朱秀雨，毛小倩，張 祎，扈福堂，黨楊斌，李柳逸

（中國(guó)石油 青海油田分公司，甘肅 敦煌 736202）

青海油田主力油藏尕斯E31油藏為異常高溫、高鹽砂巖油藏，地層溫度126 ℃，地層水礦化度為（17～18）×104mg/L，Ca2++Mg2+含量為2 350 mg/L，孔隙度為13.9%，平均滲透率為45×10-3μm2。經(jīng)過(guò)30多年的注水開(kāi)發(fā)，出現(xiàn)了含水量增幅加快、自然遞減加快、剩余油分布高度分散、滲透率變化大等問(wèn)題，“控水穩(wěn)油”難度非常大。提高水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的有效手段是調(diào)整橫向縱向剖面，提高驅(qū)油效率，深部液流轉(zhuǎn)向劑是提高采收率技術(shù)中的重要組成之一［1］，但目前現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用的提高采收率的配套化學(xué)劑不耐異常高溫高鹽，無(wú)法滿足水驅(qū)開(kāi)發(fā)異常高溫高鹽油藏的要求［2-4］。在高溫下聚合物的主鏈與交聯(lián)鍵斷裂和聚合物水解等同時(shí)發(fā)生，導(dǎo)致聚合物凝膠穩(wěn)定性變差。為了提高聚合物凝膠熱穩(wěn)定性能，可采用加入耐溫抗鹽與增黏單體的方法提高耐溫抗鹽性能，在主鏈中引入抗水解或優(yōu)先水解為羧基的共聚結(jié)構(gòu)抑制水解，利用互穿結(jié)構(gòu)或添加抗氧劑阻斷主鏈上發(fā)生自由基連鎖反應(yīng)［5-8］?；诖?，本課題組對(duì)以聚合物凝膠體系和驅(qū)油表面活性劑為主體的液流轉(zhuǎn)向提高采收率技術(shù)進(jìn)行了研究，以探索適應(yīng)青海油田主力油藏穩(wěn)定性好、有效期長(zhǎng)的液流轉(zhuǎn)向提高采收率技術(shù)。

本工作以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）等為單體，合成了耐溫抗鹽聚合物（KTPAM），并將其與耐高溫交聯(lián)劑（RHTC）、熱穩(wěn)定劑（TSA）混合形成聚合物凝膠轉(zhuǎn)向劑體系（ORHTHS），同時(shí)自制了新型陰-非離子驅(qū)油表面活性劑。利用FTIR，SEM等方法分析了KTPAM的結(jié)構(gòu)，優(yōu)化了ORHTHS的配方，研究了ORHTHS和表面活性劑的性能。將轉(zhuǎn)向劑與表面活性劑復(fù)合進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，考察了對(duì)尕斯深層油藏的降水增油效果。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 主要原料和儀器

丙烯酰胺、AMPS：工業(yè)品，濟(jì)南遠(yuǎn)祥化工有限公司；低溫復(fù)合引發(fā)劑：工業(yè)品，濟(jì)南匯豐達(dá)化工有限公司；十二烷基硫酸鈉：工業(yè)品，濟(jì)南鑫偉達(dá)化工有限公司；RHTC：工業(yè)品，山東寶莫生物化工股份有限公司；疏水增黏單體N-十四烷基丙烯酰胺（AMC14）、TSA、新型陰非離子驅(qū)油表面活性劑（簡(jiǎn)稱(chēng)新型表面活性劑）：自制。

HKY型巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置：江蘇海安石油科研儀器有限公司；JSM-LV5600型掃描電子顯微鏡：日本JEOL公司；TX500C型界面張力儀：上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司；HAKKE MARS Ⅲ型流變儀：上海珩澤科技有限公司。

1.2 KTPAM的合成及表征

稱(chēng)取一定量的去離子水、純堿、丙烯酰胺、AMPS、十二烷基硫酸鈉、氨水、尿素和AMC14加入廣口瓶中，攪拌至溶解，將溫度控制在12 ℃，通入氮?dú)?0 min，加入低溫復(fù)合引發(fā)劑，繼續(xù)通入氮?dú)?0 min并封口，聚合4 h后，90 ℃下水解4 h，造粒，干燥、粉碎并過(guò)篩，得到白色粉末狀固體KTPAM，然后使用無(wú)水乙醇進(jìn)行提純并烘干得到聚合物試樣。

采用美國(guó)尼高力儀器公司Nexus 870型傅里葉變換紅外光譜儀對(duì)聚合物進(jìn)行結(jié)構(gòu)表征，KBr壓片。

1.3 封堵性測(cè)試

將60～80目石英砂充填到直徑2.5 cm、長(zhǎng)度100 cm的填砂管中，將巖心管兩端密封。首先使用現(xiàn)場(chǎng)地層水飽和模擬巖心，然后以0.5 mL/min注入現(xiàn)場(chǎng)注入水，測(cè)定巖心堵前的水測(cè)滲透率。之后同樣以0.5 mL/min注入0.1～0.3 PV轉(zhuǎn)向劑溶液，將填砂管置于恒溫干燥箱中126 ℃下放置72 h后取出，測(cè)定巖心堵后的水測(cè)滲透率，計(jì)算轉(zhuǎn)向劑對(duì)巖心的封堵率。

1.4 驅(qū)油效率評(píng)價(jià)

將人造模擬巖心使用現(xiàn)場(chǎng)地層水以0.5 ml/L驅(qū)替飽和直至壓力和滲透率平穩(wěn)，用油藏原油以0.5 ml/L飽和油直至巖心出口端全部為原油，然后以0.5 mL/min注入現(xiàn)場(chǎng)注入水驅(qū)油，直至出口端不出水而全部出油，再以0.5 mL/min注入0.2%（w）新型表面活性劑（126 ℃下老化192 h））溶液0.3 PV后水驅(qū)。

2 結(jié)果與討論

2.1 KTPAM的結(jié)構(gòu)與性能

2.1.1 FTIR表征結(jié)果

KTPAM的FTIR譜圖見(jiàn)圖1。從圖1可看出，1 560 cm-1處對(duì)應(yīng)苯環(huán)的特征吸收峰；1 250，1 040 cm-1處對(duì)應(yīng)磺酸基內(nèi)S=O鍵的特征吸收峰，表明單體參與了聚合。

圖1 KTPAM的FTIR譜圖Fig.1 FTIR spectrum of temperature and salt resistance polymer(KTPAM).

2.1.2 流變性能

KTPAM的流變性能見(jiàn)圖2。從圖2可看出，隨剪切速率的增加，KTPAM的表觀黏度降低；在同一剪切速率下，KTPAM的質(zhì)量分?jǐn)?shù)越高表觀黏度越大。隨振蕩頻率的增大，KTPAM的彈性模量（G'）、黏性模量（G''）增大；在同一頻率下，G'＞G''，表明KTPAM具有較好的黏彈性。

2.2 轉(zhuǎn)向劑體系的優(yōu)化及性能

2.2.1 轉(zhuǎn)向劑體系的優(yōu)化

利用尕斯深層現(xiàn)場(chǎng)注入，在耐溫抗鹽聚合物KTPAM基礎(chǔ)上，優(yōu)選RHTC與TSA調(diào)節(jié)各組分含量，對(duì)耐高溫、高礦化度ORHTHS的配方進(jìn)行優(yōu)化，結(jié)果見(jiàn)表1。從表1可看出，KTPAM含量為0.3%（w）時(shí)，ORHTHS表觀黏度偏低，考慮凝膠強(qiáng)度以及其他影響因素，低于此含量不適于高溫高礦化度封堵要求，因此優(yōu)化的ORHTHS配方為：0.5%～0.6%（w）KTPAM+0.3%～0.5%（w）RHTC+0.3%～0.4%（w）TSA。

圖2 KTPAM的流變性能Fig.2 Rheological properties of KTPAM.

表1 ORHTHS的配方及性能Table 1 Formulation and performance of high temperature resistant and high salinity gel steering agent(ORHTHS)

2.2.2 ORHTHS的熱穩(wěn)定性

選 取 配 方 為0.5%（w）KTPAM+0.4%（w）RHTC+0.3%（w）TSA的ORHTHS作為轉(zhuǎn)向劑，用尕斯深層注入水配制后，置于126 ℃干燥箱中，定時(shí)取樣，在7.34 s-1下測(cè)定表觀黏度，結(jié)果見(jiàn)表2。從表2可看出，與普通聚合物轉(zhuǎn)向劑相比，ORHTHS具有良好的熱穩(wěn)定性能，這是因?yàn)榫酆衔镏幸肓四蜏啬望}基團(tuán)的功能單體，經(jīng)過(guò)90 d老化后，ORHTHS的黏度保留率保持在85%以上，說(shuō)明ORHTHS具有良好的熱穩(wěn)定性。

表2 ORHTHS的熱穩(wěn)定性Table 2 Thermal stability of ORHTHS

ORHTHS老化前后的SEM照片見(jiàn)圖3。從圖3可看出，老化前ORHTHS的表面較平滑，孔隙少；老化后ORHTHS孔隙加大，致密結(jié)構(gòu)發(fā)生微小變化，說(shuō)明聚合物KTPAM與交聯(lián)劑RHTC形成了較好的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)。經(jīng)過(guò)90 d老化后ORHTHS仍表現(xiàn)出較好的熱穩(wěn)定性能。

圖3 ORHTHS老化前后的SEM照片F(xiàn)ig.3 SEM images of ORHTHS before and after aging.

2.2.3 ORHTHS的封堵性能

ORHTHS的封堵性能見(jiàn)表3。由表3可見(jiàn)，與普通有機(jī)轉(zhuǎn)向劑相比，ORHTHS對(duì)不同滲透率巖心的封堵能力明顯提高，注入0.3 PV時(shí)模擬巖心封堵率大于95%，說(shuō)明ORHTHS適用于高溫高礦化度油藏深部封堵的要求。

表3 ORHTHS的封堵性能Table 3 Blocking performance of ORHTHS

2.3 表面活性劑的性能

2.3.1 界面活性

當(dāng)表面活性劑的疏水碳鏈與烷烴碳鏈相似時(shí)降低界面張力的效果會(huì)更明顯，尕斯深層油藏地層的高礦化度、高二價(jià)離子含量要求表面活性劑具有較好的抗鹽性和抗二價(jià)離子性［9-13］，因此將具有抗溫性能的陰離子表面活性劑磺酸鹽和具有抗鹽能力的非離子表面活性劑醇醚類(lèi)基團(tuán)同時(shí)設(shè)計(jì)在一個(gè)新型表面活性劑分子結(jié)構(gòu)中，實(shí)現(xiàn)優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)，可達(dá)到既抗溫又耐鹽的目標(biāo)。新型表面活性劑的界面張力見(jiàn)表4。從表4可看出，與石油磺酸鹽和重烷基苯磺酸鈉相比，該新型表面活性劑表現(xiàn)較好的配伍性，老化后能夠達(dá)到超低界面張力，且張力值穩(wěn)定，油 容易分散在表面活性劑溶液中，從而提高采收率。

表4 表面活性劑老化前后的界面張力性能Table 4 Interfacial tension properties of surfactant system before and after aging

2.3.2 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

為了進(jìn)一步探索新型表面活性劑在尕斯E31高溫高鹽油藏的適應(yīng)性，開(kāi)展了室內(nèi)模擬油水的巖心驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)流程見(jiàn)圖4，結(jié)果見(jiàn)表5。從表5可看出，注入新型表面活性劑后提高采收率分別為10.5%和11.2%，均在10%以上，能夠滿足現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用要求。

2.4 液流轉(zhuǎn)向提高采收率體系的采收率

將60～80 目石英砂充填到直徑2.5 cm、長(zhǎng)度100 cm的填砂管中，將巖心管兩端密封，兩管并聯(lián)。首先使用現(xiàn)場(chǎng)地層水飽和模擬巖心至壓力和滲透率平穩(wěn)，飽和尕斯深層油藏原油，至出口端不出水，然后以0.5 mL/min注入尕斯深層注入水，直至出口端不出油，記錄堵前水測(cè)滲透率。之后以0.5 mL/min向并聯(lián)巖心管中分別注入0.10～0.15 PV的ORHTHS溶液，將填砂管置于126 ℃恒溫干燥箱中放置72 h后取出，測(cè)定兩管巖心堵后的水測(cè)滲透率，以0.5 mL/min注入0.2%（w）新型表面活性劑溶液0.3 PV（表面活性劑126 ℃下老化192 h））后水驅(qū)，結(jié)果見(jiàn)表6。

圖4 新型表面活性劑巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)流程Fig.4 Flow chart of new surfactant core flooding experiment.

表5 新型表面活性劑巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 5 Experimental results of new surfactant core flooding

表6 采收率實(shí)驗(yàn)Table 6 Experiment of recovery efficiency

從表6可看出，新型表面活性劑段塞尺寸不變，滲透率相近時(shí)隨ORHTHS段塞增大，采收率增幅變大，繼續(xù)增加ORHTHS段塞尺寸，采收率增幅變化不大，因此建議段塞尺寸為0.12 PV ORHTHS+0.3 PV新型表面活性劑。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

尕斯深層油藏已進(jìn)入高含水、高采出程度的階段，注水開(kāi)發(fā)效果變差。為了改善綜合開(kāi)發(fā)效果，針對(duì)儲(chǔ)層異常高溫、高礦化度的特點(diǎn)，有報(bào)道采用有機(jī)凝膠體系和陰非離子表面活性劑驅(qū)油體系進(jìn)行先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)［14-15］，先注入有機(jī)凝膠轉(zhuǎn)向劑，調(diào)整吸水剖面，防止竄流，實(shí)現(xiàn)深部液流轉(zhuǎn)向，之后通過(guò)表面活性劑驅(qū)提高采收率。本工作選擇ORHTHS（配方為0.5%（w）KTPMA+0.4%（w）RHTC+0.3%（w）TSA）和0.2%（w）新型表面活性劑復(fù)合體系進(jìn)行試驗(yàn)，試驗(yàn)區(qū)塊選擇注水井3口、生產(chǎn)井9口，井區(qū)日注入量為180 m3，從2018年8月6日開(kāi)始，累計(jì)注入6個(gè)月，生產(chǎn)曲線見(jiàn)圖5。從圖5可看出，階段累計(jì)增油2 000 t，降水4 088 m3，通過(guò)對(duì)注水井實(shí)施措施，取得了明顯的降水增油效果。

圖5 三個(gè)井組施工前后對(duì)應(yīng)油井生產(chǎn)曲線Fig.5 Corresponding oil well production curves before and after construction of the three well groups.

4 結(jié)論

1）優(yōu)選的聚合物凝膠轉(zhuǎn)向劑ORHTHS配方為：0.5%～0.6%（w）KTPAM+0.3%～0.5%（w）RHTC+0.3%～0.4%（w）TSA，該配方的ORHTHS具有較好的熱穩(wěn)定性與封堵性能，注入0.3 PV時(shí)模擬巖心封堵率大于95%，能夠滿足高溫高礦化度油藏深部封堵的要求。

2）含磺酸鹽和醇醚類(lèi)的新型陰-非離子驅(qū)油表面活性劑具有良好的耐溫抗鹽性和超低界面活性，注入0.3 PV的新型表面活性體系可提高采收率10%以上。

3）采用0.12 PV ORHTHS+0.3 PV新型表面活性劑復(fù)合體系，采收率可提高17百分點(diǎn)以上。該液流轉(zhuǎn)向提高采收率技術(shù)在異常高溫、高礦化度油藏進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)施工應(yīng)用，增油效果顯著，改善了水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。