青海油田尕斯N1-N21超高鹽油藏復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)

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)，油藏目前已進入中高含水開發(fā)期，綜合含水率76%，采出程度47%，儲層最大滲透率超過5 000 mD，層間非均質(zhì)性強，非主力層動用程度低，主力層水淹較嚴重，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、非主力層的動用程度、波及系數(shù)和驅(qū)油效率，對實現(xiàn)油藏穩(wěn)產(chǎn)具有現(xiàn)實意義。

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，啟動中低滲儲層，擴大水驅(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，達到復(fù)合增效提高采收率的目的[1-6]。但是，常規(guī)有機凝膠在高礦化度條件下會發(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，合成了抗高鹽有機凝膠，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)試驗評價了該復(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)計時加入抗鹽單體，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)中同時具有耐溫陰離子磺酸鹽基團和抗鹽非離子醇醚基團的表面活性劑。

1.1 試驗材料與儀器

試驗材料：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）。

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

1.2 抗高鹽有機凝膠的合成

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，增大了空間位阻效應(yīng)；磺酸基團電荷密度高、親水極性強，對Ca2+、Mg2+等陽離子不敏感。分子基團間的氫鍵、靜電分子作用力可形成分子間的締合作用，增強聚合物的抗鹽性。抗高鹽聚合物的合成過程如圖1所示。

圖1 抗高鹽有機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)的抗高鹽有機凝膠。

為了確定適用于尕斯N1-N21油藏的凝膠配方，進行了抗高鹽有機凝膠性能評價試驗：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凝膠的強度，考察成膠時間，結(jié)果見表1。

表1 抗高鹽有機凝膠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)量分數(shù)為0.2%時，抗高鹽有機凝膠的表觀黏度偏低，成膠時間較長，同時也會因交聯(lián)劑及聚合物等在地層中發(fā)生吸附、滯留等，導(dǎo)致凝膠強度偏低，甚至不成膠；聚合物質(zhì)量分數(shù)達到0.3%后，成膠性能大幅度改善?；诖耍_定了尕斯N1-N21油藏抗高鹽有機凝膠配方：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)量分數(shù)增大，凝膠的成膠時間縮短、成膠強度增加。

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，重點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，然后對其進行了篩選。試驗溫度68℃，試驗用油為模擬油，試驗用水為尕斯N1-N21油藏注入水。試驗結(jié)果如圖2所示。

圖2 油水界面張力隨表面活性劑質(zhì)量分數(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)量分數(shù)增大，油水界面張力均降低；相同質(zhì)量分數(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)量分數(shù)為0.2%～0.4%時，QH-1的界面張力達到μN/m級。因此，選擇QH-1作為“有機凝膠+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

2.1 抗高鹽有機凝膠的性能

利用尕斯N1-N21油藏注入水配制了2種抗高鹽有機凝膠進行性能評價，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：抗高鹽有機凝膠中聚合物質(zhì)量分數(shù)越大，凝膠初始黏度越高，注入壓力越高；相同條件下，隨著抗高鹽有機凝膠注入量增大，注入壓力升高（升幅0.45 MPa），隨后水驅(qū)時注入水量增大，注入壓力緩慢下降并達到平穩(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)定時注入口和出口的壓力，計算壓力梯度，結(jié)果見表2。

表2 抗高鹽有機凝膠封堵性能試驗結(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)量分數(shù)相同時，隨著巖心滲透率增大，水驅(qū)結(jié)束時壓力梯度逐漸增大；滲透率相同時，隨著凝膠中聚合物質(zhì)量分數(shù)增大，水驅(qū)結(jié)束時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)量分數(shù)越大，水驅(qū)結(jié)束時的壓力梯度越大，封堵效果越好。

2.1.3 抗高鹽有機凝膠轉(zhuǎn)向效果

采用三管并聯(lián)巖心（高滲透、中滲透和低滲透）進行抗高鹽有機凝膠轉(zhuǎn)向效果試驗。試驗步驟：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，計算初始水測滲透率；2）3種巖心飽和模擬油，計算其含油飽和度；3）三管并聯(lián)水驅(qū)至含水率為98%，計算水驅(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，然后進行水驅(qū)（注入1.2倍孔隙體積的水），計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)向效果試驗結(jié)果見表3。

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

試驗結(jié)果表明，大部分抗高鹽有機凝膠進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，抗高鹽有機凝膠中的聚合物質(zhì)量分數(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)量分數(shù)的抗高鹽表面活性劑QH-1溶液，在溫度68℃下進行抗高鹽表面活性劑的巖心驅(qū)油試驗。試驗步驟：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)至含水率達到98%，計算水驅(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，進行表面活性劑驅(qū)，計算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到98%。試驗結(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，采收率隨著QH-1質(zhì)量分數(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

采用雙管并聯(lián)巖心（高滲透、低滲透）進行“凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)巖心驅(qū)替試驗。試驗步驟：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，計算初始水測滲透率；2）巖心飽和模擬油，計算含油飽和度；3）雙管并聯(lián)水驅(qū)到含水率為98%，計算水驅(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倍孔隙體積的水進行水驅(qū)，計算后續(xù)水驅(qū)采收率。試驗結(jié)果見表5。

表5 “凝膠+QH-1”復(fù)合驅(qū)巖心驅(qū)替試驗結(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，優(yōu)于單獨使用抗高鹽有機凝膠或QH-1的效果，表明抗高鹽有機凝膠擴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。當凝膠段塞尺寸不變、滲透率相近時，隨著表面活性劑QH-1段塞增大，采收率提高幅度增大；但達到一定尺寸后，繼續(xù)增大QH-1驅(qū)段塞尺寸，采收率不再明顯提高。分析認為，在一定封堵程度下，QH-1驅(qū)能夠提高驅(qū)油效率，當QH-1驅(qū)突破后，擴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695 d，實施區(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。

圖4 實施區(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，改注低黏度抗高鹽有機凝膠（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。當周邊一線油井見效后，停止注入抗高鹽有機凝膠，改注0.3%QH-1表面活性劑5000 m3，進行驅(qū)油。

當注入油壓降至18.0 MPa，周邊油井含水率略有上升時，追加3 000 m3凝膠控水段塞，以減緩QH-1的推進速度。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，體現(xiàn)出抗高鹽有機凝膠封堵、運移、再封堵的特性。此時，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油藏的抗高鹽有機凝膠，溫度68℃下初凝時間大于70 h，成膠后有機凝膠黏度大于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，油水界面張力能達到μN/m級，滿足驅(qū)油要求。

2）優(yōu)化確定了0.1 PV抗高鹽有機凝膠+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)試驗采收率可提高27.0百分點以上。

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。