后，封堵裂縫等高滲層后，提高后續(xù)注入流體的滲流阻力，使注入的表面活性劑發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，進入未水洗層，大幅度提高低滲裂縫性油藏的采收率[8-13]。本文研制了一種緩交聯(lián)、易注入的聚合物凝膠LHGEL，評價了其成膠性能的影響因素，并與礦場用的表面活性劑LHPS進行了配伍性實驗，最后借助非均質(zhì)模型評價了組合調(diào)驅(qū)體系的提高采收率能力。

1 實驗部分

1.1 材料和儀器

石油磺酸鹽LHPS，工業(yè)品，遼河油田提供；有機鉻類交聯(lián)劑JL-5，實驗室自制；添加劑TJ-1，實驗室自制；部分水解聚丙烯酰胺HPAM，相對分子質(zhì)量為1 600×104，大慶聚合物有限公司；實驗用地層水為不同礦化度的模擬地層水，水質(zhì)分析結(jié)果見表1，在無特殊說明的情況下，模擬地層水的礦化度為10 000 mg/L；實驗用油為遼河油田脫水脫氣原油，50 ℃下原油平均黏度20.4 mPa·s。實驗用三塊巖心為人造裂縫性巖心，φ5 cm×5 cm×30 cm。

表1 不同礦化度的模擬地層水水質(zhì)分析

主要儀器：TX-500旋轉(zhuǎn)界面張力儀，美國科諾工業(yè)有限公司；化學驅(qū)動態(tài)模擬系統(tǒng)，海安石油科研儀器有限公司；BH-1型巖心抽空加壓飽和裝置，海安石油科研儀器有限公司；BS-600L電子天平，上海升亮電子科技有限公司；DC-0530恒溫水浴槽，上海方瑞儀器有限公司； LVDVII+型黏度計，上海圖新電子科技有限公司；HW-4A雙聯(lián)恒溫箱，江蘇海安石油科研儀器有限公司。

1.2 實驗方法

1.2.1 聚合物凝膠LHGEL的制備 將一定質(zhì)量的聚合物HPAM加入到模擬地層水中，配制成3 000 mg/L的聚合物溶液，向聚合物溶液中加入一定質(zhì)量的鉻類交聯(lián)劑JL-5和添加劑TJ-1，使鉻類交聯(lián)劑JL-5的質(zhì)量濃度為500 mg/L?；旌暇鶆蚝螅糜谠O定好溫度的恒溫槽中，觀察聚合物凝膠LHGEL的成膠情況。

1.2.2 聚合物凝膠LHGEL成膠性能的測定 將配制好的未成膠的聚合物凝膠LHGEL裝入試管并置入恒溫槽中，每隔1 h將試管倒置，以觀察聚合物凝膠LHGEL的成膠情況，聚合物凝膠LHGEL的成膠時間采用目測代碼法，級別D時為LHGEL的成膠時間，LHGEL的成膠強度采用目測代碼法和突破真空度法測定，測試裝置及測試方法見文獻[12-13]。

1.2.3 組合調(diào)驅(qū)體系配伍性評價 50 ℃時，在配制好的未成膠聚合物凝膠體系中加入一定質(zhì)量的表面活性劑LHPS，利用目測代碼法和突破真空度法研究表面活性劑質(zhì)量濃度對LHGEL成膠性能的影響。

將成膠后的聚合物凝膠LHGEL與不同質(zhì)量濃度的表面活性劑混合后置于50 ℃的恒溫箱中，24 h后測量混合體系的黏度和混合體系與原油界面張力。

1.2.4 組合調(diào)驅(qū)體系提高采收率性能評價 選用人造裂縫性巖心，干燥稱重；將巖心抽真空6 h后，飽和模擬地層水，稱取濕重，計算水測滲透率和孔隙度；飽和脫水原油；50 ℃時，以0.5 mL/min的注入速度水驅(qū)至含水率95%后，以同樣的速度注入新配制的聚合物凝膠LHGEL0.2 PV，在50 ℃條件下靜置48 h后注入0.4 PV質(zhì)量濃度為3 000 mg/L的表面活性劑LHPS，然后水驅(qū)至不出油為止，記錄各階段的產(chǎn)油量和產(chǎn)液量以及壓力的變化，計算各階段的采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 聚合物凝膠LHGEL的成膠性能

2.1.1 溫度的影響 表2為在礦化度為10 000 mg/L的模擬水中，溫度對聚合物凝膠LHGEL成膠時間和成膠強度的影響。從表2中可以看出，隨著溫度的升高，聚合物凝膠LHGEL的成膠時間減小，特別是當溫度高于50 ℃時，LHGEL的成膠時間明顯縮短，這主要是由于溫度的升高加速了有機鉻類交聯(lián)劑JL-5的解螯合、多核羥橋絡離子的形成及與HPAM的交聯(lián)速度，使得成膠時間縮短。

表2 溫度對聚合物凝膠LHGEL成膠性能的影響

2.1.2 礦化度的影響 表3為在溫度為50 ℃的條件下，礦化度對聚合物凝膠LHGEL成膠時間和成膠強度的影響。從表3中可以看出，隨著礦化度的提高，聚合物凝膠LHGEL的成膠時間越短，成膠強度越大。地層水中礦化度越高，地層水中的電解質(zhì)壓縮雙電層作用越強，聚合物HPAM之間在交聯(lián)劑的作用下更易發(fā)生交聯(lián)。在礦化度為40000 mg/L的條件下，聚合物凝膠LHGEL能夠在18 h內(nèi)迅速成膠，目測成膠強度為E，利用突破真空度法測得的成膠強度為0.48 MPa，該聚合物凝膠在高礦化度下完全滿足礦場封堵大裂縫等滲流優(yōu)勢通道的要求。

表3 礦化度對聚合物凝膠LHGEL成膠性能的影響

2.2 組合調(diào)驅(qū)體系的配伍性評價

2.2.1 表面活性劑LHPS對未成膠聚合物凝膠的成膠性能的影響 表4為不同質(zhì)量濃度的表面活性劑LHPS對聚合物凝膠LHGEL成膠時間和成膠強度的影響結(jié)果。從表4中可以看出，LHPS的質(zhì)量濃度為100～500 mg/L時，待LHGEL凝膠成膠后，在短時間內(nèi)很快破膠；LHPS的質(zhì)量濃度為1 000～1 500 mg/L時，LHGEL凝膠的整體穩(wěn)定性較差，成膠2 d后有破膠的趨勢；當LHPS的質(zhì)量濃度大于2 000 mg/L后，LHGEL幾乎不成膠，達不到目測成膠強度D。表面活性劑LHPS影響聚合物凝膠的成膠性能，特別是礦場實際應用中，表面活性劑LHPS的質(zhì)量濃度遠遠大于500 mg/L。因此礦場組合調(diào)驅(qū)應用當中，表面活性劑和聚合物凝膠應該以段塞的形式分別注入，不應混合復配注入。

表4 表面活性劑LHPS質(zhì)量濃度對聚合物凝膠LHGEL成膠性能的影響

2.2.2 表面活性劑與成膠后聚合物凝膠之間的相互作用 由于聚合物凝膠和表面活性劑是分段塞注入油藏，聚合物凝膠在注入油藏后會在一定的時間內(nèi)成膠，封堵高滲層，后續(xù)表面活性劑注入后會推動成膠的聚合物凝膠繼續(xù)向地層深部運移，在運移過程中表面活性劑與成膠后的聚合物凝膠會發(fā)生相互作用。

表5為成膠后的聚合物凝膠LHGEL(黏度為1 187 mPa·s)與不同質(zhì)量濃度的表面活性劑LHPS復配后，48 h后測得復合體系的黏度。從表5中數(shù)據(jù)可以看出，加入表面活性劑LHPS后，復合體系的黏度略有下降，但是仍維持在1 000 mPa·s左右。圖1為復配體系混合后與原油的界面張力以及復配48 h后與原油的界面張力對比，從圖1中可以看出，在不同質(zhì)量濃度的表面活性劑下，成膠后的聚合物凝膠對表面活性劑與原油之間的界面張力影響不大。綜上所述，表面活性劑與成膠后的聚合物凝膠具有很好的配伍性。

表5 加入不同質(zhì)量濃度的表面活性劑LHPS后聚合物凝膠LHGEL的黏度

圖1 復配體系與原油的界面張力

Fig.1 Interfacial tension between combination system and crude oil

2.3 組合調(diào)驅(qū)體系提高采收率性能

統(tǒng)計分析水驅(qū)、組合調(diào)驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)過程中壓力、產(chǎn)液量的變化，計算調(diào)驅(qū)后封堵率。統(tǒng)計實驗過程中產(chǎn)油量，計算水驅(qū)采出程度以及最終采收率。表6為組合調(diào)驅(qū)效果評價統(tǒng)計表。

從表6中的統(tǒng)計數(shù)據(jù)可以看出，組合調(diào)驅(qū)段塞注入后既能封堵裂縫高滲層，又提高了巖心中未水洗層的驅(qū)油效率。前期水驅(qū)過程中，裂縫中的原油被驅(qū)替出，出油量較大，繼續(xù)水驅(qū)，注入水主要沿裂縫采出，提高采收率幅度有限，新配制未成膠的聚合物凝膠注入后優(yōu)先進入巖心的裂縫中，放置48 h后，裂縫內(nèi)的凝膠成膠，成功封堵了裂縫，使得后續(xù)注入表面活性劑的滲流阻力增大，發(fā)生液流轉(zhuǎn)向，迫使其進入基質(zhì)中，由于該區(qū)域在前期水驅(qū)過程中未波及到，注入表面活性劑后，由于表面活性劑與原油之間的超低界面張力，使得大量原油被驅(qū)替出。調(diào)驅(qū)后的滲透率明顯下降，三塊裂縫性巖心平均封堵率為86.3%，最高為88.75%，最低為83.34%。封堵后，后續(xù)表面活性劑和水驅(qū)的最終采收率均有所提高，采收率增幅平均值為22.1%。由此可見，聚合物凝膠/表面活性劑組合調(diào)驅(qū)體系對裂縫性油藏具有很好的適應性。

表6 人造裂縫性巖心組合調(diào)驅(qū)效果評價統(tǒng)計表

3 結(jié)論

(1) 利用室內(nèi)自制的有機鉻類交聯(lián)劑JL-5和聚合物HPAM，研制了一種緩交聯(lián)、易注入的聚合物凝膠LHGEL。該凝膠體系隨著溫度和礦化度的升高，成膠時間越短，成膠強度越大，這主要是由于溫度的升高加速了有機鉻類交聯(lián)劑JL-5的解螯合、多核羥橋絡離子的形成及與HPAM的交聯(lián)速度，使得成膠時間縮短。礦化度越高，地層水中的電解質(zhì)壓縮雙電層作用越強，聚合物HPAM之間在交聯(lián)劑的作用下更易發(fā)生交聯(lián)。

(2) 表面活性劑LHPS影響聚合物凝膠LHGEL的成膠性能，LHPS和成膠后的LHGEL具有很好的配伍性，礦場應用中LHPS和LHGEL應分段塞注入。在油藏溫度50 ℃，礦化度10 000 mg/L條件下，注入0.2 PV聚合物凝膠LHGEL+0.4 PV 3 000 mg/L表面活性劑LHPS組合調(diào)驅(qū)體系后，在水驅(qū)基礎上提高裂縫性巖心的采收率幅度達22.1%。該驅(qū)油體系在裂縫性油藏具有廣泛的應用前景。

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(編輯 宋官龍)

Experiment of Polymer Gel and Surfactants Combination Flooding in Fractured Reservoirs

Zhou Junjie

(CNPC Great Wall Drilling Company，Panjin Liaoning 124010, China)

Aiming at the problem that traditional surfactant flooding couldn't adjust to the fractured reservoir, polymer gel and surfactants combination flooding were proposed. The combination flooding could make use of the high resistance factor of polymer gel after gelation, driving the surfactants into the low permeability area and improving the whole oil recovery. A kind of polymer gel LHGEL with the advantage of slow crosslink and easy injection was developed. The effects of gelling properties of polymer gel and compatibility with surfactant were researched. The EOR capability was evaluated with the fractured core flooding experiments. The results showed that the gelling properties of polymer gel LHGEL were affected mostly by salinity and temperature, where the higher the temperature, the higher the salinity, the shorter gelling time, the greater the gelling strength. Surfactant LHPS and polymer gel LHGEL after gelation had great compatibility. The combination flooding can improve the oil recovery by 22.1% on the basis of water flooding at 50 ℃ with 10 000 mg/L of salinity, and the combination system had promising applications in fractured reservoirs.

Surfactant; Fractured reservoir; Polymer gel; Gelling properties; Compatibility

1006-396X(2015)01-0065-05

2014-11-19

2014-12-22

周俊杰(1981-)，男，工程師，從事油氣田開發(fā)研究；E-mail：309417233@qq.com。

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2015.01.014