支化預交聯凝膠顆粒與降黏劑復合體系提高普通稠油采收率實驗研究

劉 歡，何 宏，元福卿，于 群，劉文正，馬驍銳，陳麗君，方吉超

(1.長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100； 2.中國石化勝利油田分公司 勘探開發研究院，山東 東營 257237； 3.中國石化勘探開發研究院，北京 100120)

引 言

普通稠油油藏資源豐富，原油黏度高，常規水驅開發存在水油流度比高、波及程度低問題，導致水驅采收率低[1-5]。熱采吞吐開發方式存在開采能耗大、多輪次吞吐后周期產油量低及易發生汽竄等缺陷，不適用于埋藏較深且儲層較薄的稠油油藏[6-9]。聚合物驅、單一降黏劑驅和傳統二元復合驅能夠一定程度提高稠油油藏開發效果，但其適用黏度范圍有限，在原油黏度較高油藏不能實現有效波及，采收率低[10-17]。因此，探索普通稠油油藏新的開發方法，對實現普通稠油油藏高效開發具有重要意義。

基于支化預交聯凝膠顆粒(B-PPG)的非均相復合驅油技術是特高含水油藏提高采收率的重要技術措施[18-20]，然而針對普通稠油油藏的應用報道尚未見到。B-PPG獨特的“部分交聯、部分支化”分子結構，具有增黏和彈性形變能力，能夠在多孔介質中動態調堵變流線，擴大液流波及體積。本文基于改善流度比、擴大波及體積和提高洗油效率的目標，構建B-PPG與降黏劑非均相復合體系，分別評價單一降黏劑性能和B-PPG與降黏劑復合體系性能，并通過填砂巖心驅替實驗，研究降黏劑驅、B-PPG驅和B-PPG與降黏劑復合驅提高采收率能力，并比較復合體系不同注入方式對提高采收率效果的影響，為改善普通稠油油藏開發效果提供新思路。

1 實驗部分

1.1 實驗材料與儀器

(1)實驗材料。陰-非離子型降黏劑JN(滄州潤達有限公司提供)，質量濃度均為3 000 mg/L；支化預交聯凝膠顆粒(B-PPG)，彈性模量為10.3 Pa，800 mg/L下的粒徑中值D50為506.5 μm；實驗用油為勝利油田陳25區塊脫氣原油，地面條件下密度為0.982 g/cm3，黏溫關系曲線見圖1；水樣根據勝利油田陳25區塊地層水性質配制，總礦化度為10 607 mg/L，離子組成見表1。

圖1 勝利陳25區塊脫氣原油黏溫關系Fig.1 Viscosity-temperature curve of degassed crude oil in Shengli Chen 25 block

表1 陳25區塊模擬地層水離子組成Tab.1 Ion composition of simulated formation water in Chen 25 block

(2)實驗儀器。DQ-1型多功能高溫高壓巖心驅替裝置(江蘇海安石油科研儀器公司)、填砂管模型(φ2.5 cm×30 cm)、Texas-500C型界面張力儀、Brookfield DV2T黏度計、JJ-1型攪拌器(常州國宇儀器制造有限公司)、恒溫水浴鍋(常州國宇儀器制造有限公司)。

1.2 實驗內容與步驟

1.2.1 黏度測定

配制800 mg/L的B-PPG懸浮液和B-PPG與降黏劑復合體系懸浮液(800 mg/L B-PPG+3 000 mg/L降黏劑)，利用Brookfield DV2T黏度計分別測定其在70 ℃下的黏度。

1.2.2 油水界面張力測定

利用Texas-500C型界面張力儀，采用旋滴法測定降黏劑JN與勝利油田陳25區塊脫氣稠油間的油水界面張力，測定溫度為70 ℃，轉速為5 000 r/min。

1.2.3 乳狀液穩定性評價

按照油水體積比3∶7將降黏劑溶液與稠油混合，用均質機在轉速3 000 r/min條件下攪拌3 min，使其充分分散制備得到乳狀液體系，將形成的乳狀液倒入10 mL具塞試管中，置于70 ℃恒溫水浴鍋中，同時開始計時，每隔一段時間記錄試管中油水界面位置和析出水的體積，并計算乳狀液在不同時刻的析水率。

1.2.4 降黏性能評價

配制質量濃度為3 000 mg/L的降黏劑溶液，與稠油一起放入70 ℃恒溫箱中備用。待恒溫3 h后取出，按照油水體積比3∶7混合，用均質機攪拌均勻，利用Brookfield DV2T黏度計測定其在70 ℃的黏度，計算此時的稠油乳化降黏率。

1.2.5 填砂管模型驅油實驗

采用填砂巖心驅替實驗方法，評價降黏劑驅、B-PPG驅和B-PPG與降黏劑復合驅三種不同驅油體系提高稠油采收率能力，實驗方案設計及填砂巖心參數如表2所示。室內物理模擬實驗內容及流程見圖2。

圖2 巖心驅替實驗裝置及流程Fig.2 Device and flow chart of core displacement experiment

(1)制備填砂管。采用濕填法用120～140目石英砂填制滲透率為1.0 μm2左右的填砂管，以1.0 mL/min的水驅速度測定滲透率；

(2)飽和油。在70 ℃條件下以0.1 mL/min的速度油驅水至完全產油為止，計算原始含油飽和度，飽和油后將填砂管放于70 ℃烘箱中老化48 h；

(3)水驅及化學驅過程。以0.3 mL/min水驅油至含水率95%后，注入0.4 PV不同體系化學劑，再轉后續水驅至含水率98%。在驅替過程中，記錄不同時間段的注入壓力及產液量，并計算含水率和采收率等參數。

表2 實驗方案及填砂巖心參數Tab.2 Experimental schemes and sand filling core parameters

2 實驗結果與討論

2.1 單一降黏劑性能評價

2.1.1 界面張力

降黏劑具有降低油水界面張力的特性，較低的界面張力可以有效降低黏附功和毛細管附加阻力，達到降低原油流動阻力、提高洗油效率的目的。圖3為降黏劑JN與稠油之間的界面張力變化關系。從結果可以看出，界面張力隨時間的延長逐漸降低，到35 min左右達到平衡，此時的油水界面張力為0.011 2 mN/m。

圖3 降黏劑與稠油的油水界面張力隨時間變化曲線Fig.3 Variation curve of oil-water interfacial tension between viscosity reducer and heavy oil with time

2.1.2 乳狀液穩定性

析水率是評價乳狀液穩定性的重要指標。降黏劑析水率如圖4所示，析水率隨時間延長逐漸增大，30 min內，乳狀液析水速率較快，到30 min時析水率達到71.43%，超過60 min后趨于穩定。表明：降黏劑具有較好的乳化穩定性，能夠與稠油形成穩定的O/W乳狀液，對稠油的乳化降黏是非常有利的。

圖4 降黏劑析水率隨時間變化曲線Fig.4 Variation curve of water evolution rate of viscosity reducer with time

2.1.3 降黏性能

降黏性能是影響水油流度比的主要因素。按照1.2.4實驗方法，測定降黏劑與稠油混合乳狀液的黏度。結果表明：在70 ℃條件下，降黏劑可使稠油乳狀液的黏度從2 570 mPa·s降至127 mPa·s，降黏率高達95.1%，具有很好的降黏性能。

2.2 B-PPG與降黏劑復合體系性能評價

對B-PPG與降黏劑復合體系進行性能評價，評價結果如表3所示。相比單一的降黏劑，B-PPG與降黏劑復合體系的黏度增加，對稠油的乳化降黏能力也有所增強。由此可知，B-PPG與降黏劑復合體系可以有效降低水油流度比，擴大波及體積，提高稠油乳化降黏能力。

表3 B-PPG與降黏劑復合體系性能評價(70 ℃)Tab.3 Performance evaluation of composite system of B-PPG and viscosity reducer (70℃)

2.3 驅油效果分析

2.3.1 單一驅油劑驅替過程分析

按照1.2.5實驗方法，開展填砂巖心室內物理模擬實驗，兩種單一驅油劑的驅油曲線如圖5所示。分析單一驅油劑驅替過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入孔隙體積倍數的變化可知，實驗1和實驗2的水驅階段，均經歷了短暫的無水采油期。此后，含水率快速上升，進入高含水采油階段。當含水率達到95%時，實驗1和實驗2的采收率分別為40.3%和39.4%。

圖5 單一驅油劑驅油曲線Fig.5 Oil displacement curves of single oil displacement agents

在化學驅和后續水驅階段，注入降黏劑及后續水驅過程中，注入壓力緩慢降低直至穩定，含水率曲線未見下降漏斗現象。在注入B-PPG及后續水驅過程中，注入壓力先升高后降低，最后趨于平穩，含水率曲線出現下降較明顯的漏斗現象。相比單一降黏劑驅，B-PPG驅的含水率下降幅度更加明顯。

上述現象產生的原因為：①單一降黏劑驅過程中，降黏劑易沿著水驅后形成的優勢滲流通道流動，注入壓力未產生升高現象，同時降黏劑能夠對水驅后接觸到的剩余油進行剝離，降低滲流阻力，導致注入壓力呈現緩慢降低直至穩定；②單一B-PPG驅過程中，B-PPG會對水驅后形成的優勢滲流通道產生調堵作用，隨著B-PPG的不斷注入，注入壓力緩慢增加，當壓力上升到一定程度時，顆粒發生破碎或變形，后續壓力隨之降低。

2.3.2 復合體系驅替過程分析

在單一驅油劑驅油效果評價的基礎上，研究B-PPG與降黏劑復合體系提高普通稠油油藏采收率的能力，并比較不同注入方式對復合體系提高采收率效果的影響。驅油曲線如圖6所示。三種注入方式分別為：①先注0.2 PV降黏劑，后注0.2 PV B-PPG(實驗3)；②先注0.2 PV B-PPG，后注0.2 PV降黏劑(實驗4)；③同時注入0.4 PV B-PPG和降黏劑(實驗5)。

圖6 復合體系不同注入方式下的驅油曲線Fig.6 Oil displacement curves of composite system under different injection modes

在水驅階段，隨著注入孔隙體積倍數的增加，注入壓力先升高后降低直至穩定，三組驅油實驗的最高壓力在0.80～0.87 MPa，水驅穩定壓力在0.04～0.06 MPa。

在化學驅和后續水驅階段，三種注入方式的注入壓力都表現為先升高后降低，最后趨于平穩，含水率曲線也都出現下降漏斗現象，但含水率下降幅度及下降漏斗出現時機各有差異。相比實驗3，實驗4和實驗5的含水率下降漏斗現象出現得更早，下降幅度也更明顯。

出現上述差異的原因為：①相比實驗3，實驗4和實驗5注入B-PPG和B-PPG發揮調堵作用的時機要早，因此，含水率曲線的下降漏斗現象也出現得更早；②在化學驅階段，實驗4和實驗5注入的B-PPG能有效封堵水驅后形成的優勢滲流通道，擴大波及體積，使后期注入降黏劑的乳化降黏性能得到充分發揮，從而大幅度降低含水率。而實驗3先注入的降黏劑都沿著水驅后形成的優勢通道流出，未能很好地發揮其乳化降黏作用；同時，降黏劑對水驅后接觸到的剩余油進行剝離，使后續注入B-PPG的調堵效果減弱。因此，實驗4和實驗5的含水率下降幅度要比實驗3更明顯。

2.3.3 提高采收率效果評價

對比兩種單一驅油劑，B-PPG提高普通稠油采收率效果更明顯，采收率增值為12.7%，高于降黏劑JN的7.5%。在B-PPG與降黏劑復合體系驅油過程中，先注B-PPG后注降黏劑的采收率增值最高為20.9%；B-PPG和降黏劑同時注入效果次之為16.2%；先注降黏劑后注B-PPG最低為9.6%。

采收率增值不同的原因有：①單一的降黏劑驅過程中，大部分降黏劑都沿水驅后形成的優勢通道流出，未能很好地發揮其乳化降黏作用，改善水油流度比能力有限；②B-PPG可以提高注入液黏度，改善水油流度比，同時，能封堵水驅后產生的優勢滲流通道，擴大波及體積。由此表明，對于普通稠油油藏開采，改善水油流度比、提高波及體積的影響效果要大于乳化降黏、提高洗油效率等因素；③實驗3先注降黏劑過程中，降黏劑仍然沿著水驅后形成的優勢滲流通道驅替，產生與單一降黏劑驅相同效果，提高采收率效果有限，注入0.2 PV的B-PPG后含水率曲線才出現較明顯下降漏斗，但由于B-PPG注入量少于單一B-PPG驅，因此提高采收率效果要弱于單一B-PPG驅；④實驗4前期注入的B-PPG可有效改善水油流度比、提高波及體積，并使后續注入的降黏劑充分發揮作用，降低油相黏度，提高洗油效率，進一步提高采收率。⑤實驗5化學驅過程中，由于B-PPG和降黏劑的色譜分離效應，大部分降黏劑沿著水驅后形成的優勢通道流出，未能發揮其應有作用。因此，同時注入B-PPG和降黏劑方式提高采收率效果不如先注B-PPG后注降黏劑。

3 結 論

(1)在70 ℃條件下，降黏劑JN與勝利油田陳25區塊普通稠油間的平衡界面張力為0.0112 mN/m；在油水體積比3∶7條件下，降黏劑與稠油形成穩定的O/W乳狀液體系，且降黏率高達95.1%。相比單一降黏劑，B-PPG與降黏劑復合體系的黏度增加，對稠油的乳化降黏能力也有所提高。

(2)單一B-PPG驅采收率增值高于單一降黏劑驅，表明對于普通稠油油藏開發，改善水油流度比、提高波及體積的影響效果要高于乳化降黏、提高洗油效率。

(3)相比單一降黏劑驅油體系，B-PPG與降黏劑復合驅油體系具有更好的改善水油流度比、擴大波及體積和提高洗油效率的能力。在復合體系驅油過程中，注入方式對提高普通稠油采收率效果影響很大，先注B-PPG后注降黏劑采收率增值最高為20.9%；B-PPG和降黏劑同時注入效果次之為16.2%；先注降黏劑后注B-PPG最低為9.6%。