張 瑤，付美龍，侯寶峰，李 亮，吳?？?/p>

(1. 長(zhǎng)江大學(xué)，湖北 武漢 430100； 2 .中國(guó)石化西北油田分公司，新疆 烏魯木齊 830000)

0 引 言

江漢油田周16井區(qū)油層孔隙度為16.0%～19.0%，平均孔隙度為17.2%，平均滲透率為100 mD，具有中孔中低滲特征，地層原油黏度為7.8 mPa·s，地層溫度為106.8 ℃，地層水礦化度為23.78×104mg/L，水型主要為Na2SO4型。周16井區(qū)于1994年8月投入試采，2007年10月進(jìn)入注水開發(fā)階段，2012年1月進(jìn)入產(chǎn)量遞減階段。目前，累計(jì)產(chǎn)油15.21×104t，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度為14.25%，可采儲(chǔ)量采出程度為52.75%。在注水開發(fā)過程中，由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，導(dǎo)致水驅(qū)指進(jìn)現(xiàn)象明顯，出現(xiàn)油井含水上升快，采出程度低的問題[1-6]。針對(duì)該區(qū)塊地質(zhì)特征和生產(chǎn)中存在的問題，研制了一種嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系，采用雙管并聯(lián)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)方法研究了該調(diào)驅(qū)體系在不同滲透率級(jí)差條件下的適應(yīng)性，并開展了調(diào)驅(qū)體系現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，起到了降水增油效果。

1 表面活性劑的合成

利用Agilent 6890N GC/5975 MSD型色譜/質(zhì)譜聯(lián)用儀對(duì)周16井區(qū)原油族組分進(jìn)行分析，并結(jié)合GM/MS分析可知，研究區(qū)原油中化合物均為多環(huán)化合物?；谙嗨葡嗳茉恚帽椒雍捅揭蚁┖铣煞磻?yīng)的初始中間體，再經(jīng)過環(huán)氧丙烷和環(huán)氧乙烷的醚化反應(yīng)及后續(xù)硫酸酯化中和反應(yīng)，制備了聚氧乙烯聚氧丙烯嵌段聚醚類陰-非兩性表面活性劑PPS(圖1)。該表面活性劑分子親油基和油相以及親水基和水相的相互作用都比較大，容易形成較低的油水界面張力[3-12]。

圖1PPS分子結(jié)構(gòu)(n1=20，n2=60)

2 工藝原理

嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系包括CDX調(diào)剖劑和PPS/AES(脂肪醇聚氧乙烯醚硫酸鹽)驅(qū)油劑兩部分。其中，CDX調(diào)剖劑為地下生成沉淀調(diào)剖劑，其作用機(jī)理為：室內(nèi)優(yōu)選A和B 2種可溶藥劑，A在高溫條件下緩慢水解提供高價(jià)陽(yáng)離子，B在高溫條件下水解提供陰離子，陰陽(yáng)離子在高溫條件下在地層中形成膠狀沉淀水合物，從而達(dá)到封堵水竄通道，提高波及系數(shù)的目的。

表面活性劑PPS親油基碳數(shù)約為30，大致匹配周16井區(qū)原油碳數(shù)分布，且與原油中飽和烴、芳香烴有一定的相似結(jié)構(gòu)，可增強(qiáng)表面活性劑親油基與原油分子間的作用力[13]，同時(shí)，PPS分子結(jié)構(gòu)中的聚氧乙烯、聚氧丙烯和磺酸酯基團(tuán)能夠增強(qiáng)PPS中親水基與水分子間的相互作用力，二者共同作用使得PPS能有效降低油水界面張力。而將PPS與結(jié)構(gòu)相似的AES表面活性劑進(jìn)行復(fù)配，2種表面活性劑產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，更能增強(qiáng)驅(qū)油劑的洗油效率。

3 實(shí)驗(yàn)部分

3.1 實(shí)驗(yàn)材料

表面活性劑PPS，實(shí)驗(yàn)室自制；CDX調(diào)剖劑，實(shí)驗(yàn)室自制；AES，廣州市度特化工有限公司；實(shí)驗(yàn)用水為江漢油田周16井區(qū)模擬地層水(總礦化度為23.78×104mg/L；Ca2+、Mg2+含量約為800 mg/L)；實(shí)驗(yàn)用油為江漢油田周16井區(qū)原油(地面原油密度為0.864～0.881 g/cm3，平均為0.875 g/cm3，地面原油黏度為28.0 mPa·s)；實(shí)驗(yàn)用巖心組為江漢油田周16井區(qū)天然巖心，其參數(shù)如表1所示。

3.2 實(shí)驗(yàn)方法與步驟

將巖心飽和水之后，以0.03 mL/min的驅(qū)替速度注入原油，至巖心兩端驅(qū)替壓差穩(wěn)定及出液端不再出水為止，在油藏溫度下老化24 h。并聯(lián)組裝巖心組，以0.05 mL/min驅(qū)替速度注入地層水，水驅(qū)至出口端產(chǎn)出液含水率達(dá)到98.00%為止。再以0.05 mL/min的驅(qū)替速度轉(zhuǎn)注0.2倍孔隙體積的CDX調(diào)剖劑，在油藏溫度下老化24 h，待成膠液凝固之后，以0.05 mL/min的驅(qū)替速度注入0.2倍孔隙體積的AES/PPS驅(qū)油劑。最后以0.05 mL/min的驅(qū)替速度進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，直至出口端產(chǎn)出液含水率達(dá)到100.00%為止。記錄注入端壓力值和采出液中的油水含量[14-18]。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心組參數(shù)

4 結(jié)果與討論

4.1 不同滲透率級(jí)差下調(diào)驅(qū)體系的綜合驅(qū)油效率

不同滲透率級(jí)差的雙管并聯(lián)物模驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2和圖2。由表2和圖2可知：注入孔隙體積倍數(shù)小于1.5時(shí)，為無水采油階段，注入端與出口端壓差和綜合驅(qū)油效率迅速增加。當(dāng)注入孔隙體積倍數(shù)大于1.5后，綜合含水率迅速上升，壓差持續(xù)增長(zhǎng)，綜合驅(qū)油效率逐步趨于平緩，一次水驅(qū)最終驅(qū)油效率為6.40%～25.31%；一次水驅(qū)最終驅(qū)油效率隨滲透率級(jí)差的增加而逐漸降低，且高滲巖心驅(qū)油效率均高于低滲巖心。這是由于水驅(qū)過程中，注入水更容易進(jìn)入滲流阻力較小的高滲巖心，當(dāng)高滲巖心見水形成水流優(yōu)勢(shì)通道后，低滲巖心內(nèi)仍有較多未動(dòng)用原油，造成流動(dòng)阻力差異進(jìn)一步加大，使得低滲巖心驅(qū)油效率較低。注入體積倍數(shù)約為3.5時(shí)，轉(zhuǎn)注嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系，各巖心組含水率開始下降，壓差繼續(xù)上升并達(dá)到峰值，綜合驅(qū)油效率提高幅度變大。注入調(diào)剖劑之后，由于高滲巖心滲流阻力小，大部分調(diào)剖劑進(jìn)入高滲巖心并對(duì)其進(jìn)行封堵，后續(xù)驅(qū)替液更多流向低滲巖心，且高滲巖心由于大孔道被堵塞，小孔道內(nèi)的原油也將得到動(dòng)用，而驅(qū)油劑注入也進(jìn)一步提高了洗油效率，綜合含水率大幅下降，綜合驅(qū)油效率提高[19]。隨著后續(xù)水驅(qū)的進(jìn)行，含水率逐漸升高至98.00%，壓差趨于穩(wěn)定，且隨著滲透率級(jí)差的增大而增大，綜合驅(qū)油效率趨于平緩，最終為15.00%～40.61%，提高了8.60～17.80個(gè)百分點(diǎn)，提高幅度隨滲透率級(jí)差先增大后減小。

雙管并聯(lián)物模實(shí)驗(yàn)證明嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系能夠?qū)B透率級(jí)差為3.2～10.9的非均質(zhì)儲(chǔ)層進(jìn)行有效封堵，調(diào)整吸水剖面，從而更好地發(fā)揮表面活性劑降低油水界面張力、提高采收率的功效。

表2 雙管并聯(lián)物模驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4.2 調(diào)驅(qū)體系對(duì)儲(chǔ)層適應(yīng)性分析

由表2可知：滲透率級(jí)差為3.2～10.9時(shí)，嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系具有良好的適應(yīng)性，能夠有效提高驅(qū)油效率，綜合驅(qū)油效率的增幅均在15.00個(gè)百分點(diǎn)以上，滲透率級(jí)差為5.0時(shí)，綜合驅(qū)油效率的增幅達(dá)到最高，為17.80個(gè)百分點(diǎn)；而當(dāng)滲透率級(jí)差大于5.0后，綜合驅(qū)油效率增幅開始減小，當(dāng)滲透率級(jí)差為35.6時(shí)，綜合驅(qū)油效率增幅降低至8.60個(gè)百分點(diǎn)?？梢灶A(yù)測(cè)，當(dāng)滲透率級(jí)差繼續(xù)增大，嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系調(diào)驅(qū)能力將進(jìn)一步下降，最終無法達(dá)到提高采收率的目的。可見，當(dāng)滲透率級(jí)差過大時(shí)，低滲儲(chǔ)層的啟動(dòng)壓力過大，即使注入調(diào)剖劑也無法對(duì)高滲巖心進(jìn)行有效地封堵，使得后續(xù)注入的驅(qū)油劑仍會(huì)沿著原有的水流優(yōu)勢(shì)通道流動(dòng)，低滲巖心內(nèi)的剩余油依舊無法被有效驅(qū)替[20]。故在使用嵌段聚醚類表面活性劑類調(diào)驅(qū)體系進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)時(shí)，應(yīng)當(dāng)重點(diǎn)考慮試驗(yàn)區(qū)塊的滲透率級(jí)差，儲(chǔ)層的最佳滲透率級(jí)差范圍為3.2～10.9。

圖2 綜合驅(qū)油效率、含水率、壓差與注入體積的關(guān)系

5 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

5.1 選井原則

選擇江漢油田周16井區(qū)z16斜-6-6井組為試驗(yàn)井組。該井組無套管漏失、串槽現(xiàn)象，無大孔道、嚴(yán)重水淹層，含油飽和度高于32%；井組中油水井間連通性較好，且近期未采取化學(xué)處理措施。注水井z16斜-6-6井油層滲透率級(jí)差約為5.8，在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)獲得的提高驅(qū)油效率的最優(yōu)滲透率級(jí)差范圍之內(nèi)[21-24]。

5.2 現(xiàn)場(chǎng)施工工藝

2017年10月15日，在z16斜-6-6井開始轉(zhuǎn)注調(diào)驅(qū)體系，采用段塞接替注入。I段塞為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為6 000 mg/L的CDX調(diào)剖劑；II段塞為質(zhì)量分?jǐn)?shù)為2 000 mg/L CDX+5 000 mg/L PPS/AES(質(zhì)量比為1∶1)調(diào)驅(qū)體系，注入情況見表3。

表3 嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系注入情況

5.3 效果評(píng)價(jià)

表4 z16斜-6-6井調(diào)剖前后同位素測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)

表5 井組各油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)變化

6 結(jié) 論

(1) 由非均質(zhì)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)可知，當(dāng)儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為3.2～10.9時(shí)，嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)剖體系均表現(xiàn)出良好的提高采收率能力，其綜合驅(qū)油效率提高幅度均大于15.00個(gè)百分點(diǎn)，最大為17.80個(gè)百分點(diǎn)。當(dāng)滲透率級(jí)差大于35.6后，該調(diào)驅(qū)體系并不適用，驅(qū)油效率增幅僅為8.60個(gè)百分點(diǎn)。實(shí)際應(yīng)用中推薦選擇滲透率級(jí)差為3.2～10.9的儲(chǔ)層開展嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系驅(qū)油。

(2) 儲(chǔ)層滲透率級(jí)差為3.2～10.9時(shí)，調(diào)剖劑CDX可以很好地封堵水竄通道，使得后續(xù)的驅(qū)油劑PPS/AES更多地進(jìn)入低滲透層，充分發(fā)揮調(diào)驅(qū)體系提高波及系數(shù)及洗油效率的雙重功效。但滲透率級(jí)差繼續(xù)增大，則導(dǎo)致CDX調(diào)剖劑封堵效果下降。

(3) 在單井滲透率級(jí)差約為5.8的注水井開展調(diào)驅(qū)之后，該井注入壓力上升，井組油井含水下降，產(chǎn)量上升，累計(jì)增油量達(dá)953.20 t。嵌段聚醚類表面活性劑調(diào)驅(qū)體系的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了較好效果，為其后續(xù)的推廣奠定了基礎(chǔ)。