賈志偉，程長坤，朱秀雨，濮蘭天，韓 宇，扈福堂

（1.中國石油青海油田分公司鉆采工藝研究院，甘肅敦煌736202；2.中國石油青海油田分公司采油二廠，甘肅敦煌736202）

青海油田主力老油區(qū)尕斯N1-N21油藏溫度68℃，平均地層水礦化度18×104mg/L，其中鈣鎂離子含量6 300 mg/L。該油藏開發(fā)初期儲(chǔ)層平均滲透率102 mD，最小滲透率0.1 mD，最大滲透率1 230 mD。經(jīng)過30余年注水開發(fā)，油藏目前已進(jìn)入中高含水開發(fā)期，綜合含水率76%，采出程度47%，儲(chǔ)層最大滲透率超過5 000 mD，層間非均質(zhì)性強(qiáng)，非主力層動(dòng)用程度低，主力層水淹較嚴(yán)重，剩余油高度分散，縱向及平面矛盾突出，注入水利用率逐年降低，整體開發(fā)效果變差。因此，提高次級主力層、非主力層的動(dòng)用程度、波及系數(shù)和驅(qū)油效率，對實(shí)現(xiàn)油藏穩(wěn)產(chǎn)具有現(xiàn)實(shí)意義。

該油藏受地層水礦化度和鈣鎂離子含量超高的限制，無法應(yīng)用常規(guī)聚合物驅(qū)及聚表二元復(fù)合驅(qū)。為此，開展了凝膠與表面活性劑復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)研究。凝膠具備良好的成膠性能，成膠強(qiáng)度可控，可以選擇性封堵高滲透層以調(diào)整吸水剖面，迫使液流轉(zhuǎn)向，啟動(dòng)中低滲儲(chǔ)層，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。表面活性劑具備超低界面張力及一定的乳化能力，能有效提高驅(qū)油效率。凝膠與表面活性劑復(fù)合驅(qū)既能有效遏制或減少水的無效循環(huán)，又能提高中低滲透含油飽和度較高區(qū)域的驅(qū)油效率，達(dá)到復(fù)合增效提高采收率的目的[1-6]。但是，常規(guī)有機(jī)凝膠在高礦化度條件下會(huì)發(fā)生黏度下降及沉淀等一系列問題，抗鹽能力差；而常規(guī)表面活性劑易與地層中的鈣鎂離子發(fā)生反應(yīng)產(chǎn)生沉淀，界面張力無法達(dá)到超低。因此，凝膠與表面活性劑交替注入的復(fù)合驅(qū)性能達(dá)不到現(xiàn)場應(yīng)用要求[7-8]。

基于上述分析，結(jié)合青海油田尕斯N1-N21油藏的特點(diǎn)，合成了抗高鹽有機(jī)凝膠，優(yōu)選了抗高鹽表面活性劑QH-1，形成了“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)，室內(nèi)試驗(yàn)評價(jià)了該復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效果[9-12]，并在尕斯N1-N21油藏9口井進(jìn)行了應(yīng)用，為青海油田老油區(qū)持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率提供了技術(shù)支持。

1 抗高鹽凝膠合成與抗高鹽表面活性劑優(yōu)選

針對青海油田尕斯N1-N21油藏地層水礦化度超高的問題，聚合物分子結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)時(shí)加入抗鹽單體，以含有苯環(huán)的酚醛樹脂為穩(wěn)定劑，合成了抗高鹽有機(jī)凝膠[13]。從化學(xué)劑分子結(jié)構(gòu)與性能的關(guān)系入手，優(yōu)選了分子結(jié)構(gòu)中同時(shí)具有耐溫陰離子磺酸鹽基團(tuán)和抗鹽非離子醇醚基團(tuán)的表面活性劑。

1.1 試驗(yàn)材料與儀器

試驗(yàn)材料：耐高鹽聚合物，工業(yè)品；交聯(lián)劑（酚醛樹脂），工業(yè)品；穩(wěn)定劑，自制；抗高鹽表面活性劑QH-1，工業(yè)品；十二烷基苯磺酸鈉，工業(yè)品；十二烷基磺酸鈉，工業(yè)品；模擬油（按體積比1∶1混合的尕斯N1-N21油藏原油和煤油）；尕斯N1-N21油藏注入水（礦化度9.9×104mg/L），Na+含量33 532.6 mg/L，Ca2+含量3105.64 mg/L，Mg2+含量1213.36 mg/L，Cl-含量60151.95 mg/L，HCO3-含量420.35 mg/L，SO42-含量625.12 mg/L；尕斯N1-N21油藏地層水（礦化度18×104mg/L，Ca2++Mg2+含量6 300 mg/L）。

試驗(yàn)儀器：BT4202S電子天平，燒杯，RW20 DIGITAL電動(dòng)攪拌器，Julab水浴，巖心驅(qū)替試驗(yàn)裝置，TX500C界面張力儀，HAAKE流變儀，DV-Ⅲ布氏旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)，100 mL藍(lán)蓋瓶。

1.2 抗高鹽有機(jī)凝膠的合成

抗高鹽聚合物由丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸聚合而成。該聚合物分子鏈中含有龐大的大側(cè)鏈基團(tuán)，增大了空間位阻效應(yīng)；磺酸基團(tuán)電荷密度高、親水極性強(qiáng)，對Ca2+、Mg2+等陽離子不敏感。分子基團(tuán)間的氫鍵、靜電分子作用力可形成分子間的締合作用，增強(qiáng)聚合物的抗鹽性?？垢啕}聚合物的合成過程如圖1所示。

圖1 抗高鹽有機(jī)凝膠中聚合物的合成反應(yīng)式Fig.1 Synthesis reaction formula for polymer in high-salinity-resistant organogels

耐高鹽聚合物分子鏈中的—CONH2基團(tuán)與酚醛樹脂類交聯(lián)劑中的—CH2OH發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，形成三維網(wǎng)絡(luò)狀結(jié)構(gòu)的抗高鹽有機(jī)凝膠。

為了確定適用于尕斯N1-N21油藏的凝膠配方，進(jìn)行了抗高鹽有機(jī)凝膠性能評價(jià)試驗(yàn)：稱取一定量的尕斯N1-N21油藏注入水，加入容量1 L的燒杯中，再依次加入穩(wěn)定劑、抗高鹽聚合物，電動(dòng)攪拌器以400 r/min轉(zhuǎn)速攪拌90 min后再加入交聯(lián)劑，使其完全溶解后倒入不同的容量100 mL藍(lán)蓋瓶中；置于溫度68℃水浴中，定期取樣，采用流變儀，在7.34 s-1剪切速率下測定抗高鹽有機(jī)凝膠的強(qiáng)度，考察成膠時(shí)間，結(jié)果見表1。

表1 抗高鹽有機(jī)凝膠68℃下的性能Table 1 Performance of high-salinity-resistant organogels at 68℃

從表1可以看出：聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時(shí)，抗高鹽有機(jī)凝膠的表觀黏度偏低，成膠時(shí)間較長，同時(shí)也會(huì)因交聯(lián)劑及聚合物等在地層中發(fā)生吸附、滯留等，導(dǎo)致凝膠強(qiáng)度偏低，甚至不成膠；聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.3%后，成膠性能大幅度改善?；诖?，確定了尕斯N1-N21油藏抗高鹽有機(jī)凝膠配方：0.3%～0.4%聚合物+0.2%～0.3%交聯(lián)劑+0.1%～0.2%穩(wěn)定劑。該凝膠在68℃溫度下初凝時(shí)間大于70 h，成膠后凝膠黏度大于1.0×104mPa?s。隨著聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，凝膠的成膠時(shí)間縮短、成膠強(qiáng)度增加。

1.3 抗高鹽表面活性劑的優(yōu)選

驅(qū)油用表面活性劑的主要作用是降低油水界面張力，而影響表面活性劑界面活性的因素有結(jié)構(gòu)方面的，也有油水相方面的。對于同一種原油，水相礦化度不同，可以使表面活性劑產(chǎn)生不同的油水界面張力[14-15]。針對青海油田尕斯N1-N21超高鹽油藏的特點(diǎn)，重點(diǎn)考察了十二烷基磺酸鈉、十二烷基苯磺酸鈉和QH-1等3種抗高鹽表面活性劑在高礦化度條件下降低油水界面張力的能力，然后對其進(jìn)行了篩選。試驗(yàn)溫度68℃，試驗(yàn)用油為模擬油，試驗(yàn)用水為尕斯N1-N21油藏注入水。試驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。

圖2 油水界面張力隨表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)變化的曲線Fig.2 Change of oil-water interfacial tension with the mass fraction of surfactants

從圖2可以看出：隨著表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，油水界面張力均降低；相同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下，QH-1降低油水界面張力的能力優(yōu)于十二烷基磺酸鈉、十二烷基苯磺酸鈉；表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%～0.4%時(shí)，QH-1的界面張力達(dá)到μN(yùn)/m級。因此，選擇QH-1作為“有機(jī)凝膠+表面活性劑”復(fù)合驅(qū)油用抗高鹽表面活性劑。

2 抗高鹽凝膠與QH-1性能室內(nèi)評價(jià)

2.1 抗高鹽有機(jī)凝膠的性能

利用尕斯N1-N21油藏注入水配制了2種抗高鹽有機(jī)凝膠進(jìn)行性能評價(jià)，凝膠1配方為0.3%聚合物+0.2%交聯(lián)劑+0.1%穩(wěn)定劑，凝膠2配方為0.4%聚合物+0.2%交聯(lián)劑+0.1%穩(wěn)定劑。

2.1.1 抗高鹽有機(jī)凝膠注入性能

以1.0 mL/min的注入速度，將凝膠1注入滲透率為861 mD的巖心、凝膠2注入滲透率為882 mD的巖心，得到了2種凝膠注入壓力與注入量的關(guān)系曲線（見圖3）。

從圖3可以看出：抗高鹽有機(jī)凝膠中聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，凝膠初始黏度越高，注入壓力越高；相同條件下，隨著抗高鹽有機(jī)凝膠注入量增大，注入壓力升高（升幅0.45 MPa），隨后水驅(qū)時(shí)注入水量增大，注入壓力緩慢下降并達(dá)到平穩(wěn)狀態(tài)，表現(xiàn)出較好的注入性能。

圖3 抗高鹽有機(jī)凝膠注入壓力與注入量的關(guān)系曲線Fig.3 Relationship between injection pressure and injection volume of high-salinity-resistant organogels

2.1.2 抗高鹽有機(jī)凝膠封堵性能

以0.5 mL/min的注入速度向不同巖心中注入0.5倍孔隙體積的凝膠，在溫度68℃下放置72 h，再以0.5 mL/min注入速度水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，記錄注凝膠和后續(xù)水驅(qū)壓力穩(wěn)定時(shí)注入口和出口的壓力，計(jì)算壓力梯度，結(jié)果見表2。

表2 抗高鹽有機(jī)凝膠封堵性能試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Test results of plugging performance of high-salinity-resistant organogels

由表2可知：凝膠中聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)相同時(shí)，隨著巖心滲透率增大，水驅(qū)結(jié)束時(shí)壓力梯度逐漸增大；滲透率相同時(shí)，隨著凝膠中聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大，水驅(qū)結(jié)束時(shí)壓力梯度也逐漸增大。這說明滲透率越大，凝膠中聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，水驅(qū)結(jié)束時(shí)的壓力梯度越大，封堵效果越好。

2.1.3 抗高鹽有機(jī)凝膠轉(zhuǎn)向效果

采用三管并聯(lián)巖心（高滲透、中滲透和低滲透）進(jìn)行抗高鹽有機(jī)凝膠轉(zhuǎn)向效果試驗(yàn)。試驗(yàn)步驟：1）3種巖心全部抽真空，以0.5 mL/min速度注入尕斯N1-N21油藏地層水至飽和，待驅(qū)替壓差及出口端出液穩(wěn)定后，計(jì)算初始水測滲透率；2）3種巖心飽和模擬油，計(jì)算其含油飽和度；3）三管并聯(lián)水驅(qū)至含水率為98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；4）以0.5 mL/min速度注入0.2倍孔隙體積的凝膠，在溫度68℃下放置72 h，然后進(jìn)行水驅(qū)（注入1.2倍孔隙體積的水），計(jì)算注凝膠后的采收率，以及注凝膠與水驅(qū)相比采收率的增幅。凝膠轉(zhuǎn)向效果試驗(yàn)結(jié)果見表3。

表3 抗高鹽有機(jī)凝膠轉(zhuǎn)向效果試驗(yàn)結(jié)果Table 3 Test results of steering effect of high-salinity-resistant organogels

試驗(yàn)結(jié)果表明，大部分抗高鹽有機(jī)凝膠進(jìn)入高滲透巖心并形成封堵，后續(xù)注入水沿著阻力較小的中低滲透巖心流出，并驅(qū)動(dòng)中低滲透巖心中的殘余油。水驅(qū)階段，隨著滲透率升高，采收率增大；中滲透巖心注抗高鹽有機(jī)凝膠后的采收率增幅最大，其次是低滲透巖心，高滲透巖心增幅最小。巖心滲透率相近時(shí)，抗高鹽有機(jī)凝膠中的聚合物質(zhì)量分?jǐn)?shù)越大，采收率的增幅越大；與水驅(qū)相比，注凝膠后高滲透、中滲透和低滲透巖心的采收率增幅均在10百分點(diǎn)以上。從采收率的增幅看，中低滲透巖心的采收率增幅高于高滲透巖心，說明注入凝膠后，封堵了高滲透巖心或降低了高滲透巖心的滲透率，遏制了注入水在高滲透巖心的竄流，迫使注入水發(fā)生轉(zhuǎn)向，進(jìn)入了中低滲透巖心，從而提高了中低滲透巖心的采收率。

2.2 QH-1的驅(qū)油性能

利用尕斯N1-N21油藏注入水配制不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的抗高鹽表面活性劑QH-1溶液，在溫度68℃下進(jìn)行抗高鹽表面活性劑的巖心驅(qū)油試驗(yàn)。試驗(yàn)步驟：1）巖心抽真空，以0.5 mL/min速度注入尕斯N1-N21油藏地層水至飽和，待驅(qū)替壓差及出口端出液穩(wěn)定后，計(jì)算初始水測滲透率；2）飽和模擬油，至不含水，測定含油飽和度；3）水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；4）以0.5 mL/min的速度注入0.3倍孔隙體積QH-1表面活性劑，進(jìn)行表面活性劑驅(qū)，計(jì)算QH-1驅(qū)采收率；5）后續(xù)水驅(qū)，注入3.6倍孔隙體積水至含水率達(dá)到98%。試驗(yàn)結(jié)果見表4。

表4 耐高鹽表面活性劑QH-1巖心驅(qū)油的試驗(yàn)結(jié)果Table 4 Core displacement test results of high-salinity-resistant surfactant QH-1

由表4可知，巖心滲透率相近時(shí)，采收率隨著QH-1質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大而提高，且QH-1驅(qū)采收率較水驅(qū)采收率有較大幅度提高，表明該抗高鹽表面活性劑具有較好的驅(qū)油效果。

2.3 “凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)巖心驅(qū)替試驗(yàn)

采用雙管并聯(lián)巖心（高滲透、低滲透）進(jìn)行“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)巖心驅(qū)替試驗(yàn)。試驗(yàn)步驟：1）2種巖心全部抽真空，以0.5 mL/min的速度注入尕斯N1-N21油藏地層水至飽和，待驅(qū)替壓差及出口端出液穩(wěn)定后，計(jì)算初始水測滲透率；2）巖心飽和模擬油，計(jì)算含油飽和度；3）雙管并聯(lián)水驅(qū)到含水率為98%，計(jì)算水驅(qū)采收率；4）以0.5 mL/min的速度注入不同量的凝膠和QH-1，然后置于68℃恒溫箱靜置72 h，待其成膠；5）用1.2倍孔隙體積的水進(jìn)行水驅(qū)，計(jì)算后續(xù)水驅(qū)采收率。試驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 “凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)巖心驅(qū)替試驗(yàn)結(jié)果Table 5 Core displacement test results of "Gel +QH-1"composite flooding

由表5可知，“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)采收率可提高27.6～34.3百分點(diǎn)，優(yōu)于單獨(dú)使用抗高鹽有機(jī)凝膠或QH-1的效果，表明抗高鹽有機(jī)凝膠擴(kuò)大波及體積與表面活性劑QH-1提高驅(qū)油效率相結(jié)合的思路是可行的。當(dāng)凝膠段塞尺寸不變、滲透率相近時(shí)，隨著表面活性劑QH-1段塞增大，采收率提高幅度增大；但達(dá)到一定尺寸后，繼續(xù)增大QH-1驅(qū)段塞尺寸，采收率不再明顯提高。分析認(rèn)為，在一定封堵程度下，QH-1驅(qū)能夠提高驅(qū)油效率，當(dāng)QH-1驅(qū)突破后，擴(kuò)大波及體積的能力迅速下降，即使再增大QH-1的加量，也難以獲得較好的驅(qū)油效果。

3 現(xiàn)場應(yīng)用

3.1 實(shí)施區(qū)塊整體效果

2019—2021年，青海油田尕斯中淺層N1-N21油藏Ⅲ層系的躍7540更2向井、躍更244井、躍更744向井、躍6740井、躍更654井、躍更444井、躍更234向井、躍734向井和躍新765井等9口注水井應(yīng)用了“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)，累計(jì)注入“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)體系13.26×104m3。9口注水井對應(yīng)29口油井，措施后油井平均含水率由80%降至70%，增產(chǎn)油量2.41×104t，產(chǎn)水量減少1.95×104m3，生產(chǎn)曲線如圖4所示。截至2021年3月底，措施有效期已達(dá)695 d，實(shí)施區(qū)塊產(chǎn)油量月綜合遞減由3.2%降至0.1%，采用甲型特征曲線預(yù)測采收率可提高10.45百分點(diǎn)。

圖4 實(shí)施區(qū)塊生產(chǎn)曲線Fig.4 Production curveof thetest block

3.2 典型井組分析

躍7540更2向井為第一口應(yīng)用“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)的注水井。該井2011年1月投注，射開Ⅵ-2、Ⅵ-4、Ⅵ-4、Ⅵ-8、Ⅵ-11、Ⅵ-12、Ⅵ-13、Ⅵ-14和Ⅵ-15小層，注采連通關(guān)系如圖5所示。該井日配注水量36 m3，實(shí)際日注水量30 m3，注水壓力14 MPa。截至2019年1月開始應(yīng)用“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)前，累計(jì)注水量99 500 m3。

圖5 躍7540更2向井與周邊油井的注采連通關(guān)系Fig.5 Injection and production connections among Well Y7540G2 and surrounding oil wells

應(yīng)用初期，選擇500 m3高黏度抗高鹽有機(jī)凝膠（配方為0.4%抗高鹽聚合物+0.3%交聯(lián)劑+0.2%穩(wěn)定劑）作為調(diào)剖段塞，封堵水流優(yōu)勢通道。注入油壓由15.0 MPa升至18.5 MPa時(shí)，改注低黏度抗高鹽有機(jī)凝膠（配方為0.3%聚合物+0.2%交聯(lián)劑+0.1%穩(wěn)定劑），注入2 500 m3，注入過程中油壓繼續(xù)升高，直至20.0 MPa。當(dāng)周邊一線油井見效后，停止注入抗高鹽有機(jī)凝膠，改注0.3%QH-1表面活性劑5000 m3，進(jìn)行驅(qū)油。

當(dāng)注入油壓降至18.0 MPa，周邊油井含水率略有上升時(shí)，追加3 000 m3凝膠控水段塞，以減緩QH-1的推進(jìn)速度。繼續(xù)注0.3%QH-1表面活性劑7 000 m3，鄰近油井躍5440井的生產(chǎn)曲線上下波動(dòng)，體現(xiàn)出抗高鹽有機(jī)凝膠封堵、運(yùn)移、再封堵的特性。此時(shí)，壓降曲線明顯變緩，高滲透層得到有效封堵。躍7540更2井周邊油井增油效果明顯，其中躍7640井、躍5440井的效果最為顯著：躍7640井措施前平均日產(chǎn)液量22.70 m3，日產(chǎn)油量2.01 t，含水率90.8%，實(shí)施“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)后峰值日產(chǎn)液量27.65 m3，日產(chǎn)油量10.78 t，含水率61.0%；躍5440井措施前平均日產(chǎn)液量6.44 m3，日產(chǎn)油量2.87 t，含水率44.5%，措施后峰值日產(chǎn)液量10.10 m3，日產(chǎn)油量9.62 t，含水率5.0%。

4 結(jié)論

1）基于抗高鹽聚合物，調(diào)節(jié)耐高溫交聯(lián)劑與穩(wěn)定劑的配比，合成了適用于青海油田尕斯N1-N21油藏的抗高鹽有機(jī)凝膠，溫度68℃下初凝時(shí)間大于70 h，成膠后有機(jī)凝膠黏度大于1.0×104mPa·s。優(yōu)選了抗高鹽表面活性劑QH-1，加入0.2%～0.4%的QH-1，油水界面張力能達(dá)到μN(yùn)/m級，滿足驅(qū)油要求。

2）優(yōu)化確定了0.1 PV抗高鹽有機(jī)凝膠+0.2 PV抗高鹽表面活性劑QH-1的段塞組合，與水驅(qū)相比，該段塞組合室內(nèi)試驗(yàn)采收率可提高27.0百分點(diǎn)以上。

3）尕斯N1-N21油藏9口井應(yīng)用了“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)，在控制油藏產(chǎn)量遞減、增油降水方面取得了顯著效果。考慮超高鹽油藏對聚合物驅(qū)和聚表二元驅(qū)的限制，“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)在此類油藏具有廣泛的應(yīng)用前景。