鄭 昕 ，姚秀田，夏海容，張仲平，崔文富，王吉濤，孟 霖

（1.中國(guó)石化勝利油田分公司油氣開發(fā)管理中心，山東東營(yíng) 257000；2.中國(guó)石化勝利油田分公司孤島采油廠，山東東營(yíng) 257231；3.中國(guó)石化石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；4.中國(guó)石化勝利油田分公司石油工程技術(shù)研究院，山東東營(yíng) 257000；5.中國(guó)石化勝利油田分公司勝利采油廠，山東東營(yíng) 257051；6.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249）

中國(guó)稠油資源豐富，以蒸汽吞吐開發(fā)為主。目前主要依賴原油和天然氣燃燒生成蒸汽，成本較高，碳排放量大，急需探索低成本、綠色環(huán)保的稠油開發(fā)技術(shù)。近年來稠油化學(xué)冷采技術(shù)逐漸受到石油開采行業(yè)的關(guān)注，其中化學(xué)驅(qū)技術(shù)是一個(gè)重要的研究方向［1-6］，包括聚合物驅(qū)、表面活性劑驅(qū)和堿驅(qū)等，化學(xué)復(fù)合驅(qū)充分利用由聚合物、表面活性劑和堿組成的二元或三元復(fù)合體系，發(fā)揮不同藥劑的不同功能和藥劑之間的協(xié)同增效作用，同時(shí)擴(kuò)大驅(qū)替液波及系數(shù)和提高驅(qū)油效率，進(jìn)而提高采收率。

稠油化學(xué)復(fù)合驅(qū)技術(shù)目前已開展室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，取得了較好的提高采收率效果［7-13］，但尚未大規(guī)模推廣應(yīng)用。稠油注入化學(xué)劑提高油藏采收率的機(jī)理相比常規(guī)油田具有較大的不確定性。魏超平等認(rèn)為，降黏劑驅(qū)通過分散乳化、降低界面張力、乳液調(diào)驅(qū)、賈敏效應(yīng)等機(jī)理提高驅(qū)油效率和波及系數(shù)［9，14-18］。不同的研究者提出了不同的機(jī)理，但仍不完善，需要進(jìn)一步深入研究。為此，筆者基于孤島油田中二區(qū)北館5試驗(yàn)區(qū)，構(gòu)建化學(xué)復(fù)合驅(qū)油體系，開展高輪次吞吐后稠油油藏化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油機(jī)理研究，以期為稠油化學(xué)復(fù)合驅(qū)提高采收率技術(shù)的研究及應(yīng)用提供理論依據(jù)。

1 試驗(yàn)區(qū)概況

孤島油田中二區(qū)北館5 位于孤島油田Ng5 稠油環(huán)主體部位，主力含油小層為Ng53，油藏平均埋深約為1 300 m，為具有邊底水的構(gòu)造-巖性稠油油藏，平均滲透率為2 762 mD，孔隙度為32%，油藏溫度為65 ℃，地層原油黏度為200～600 mPa·s，地層水礦化度為5 749 mg/L。1991 年投產(chǎn)，采用蒸汽吞吐開發(fā)，經(jīng)過近30 a開發(fā)已進(jìn)入高輪次吞吐階段，井間存在熱連通和高耗熱通道，熱采效果逐漸變差，產(chǎn)量逐漸遞減，油井高含水（綜合含水率為90%），剩余可采儲(chǔ)量不足10%，且邊底水活躍，水侵嚴(yán)重，壓力較高，不適合轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)，需要尋求新的開發(fā)方式，進(jìn)一步提高采收率。

針對(duì)孤島油田中二區(qū)北館5 面臨的開發(fā)矛盾，采用化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)方式進(jìn)行開發(fā)，設(shè)計(jì)多功能型堵調(diào)劑與降黏劑相組合，適當(dāng)封堵竄流通道，提高波及體積，降低原油黏度，進(jìn)而實(shí)現(xiàn)井間剩余油的有效動(dòng)用。

2 化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)油體系構(gòu)建

2.1 化學(xué)劑篩選

高輪次吞吐后汽竄通道的存在，將導(dǎo)致化學(xué)驅(qū)階段形成高耗水條帶，造成無效水循環(huán)，降低驅(qū)油效率；篩選具有高表觀黏度的聚合物做為堵調(diào)劑，可以增加水相黏度，適度封堵汽竄通道，調(diào)整驅(qū)替剖面，擴(kuò)大波及體積。常規(guī)聚合物黏度高，地面條件下注入壓力大，篩選具有溫敏特性的聚合物，保證地面黏度低，具有較好的注入性，油藏條件下黏度升高，可滿足增加水相黏度的需要。在地面條件下，篩選的堵調(diào)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%時(shí)黏度為45 mPa·s，易于注入；油藏條件下，溫度為65 ℃時(shí)，堵調(diào)劑黏度升高，達(dá)到200 mPa·s，可有效增加水相黏度。

降黏劑的原材料豐富，針對(duì)試驗(yàn)區(qū)油藏特點(diǎn)，篩選多種降黏劑和洗油劑進(jìn)行復(fù)配。優(yōu)選J4，J8 降黏劑和X3 號(hào)洗油劑，按照1∶1∶1 的比例進(jìn)行復(fù)配。在油藏條件下，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的降黏洗油體系的震蕩降黏率為96.4%，15 d 的震蕩洗油率達(dá)93.7%，降黏洗油能力俱佳。

2.2 油藏適應(yīng)性分析

2.2.1 堵調(diào)劑性能

耐鹽性能 采用回注水樣配液，聯(lián)合站回注水總礦化度為5 000～7 000 mg/L，配制的堵調(diào)劑體系表觀黏度不降反增，相比常規(guī)聚丙烯酰胺具有顯著的耐鹽性能。

抗剪切性能 堵調(diào)劑抗剪切性能測(cè)試結(jié)果表明，堵調(diào)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.3%時(shí)，在高剪切速率下黏度仍保持約為200 mPa·s。而油藏深部水驅(qū)剪切速率為7.5 s-1，屬于低剪切速率，堵調(diào)劑黏度更高，調(diào)驅(qū)性能好，顯示堵調(diào)劑具有較好的抗剪切性能。

抗老化性能 室內(nèi)熱穩(wěn)定性測(cè)試結(jié)果表明，堵調(diào)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)0.3% 時(shí)，在無氧條件下恒溫（65 ℃）放置90 d 后的黏度保留率達(dá)97.4%，顯示堵調(diào)劑具有優(yōu)異的抗老化性能。

2.2.2 降黏劑性能

乳液液滴大小 試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層的孔喉直徑為10～70 μm，降黏劑乳化分散形成的乳液液滴的平均直徑為3～5 μm，乳液液滴大小均勻，易于通過孔喉。

抗吸附性能 吸附實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，吸附后降黏率僅下降0.6%，顯示降黏劑具有較強(qiáng)抗吸附性能。

破乳率 加降黏劑前后，原油破乳率均為87%，說明降黏劑具有較高的破乳率，對(duì)采出原油破乳未產(chǎn)生影響。

2.2.3 化學(xué)劑配伍性

在降黏劑和原油體系中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.15%，0.2%，0.25%，0.3%的堵調(diào)劑；隨著堵調(diào)劑的黏度上升，降黏率從96.4%降低至91.6%，堵調(diào)劑對(duì)降黏劑的降黏效果略有影響。在不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)堵調(diào)劑中加入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1%的降黏劑，堵調(diào)劑的黏度基本沒有變化。降黏劑與堵調(diào)劑的配伍性較好。

通過對(duì)建立的化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)油體系進(jìn)行評(píng)價(jià)，與試驗(yàn)區(qū)的油藏適應(yīng)性較好，化學(xué)劑配伍性較好，可適用于試驗(yàn)區(qū)。

3 化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

根據(jù)研究需要，設(shè)計(jì)并搭建微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)、CT 掃描實(shí)驗(yàn)及三維物理模擬實(shí)驗(yàn)等不同尺度實(shí)驗(yàn)平臺(tái)，開展不同驅(qū)油方式的驅(qū)油效果和機(jī)理研究。

3.1 微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

3.1.1 實(shí)驗(yàn)材料及準(zhǔn)備

選取孤島油田清晰度較高且具有代表性的2塊鑄體薄片作為微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)所用芯片，對(duì)鑄體薄片進(jìn)行勾畫提取、二值化處理及降噪處理等。通過濕法刻蝕制成微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)芯片（圖1），尺寸均為4.0 mm×2.7 mm，其中芯片1 連通性較差，芯片2連通性較好，且芯片2的非均質(zhì)性強(qiáng)于芯片1。

圖1 微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)芯片F(xiàn)ig.1 Chips in microfluidic oil displacement experiment

3.1.2 實(shí)驗(yàn)方案及流程

針對(duì)2 塊芯片分別設(shè)計(jì)堵調(diào)劑驅(qū)（質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.15%和0.3%）、降黏劑驅(qū)、堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)等不同開發(fā)方式的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)流程見表1。

表1 微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程設(shè)計(jì)Table1 Process design of microfluidic oil displacement experiment

3.2 CT掃描實(shí)驗(yàn)

3.2.1 實(shí)驗(yàn)條件及材料

CT 掃描實(shí)驗(yàn)溫度為65 ℃（油藏溫度），原油黏度為275 mPa·s（65 ℃條件下），驅(qū)替速度為0.2 mL/min。巖心尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm。根據(jù)取心結(jié)果統(tǒng)計(jì)，確定巖心滲透率級(jí)差為3，低滲透層滲透率為1 250 mD，高滲透層滲透率為3 750 mD。

3.2.2 實(shí)驗(yàn)方案及流程

將巖心飽和油，根據(jù)實(shí)驗(yàn)條件和驅(qū)替方案共設(shè)計(jì)4 組CT 掃描實(shí)驗(yàn)：①堵調(diào)劑驅(qū)實(shí)驗(yàn)。水驅(qū)至含水率為90%，注入堵調(diào)劑0.5 PV，再注入水1 PV 進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。②降黏劑驅(qū)實(shí)驗(yàn)。水驅(qū)至含水率為90%，注入降黏劑0.5 PV，再注入水1 PV進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。③堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)。水驅(qū)至含水率為90%，注入堵調(diào)劑0.3 PV，再注入降黏劑0.2 PV，最后注入水1 PV進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。④降黏堵調(diào)復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)。水驅(qū)至含水率為90%，注入降黏劑0.2 PV，再注入堵調(diào)劑0.3 PV，最后注入水1 PV進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。

3.3 三維物理模擬實(shí)驗(yàn)

三維物理模擬實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭睆綖?0 cm，厚度為10 cm；為了反映儲(chǔ)層非均質(zhì)性，模型中部設(shè)置高滲透條帶，滲透率為15 D，兩邊為低滲透區(qū)，滲透率為7 D。反五點(diǎn)法注入井網(wǎng)1 注4 采，初始含油飽和度為60%～70%，溫度為65 ℃，注入速度為25 mL/min。實(shí)驗(yàn)流程為首先注入水1 PV，然后注入化學(xué)劑0.5 PV（堵調(diào)劑0.3 PV+降黏劑0.2 PV），再注入水1 PV。

4 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

4.1 實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比

對(duì)比CT 掃描實(shí)驗(yàn)和三維物理模擬實(shí)驗(yàn)化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)油效果，發(fā)現(xiàn)不同類型化學(xué)驅(qū)均能改善驅(qū)油效果，但其改善幅度存在差異（表2）。單一降黏劑驅(qū)的開發(fā)效果最差，提高驅(qū)油效率為23.48%；堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果最好，可提高驅(qū)油效率達(dá)36.10%，降低含水率33.94%；三維物理模擬實(shí)驗(yàn)可提高驅(qū)油效率達(dá)30.60%。

表2 不同類型化學(xué)驅(qū)的驅(qū)油效果對(duì)比Table2 Comparison of oil displacement effects of different chemical flooding

4.2 化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)驅(qū)替機(jī)理

4.2.1 堵調(diào)劑改善流度作用

通過觀察微流控實(shí)驗(yàn)不同驅(qū)替階段原油流動(dòng)特征，發(fā)現(xiàn)水驅(qū)階段的油水流度比小，水相易沿著大孔道竄流。注入高黏度堵調(diào)劑后，油水流度比降低，提高了驅(qū)替動(dòng)力，驅(qū)替相波及小孔道，且推進(jìn)速度均勻，具有改善流度的作用。

為進(jìn)一步從微觀尺度定量刻畫流度改善作用，統(tǒng)計(jì)實(shí)驗(yàn)芯片不同孔徑孔隙中的剩余油飽和度變化，結(jié)果（圖2）表明，相對(duì)于水驅(qū)，化學(xué)驅(qū)對(duì)小孔隙的動(dòng)用效果均有不同程度改善，水驅(qū)和降黏劑驅(qū)的剩余油飽和度曲線沒有明顯拐點(diǎn)，說明水驅(qū)和降黏劑驅(qū)的驅(qū)替相主要沿大孔隙驅(qū)替。驅(qū)油體系含堵調(diào)劑時(shí)，剩余油飽和度曲線出現(xiàn)明顯拐點(diǎn)，且拐點(diǎn)出現(xiàn)在較小孔徑位置，說明化學(xué)驅(qū)過程中小孔隙的剩余油動(dòng)用程度得到改善，提高了微觀驅(qū)油效率。

圖2 微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)芯片孔隙中剩余油飽和度與孔徑關(guān)系曲線Fig.2 Relationships between remaining oil saturation and pore diameter in pores of microfluidic oil displacement experiment chips

4.2.2 堵調(diào)劑流場(chǎng)調(diào)整作用

從CT 掃描實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖3a）可以看出，水驅(qū)結(jié)束后在高滲透層和低滲透層均出現(xiàn)竄流通道，且存在大量剩余油。堵調(diào)劑驅(qū)后，在高滲透層和低滲透層，注入的堵調(diào)劑均波及到水驅(qū)階段未波及的區(qū)域，較均勻地推進(jìn)原油，在驅(qū)替前緣形成“油墻”，起到很好的流場(chǎng)調(diào)整作用。從巖心沿程剩余油飽和度分布（圖3b，3c）可以看出，水驅(qū)結(jié)束后巖心沿程剩余油飽和度基本在40%以上，低滲透巖心的剩余油飽和度約為50%；注入堵調(diào)劑后，由于堵調(diào)劑的流場(chǎng)調(diào)整作用，堵調(diào)劑驅(qū)替波及的原油向前推進(jìn)，沿程剩余油飽和度大幅度下降至20%左右，并在堵調(diào)劑驅(qū)替前緣形成“油墻”，抑制驅(qū)替相竄進(jìn)。

圖3 化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.3 CT scan results of combined viscosity reduction flooding for chemical water shutoff and profile control

4.2.3 降黏劑乳化分散作用

從微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖4）可以看出，降黏劑吸附于原油表面，形成界面膜，降低油水界面張力，導(dǎo)致油滴被多孔介質(zhì)及液流剪切后不能聚并（圖4a，4b），將稠油乳化分散成小油滴（圖4c），形成水包油乳液，使原本流動(dòng)難度較大的殘余油分散成流動(dòng)能力較強(qiáng)的分散相，能夠顯著改善油相流動(dòng)能力，提高驅(qū)油效率。

圖4 微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.4 Real pictures of microfluidic experiment of viscosity reducer flooding

4.2.4 乳液調(diào)剖作用

稠油被適度乳化后形成的液滴隨著驅(qū)替相流動(dòng)，當(dāng)通過較小孔喉時(shí)卡堵喉道，阻塞水相竄流通道，增大竄流通道滲流阻力，促使驅(qū)替相波及到更小的喉道中，起到擴(kuò)大波及、適度調(diào)剖作用（圖4d）。

4.2.5 復(fù)合驅(qū)協(xié)同增效機(jī)理

4.2.5.1 堵調(diào)劑提高降黏劑乳化能力

統(tǒng)計(jì)微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中乳液平均粒徑、乳液顆粒數(shù)和乳液相對(duì)含量3個(gè)參數(shù)（表3），結(jié)果表明堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)擴(kuò)大了降黏劑乳化范圍。相較單一降黏劑驅(qū)，乳液顆粒數(shù)提高約為70%，乳液相對(duì)含量提高約為10%，堵調(diào)劑提高了降黏劑乳化能力。

表3 化學(xué)驅(qū)替階段乳液表征參數(shù)統(tǒng)計(jì)結(jié)果Table3 Statistic results of emulsion characterization parameters in chemical flooding stage

4.2.5.2 堵調(diào)劑促進(jìn)降黏劑進(jìn)入低滲透區(qū)

對(duì)比不同驅(qū)油方式在高、低滲透區(qū)的驅(qū)油效率（圖5），堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)中高滲透區(qū)的驅(qū)油效率為61%，略低于堵調(diào)劑驅(qū)；低滲透區(qū)的驅(qū)油效率最高，達(dá)43%，分別比單一降黏劑驅(qū)和堵調(diào)劑驅(qū)提高21%和13%，說明堵調(diào)劑促進(jìn)降黏劑進(jìn)入低滲透區(qū)，提高了整體動(dòng)用效果。

圖5 高、低滲透區(qū)不同驅(qū)油方式驅(qū)油效率對(duì)比Fig.5 Comparison of oil displacement efficiencies for different oil flooding in high-and low-permeability areas

4.2.5.3 堵調(diào)劑動(dòng)用邊部剩余油、降黏劑動(dòng)用殘余油

分析微流控驅(qū)替實(shí)驗(yàn)非均質(zhì)組不同驅(qū)油方式的微觀剩余油分布結(jié)果（圖6）表明，驅(qū)替方向從右下角至左上角，稠油水驅(qū)過程中，受儲(chǔ)層非均質(zhì)影響，且油水流度比較大，極易形成優(yōu)勢(shì)滲流通道。水驅(qū)過后主流線前部的稠油得到動(dòng)用，邊部和主流線后半部分剩余油富集。在水驅(qū)基礎(chǔ)上，注入堵調(diào)劑后，有效抑制了黏性指進(jìn)，調(diào)整流場(chǎng)，擴(kuò)大驅(qū)替相波及范圍，邊部和主流線后半部分得到動(dòng)用。水驅(qū)后注降黏劑，主流線上已動(dòng)用區(qū)域的殘余油大大減少。堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)后，主流線和邊部的剩余油得到有效動(dòng)用，剩余油飽和度大幅降低。堵調(diào)劑與降黏劑共同作用，降低稠油剩余油飽和度，起到了協(xié)同增效、大幅提高采收率的目的。

圖6 不同驅(qū)油方式剩余油分布（非均質(zhì)組）Fig.6 Distribution of remaining oil for different oil flooding(heterogeneous groups)

5 礦場(chǎng)試驗(yàn)

在驅(qū)油體系構(gòu)建、驅(qū)替機(jī)理分析的基礎(chǔ)上，為進(jìn)一步攻關(guān)多輪次吞吐后改善開發(fā)效果、提高采收率技術(shù)，優(yōu)選4 個(gè)井組開展稠油化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)。

試驗(yàn)區(qū)多輪次吞吐后單井日產(chǎn)油量為1.8 t/d，綜合含水率為95.2%，采出程度為26.5%。建立試驗(yàn)區(qū)典型井組地質(zhì)模型和數(shù)值模型，開展試驗(yàn)區(qū)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)開發(fā)技術(shù)政策研究和方案設(shè)計(jì)，設(shè)計(jì)化學(xué)劑總注入量為0.6 PV，堵調(diào)劑+降黏劑段塞驅(qū)替，段塞比例為3∶2，注入速度為0.12 PV/a，數(shù)值模擬預(yù)測(cè)明顯見效期為5 a，綜合含水率降至86%，相比蒸汽吞吐提高采收率8.32%。2019 年8 月第1 個(gè)井組開始試注，目前已有4口井見到明顯增油降水效果，平均單井日產(chǎn)油量增加38%，綜合含水率下降4%。其他3個(gè)井組也分批逐步開展稠油化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，目前已有3口井出現(xiàn)見效趨勢(shì)。

6 結(jié)論

不同類型化學(xué)驅(qū)均能改善稠油開發(fā)效果，但以化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)的開發(fā)效果最好?；瘜W(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)中，高黏度堵調(diào)劑降低油水流度比，提高驅(qū)替動(dòng)力，波及小孔隙，推進(jìn)速度均勻，提高小孔徑孔隙剩余油的動(dòng)用程度，有效抑制黏性指進(jìn)，起到改善流度、調(diào)整流場(chǎng)的作用；降黏劑吸附在原油表面，形成流動(dòng)能力較強(qiáng)的分散相，顯著改善油相流動(dòng)能力，提高驅(qū)油效率，同時(shí)乳液液滴卡堵相應(yīng)尺寸喉道，提高竄流通道的滲流阻力，擴(kuò)大波及范圍，起到乳化降黏、乳液調(diào)剖作用；堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)協(xié)同增效，堵調(diào)劑提高了降黏劑的乳化能力，促進(jìn)降黏劑進(jìn)入低滲透區(qū)，提高整體動(dòng)用，堵調(diào)劑動(dòng)用邊部剩余油、降黏劑動(dòng)用殘余油，顯著降低剩余油飽和度?；瘜W(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)已見到明顯增油降水效果，化學(xué)堵調(diào)降黏復(fù)合驅(qū)具有大幅提高多輪次吞吐后稠油油藏采收率的潛力和應(yīng)用前景，復(fù)合驅(qū)油機(jī)理的研究將對(duì)此類油藏的開發(fā)提供參考。