NB35-2油田組合調(diào)驅(qū)劑性能評(píng)價(jià)及其注入?yún)?shù)優(yōu)化

薛寶慶，李彥閱，代磊陽(yáng)，夏 歡，黎 慧

（中海石油（中國(guó)）有限公司 天津分公司，天津 300452）

渤海NB35-2油田自2008年開(kāi)始了弱凝膠調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，針對(duì)地下原油粘度較高的部分井組開(kāi)展弱凝膠調(diào)驅(qū)，受效井的含水上升速度和產(chǎn)量遞減得到有效控制，見(jiàn)到了明顯的降水增油效果[1-5]。

2016年又采用“弱凝膠-水”交替注入技術(shù)，較好地啟動(dòng)了優(yōu)勢(shì)通道周邊區(qū)域剩余油，有效地抑制了連續(xù)注入階段的吸水剖面反轉(zhuǎn)，增加了注入流體的波及范圍，改善了油田的開(kāi)發(fā)效果。2015年，渤海油田在微界面乳化降粘調(diào)驅(qū)研究中取得一定研究成果[6-8]，已在渤海稠油油田成功開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的效果。在此基礎(chǔ)上，為了提高低滲透區(qū)域剩余油啟動(dòng)能力及優(yōu)勢(shì)通道剩余油的驅(qū)油效率，需采用交替注入方式注入弱凝膠，并進(jìn)一步優(yōu)化注入?yún)?shù)，封堵優(yōu)勢(shì)水流通道，在提高波及體積的基礎(chǔ)上，采取一定的工藝措施降低稠油黏度，提高已動(dòng)用區(qū)域的洗油效率。所以本文開(kāi)展調(diào)剖段塞、調(diào)驅(qū)段塞濃度優(yōu)化研究，并開(kāi)展可提高稠油驅(qū)油效率的微界面體系適應(yīng)性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料和儀器

調(diào)驅(qū)劑聚合物相對(duì)分子質(zhì)量約1900×104，固含量為88%；Cr3+交聯(lián)劑有效含量為2.7%；微界面體系有效含量為100%。實(shí)驗(yàn)用水為NB35-2油田注入水（采出污水），其離子組成分析見(jiàn)表1。

表1 水質(zhì)分析Tab.1 Water quality analysis

實(shí)驗(yàn)用油為模擬油，由NB35-2油田脫氣原油與煤油按一定比例混合而成，油藏溫度60°C條件下黏度為 μo=360mPa·s。

實(shí)驗(yàn)巖心為人造非均質(zhì)巖心，由石英砂與環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)而成[9,10]，外觀尺寸為：寬×高×長(zhǎng)=4.5cm×4.5cm×30cm。非均質(zhì)巖心包括高中低3個(gè)滲透層，各個(gè)小層滲透率 Kg=6000×10-3μm2、2000×10-3μm2和300×10-3μm2。

采用DV-Ⅱ型布氏黏度計(jì)測(cè)試油水乳狀液黏度。采用TX-500C旋滴界面張力儀測(cè)試油相與水相間界面張力。采用驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置測(cè)試驅(qū)油效率，裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等部件。除平流泵和手搖泵外，其它部分置于油藏溫度60℃保溫箱內(nèi)。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）在室溫下，巖心抽真空飽和地層水，計(jì)算孔隙體積；（2）在油藏溫度條件下，飽和模擬油，計(jì)算含油飽和度；（3）在油藏溫度60℃條件下，按實(shí)驗(yàn)方案注入調(diào)驅(qū)劑，計(jì)算水驅(qū)采收率；（4）后續(xù)水至95%。

記錄實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力,計(jì)量采出液，計(jì)算含水率和采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 Cr3+凝膠配方優(yōu)化

當(dāng)前NB35-2油田經(jīng)過(guò)多年研究與實(shí)踐，形成了弱凝膠調(diào)驅(qū)體系，即Cr3+交聯(lián)類凝膠。調(diào)整聚鉻比及聚合物濃度可實(shí)現(xiàn)弱凝膠到凝膠狀態(tài)的改變，因此，根據(jù)地質(zhì)設(shè)計(jì)要求及當(dāng)前油藏情況，對(duì)Cr3+凝膠體系聚合物濃度及聚鉻比進(jìn)行優(yōu)化，篩選得到可實(shí)現(xiàn)調(diào)剖功能的Cr3+凝膠體系及弱凝膠體系配方。

表2 Cr3+凝膠體系不同聚合物及鉻離子濃度條件下表觀粘度Tab.2 Apparent viscosity of Cr3+gel system under different polymer and chromium ion concentrations

通過(guò)對(duì)Cr3+體系成膠情況進(jìn)行觀察，發(fā)現(xiàn)成膠時(shí)間和強(qiáng)度可控。隨著聚合物濃度增加，成膠效果更明顯，隨著聚鉻比降低，成膠強(qiáng)度增大，實(shí)現(xiàn)了弱凝膠狀態(tài)到凝膠狀態(tài)的轉(zhuǎn)變。

從調(diào)剖體系配方分析認(rèn)為，當(dāng)聚合物濃度3000mg·L-1，聚鉻比小于 90∶1 時(shí)，成膠強(qiáng)度較高，開(kāi)始成膠時(shí)間大于6h，完全成膠時(shí)間大于1d。當(dāng)聚合物濃度 3500mg·L-1，聚鉻比小于 90∶1 時(shí)，成膠強(qiáng)度較高，開(kāi)始成膠時(shí)間大于6h，完全成膠時(shí)間大于1d。當(dāng)聚合物濃度4000mg·L-1，聚鉻比小于120∶1時(shí)，成膠強(qiáng)度較高，開(kāi)始成膠時(shí)間大于6h，完全成膠時(shí)間大于1d。

考慮當(dāng)前現(xiàn)場(chǎng)采用的聚鉻比180∶1，聚合物濃度為4000mg·L-1，為降低產(chǎn)聚風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)兼顧具備一定的調(diào)驅(qū)能力，降低注聚濃度為3000～3500mg·L-1，為了發(fā)揮分子間交聯(lián)效果，提高調(diào)驅(qū)段塞黏度，降低流度比，提高調(diào)驅(qū)段塞的流度控制能力，同時(shí)避免形成強(qiáng)凝膠，建議將聚鉻比調(diào)低，根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)注入壓力調(diào)整聚鉻比，聚鉻比范圍為 120∶1～180∶1。

2.2 微界面配方優(yōu)化

微界面體系是一種乳化降粘劑，已在渤海稠油油田成功開(kāi)展現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，取得了較好的效果，因此，本次對(duì)常用的兩種微界面體系進(jìn)行評(píng)價(jià)。

（1）界面張力 采用注入水配制不同類型和濃度微界面溶液，它們與原油間界面張力測(cè)試結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 界面張力測(cè)試結(jié)果Tab.3 Test results of interfacial tension

從表3可以看出，在微界面體系種類一定條件下，隨濃度增加，微界面溶液與原油間界面張力逐漸降低。在相同濃度條件下，與1#微界面體系相比，2#微界面體系與原油間界面張力較低，更有利于乳化及提高波及區(qū)驅(qū)油效率。

（2）乳化降粘效果 使用注入水配制70mL不同濃度的微界面溶液，與30mL原油混合，在油藏溫度條件下放置1h，攪拌2min（攪拌槳轉(zhuǎn)速250r·min-1），測(cè)試乳狀液的粘度，粘度測(cè)試結(jié)果和降粘率見(jiàn)表4。

表4 粘度測(cè)試結(jié)果（mPa·s）Tab.4 Viscosity test results（mPa·s）

從表4可以看出，在微界面種類一定條件下，隨濃度增加，乳狀液粘度下降，與初始原油黏度相比下降顯著。在藥劑濃度相同的條件下，與1#微界面體系相比，2#微界面體系的配制乳狀液粘度值較低，乳化降粘效果更好。

（3）分水率

取35mL表面活性劑溶液和15mL原油，將它們放入50mL磨口刻度試管中，并將試管置于恒溫箱內(nèi)。放置5h后，將試管拿出，上下劇烈振蕩3min，形成油水乳狀液，再將試管放回恒溫箱內(nèi)。觀測(cè)乳狀液層和水層厚度與時(shí)間關(guān)系，采用下式計(jì)算分水率：

式中 FV：分水率，V1：析出水體積，V2：乳狀液體積。FV值愈小，乳化效果愈好，乳狀液愈穩(wěn)定。

2種藥劑配制乳狀液分水率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表5和表6。

表5 分水率實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)（1#、未剪切）（%）Tab.5 Experimental data of moisture content（1#,uncut）（%）

表6 分水率實(shí)驗(yàn)結(jié)果數(shù)據(jù)（2#、未剪切）（%）Tab.5 Experimental data of moisture content（2#,uncut）（%）

在微界面種類和濃度一定條件下，隨放置時(shí)間延長(zhǎng)，乳狀液分水率增加，即油水分離相對(duì)較快，不影響流程分離。在濃度相同條件下，2#微界面體系的配制乳狀液分水率更低。后續(xù)實(shí)驗(yàn)采用2#微界面體系。

2.3 凝膠體系與微界面體系混合情況配伍性實(shí)驗(yàn)

為了分析凝膠體系與微界面體系的配伍性，開(kāi)展了聚合物濃度 3000mg·L-1，聚鉻比為 60∶1、90∶1成膠效果實(shí)驗(yàn)。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果看，在聚鉻比相同和和測(cè)試時(shí)間小于0.5d時(shí)，微界面體系會(huì)使凝膠黏度降低，尤其是聚鉻比為60∶1時(shí)更為明顯，但在測(cè)試時(shí)間大于1天后，微界面體系對(duì)Cr3+凝膠成膠效果影響較小。由此可見(jiàn)，微界面體系可以在成膠初期在一定程度上減緩交聯(lián)反應(yīng)，不僅可以避免成膠過(guò)快在注入井發(fā)生堵塞，而且還可以用于油藏深部調(diào)驅(qū)。

表7 配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.7 Results of compatibility test

2.4 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

（1）調(diào)剖段塞封堵性實(shí)驗(yàn) 對(duì)聚合物濃度3500mg·L-1，聚鉻比90∶1的溶液開(kāi)展封堵性實(shí)驗(yàn)。從封堵效果上看，凝膠體系在多孔介質(zhì)中形成了較好封堵，封堵率達(dá)到了98.5%，可以滿足調(diào)剖需要。

表8 Cr3+凝膠封堵率實(shí)驗(yàn)Tab.8 Cr3+gel plugging rate experiment

（2）驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn) 為了分析NB35-2油田條件下弱凝膠體系的驅(qū)油效果，設(shè)計(jì)了6組驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表9。

表9 驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)結(jié)果Tab.9 Experimental results of oil displacement effect

從表9看出，對(duì)比方案5與方案1，多輪次調(diào)驅(qū)后，采用交替注入弱凝膠的方式比連續(xù)注入弱凝膠效果好，最終采出程度高3.9%。當(dāng)交替注入弱凝膠與微界面體系時(shí)，最終采出程度平均比連續(xù)注弱凝膠高10.6%。當(dāng)在調(diào)剖基礎(chǔ)上交替注入弱凝膠時(shí)，最終采出程度高1.7%。

機(jī)理分析認(rèn)為，微界面溶液與原油作用可以產(chǎn)生乳化作用，乳狀液引起“賈敏效應(yīng)”，致使?jié)B流阻力增加，中低滲透層吸液壓差增大，吸液量增加，擴(kuò)大了波及體積。此外，微界面溶液較高洗油效率也提高了增油降水效果。綜上所述，弱凝膠多輪次調(diào)驅(qū)后，采用“凝膠調(diào)剖+弱凝膠與微界面體系交替注入方式”具有擴(kuò)大波及體積和提高洗油效率雙重功效，因而可以取得明顯增油降水效果，進(jìn)一步提高采出程度。

3 結(jié)論

（1）根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)現(xiàn)場(chǎng)注入壓力，推薦調(diào)驅(qū)最佳聚鉻比范圍為120∶1～180∶1，聚合物濃度為 3000～3500mg·L-1。

（2）在界面張力，乳化降粘和分水率方面，“藥劑 2”優(yōu)于“藥劑 1”。

（3）“調(diào)驅(qū)劑+水”交替注入方式可以減少調(diào)驅(qū)劑在低滲透層中滯留量，減緩低滲透層吸液?jiǎn)?dòng)壓力升高速度，延長(zhǎng)吸液剖面反轉(zhuǎn)速度，有利于擴(kuò)大波及體積和提高采收率。

（4）弱凝膠多輪次調(diào)驅(qū)后，“強(qiáng)化調(diào)剖段塞+弱凝膠+微界面溶液”交替注入方式不僅有利于擴(kuò)大波及體積，而且可以提高洗油效率，可以取得更好的增油降水效果，進(jìn)一步提高采出程度。