大港油田聚/表二元復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)的優(yōu)選

蔣官澄,劉津華, 張津紅,謝麗君,董繼龍

(1.中國石油大學(xué)(北京)石油工程學(xué)院，北京 102200；2.中國石油大港油田公司)

大港油田港西三區(qū)孔隙度平均值31%，主要區(qū)塊明化鎮(zhèn)組和館陶組滲透率平均值分別為674.47×10-3μm2和1856.18×10-3μm2，儲層物性以高孔、高滲為主。由于層間非均質(zhì)性和平面非均質(zhì)性嚴重，注聚啟動壓力梯度增大，產(chǎn)油能力和吸水能力降低。聚/表二元復(fù)合驅(qū)中聚合物增加驅(qū)替液的流度，降低油水流度比，減少指進和竄流等現(xiàn)象發(fā)生[1]；表面活性劑顯著降低驅(qū)替液和原油間的界面張力，減小驅(qū)替阻力，增強流動能力[2-3]。本文在充分認識該區(qū)塊地質(zhì)各項指標參數(shù)的基礎(chǔ)上，對聚/表二元復(fù)合體系段塞注入?yún)?shù)進行優(yōu)選和評價，以改善區(qū)塊三次采油效果[3]。

1 實驗材料與方法

1.1 主要材料和儀器

部分水解聚丙烯酰胺HPAM(分子量：2500萬)；石油磺酸鹽LG(表面活性劑)；現(xiàn)場地層水(礦化度：6 750 mg/L)；實驗原油(采用港西三區(qū)脫氣原油與煤油配制而成，53 ℃時黏度為17 mPa·s)；石英砂(規(guī)格：20目)。

主要儀器：BROOKFIELD DV-II+Pro布氏黏度計；SITE100旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀；高溫高壓巖心動態(tài)損害評價儀；FY-3恒溫干燥箱等。

1.2 實驗方法

利用室內(nèi)填砂管實驗測定采出液含水率和含油率[4-5]。填砂管規(guī)格：直徑25 mm，長度400 mm。利用40目石英砂濕填壓制填砂管11個，單個填砂管氣測滲透率達到1 500×10-3μm2左右。

2 結(jié)果與討論

2.1 聚/表二元復(fù)合體系的優(yōu)選

使用現(xiàn)場清水配制濃度5 000 mg/L聚合物母液，利用地層污水稀釋到所需的聚合物濃度(Cp)：500、800、1 000、1 200、1 500、1 700、2 000 mg/L。向不同濃度的聚合物溶液中加入質(zhì)量分數(shù)分別為0.2%、0.3%、0.4%的表面活性劑(Cs)，53 ℃恒溫箱中保溫24小時，測定不同二元復(fù)合體系的表觀黏度，結(jié)果如圖1所示。

圖1表明隨著聚合物濃度的增加，體系黏度從19.5 mPa·s逐漸增加到99.5 mPa·s；表活劑對體系黏度影響不明顯，可以忽略不計。現(xiàn)場三次采油過程中驅(qū)替液最低黏度要求為45 mPa·s，當聚合物濃度Cp=1000 mg/L時，體系黏度為46.4 mPa·s，可以滿足要求[6]，因此聚合物溶液最低濃度要求是1000 mg/L。

圖2表明，相同聚合物濃度下，表面活性劑濃度越大，體系界面張力越小；相同表面活性劑濃度下，聚合物濃度越大，體系界面張力越大。當0.2%≤Cs≤0.4%，1000 mg/L≤Cp≤2 000 mg/L時，體系界面張力低于2.6×10-2mN/m；當Cs≥0.3%時，體系達到超低界面張力，可以滿足現(xiàn)場三次采油所需的超低界面張力要求。

圖1 不同濃度聚合物和表面活性劑復(fù)配時的體系黏度(53℃)

圖2 不同濃度聚合物和表面活性劑復(fù)配時的體系界面張力(53℃)

2.2 聚/表復(fù)合體系的性能評價

三次采油過程中驅(qū)替液從進入地層到持續(xù)產(chǎn)生驅(qū)替作用需要幾個月的時間，如果聚/表二元復(fù)合體系穩(wěn)定時間長，那么其持續(xù)作用效果好，洗油驅(qū)替效率高；如果穩(wěn)定性能差，復(fù)合體系短時間內(nèi)降解分層沉淀，油水流度比迅速增加，易發(fā)生指進和竄槽效應(yīng)，驅(qū)油效果下降[7-8]，因此地層條件下復(fù)合體系穩(wěn)定性能尤為重要。通過設(shè)定Cp=1500 mg/L，測定聚/表二元體系不同老化時間后體系黏度和界面張力，評價復(fù)合體系穩(wěn)定性能，如圖3所示。

圖3 不同老化時間后的體系黏度(53℃)

當t老化時間≤20 d時，體系黏度下降迅速，降低幅度達到11 mPa·s；20 d

聚/表二元復(fù)合體系界面張力隨老化時間的增加，先有少許下降，然后逐漸上升。由圖4知,界面張力值整體上升幅度不大，基本保持穩(wěn)定，表明復(fù)合體系界面張力穩(wěn)定性好，可長時間保持低界面張力值，利于驅(qū)替液的持續(xù)作用和最終驅(qū)替效率的提高。

圖4 不同老化時間后的體系界面張力(53℃)

2.3 段塞注入?yún)?shù)的優(yōu)選

以上述優(yōu)選的聚/表二元復(fù)合體系為基礎(chǔ)，采用填砂管室內(nèi)模擬實驗，以比水驅(qū)采收率提高值為評價指標，選擇適應(yīng)大港油田港西三區(qū)地層條件下的最佳段塞注入?yún)?shù)，實現(xiàn)最佳的驅(qū)替效果。填砂管基本性能參數(shù)如表1所示。

表1 填砂管基本參數(shù)

2.3.1 整體段塞注入?yún)?shù)的優(yōu)選

采用一段式整體段塞注入方式進行聚/表二元驅(qū)，通過填砂管室內(nèi)物理模擬實驗，優(yōu)選得到整體段塞注入方式條件下聚合物及表面活性劑最佳復(fù)配濃度和段塞注入尺寸。注入方案如表2所示。

上述實驗方案對比了水驅(qū)、聚驅(qū)、聚/表二元驅(qū)三種驅(qū)替方式的采油效果。實驗表明：填砂管1#～3#顯示相同段塞注入尺寸下，聚/表二元驅(qū)的采收率提高值明顯高于聚合物驅(qū)和水驅(qū)，填砂管3#-5#對比實驗表明，Cp=1 700 mg/L，Cs=0.3%時，采收率提高值升高幅度較大，且作業(yè)成本相對較低；填砂管4#、6#、7#對比了不同段塞尺寸下的驅(qū)油效果，當段塞注入PV數(shù)達到0.3PV時，采收率提高值最大，驅(qū)油效果最佳。綜上所述，整體段塞最佳注入?yún)?shù)如下：Cp=1 700 mg/L，Cs=0.3%，段塞尺寸0.3PV。

表2 填砂管整體段塞注入方式實驗結(jié)果

2.3.2 分段段塞注入?yún)?shù)的優(yōu)選

由于儲層層內(nèi)非均質(zhì)性和平面非均質(zhì)性嚴重，采取“一刀切”的整體段塞注入方式勢必增加聚合物和表面活性劑的使用量，造成作業(yè)成本的提高[9]。分段段塞注入方式采取三段式段塞注入[10]，利用前置段塞和后續(xù)保護段塞對主體段塞進行保護，從而保證主體段塞的使用效率。主體段塞采用上述優(yōu)選的段塞參數(shù)，即Cp=1 700 mg/L，Cs=0.3%，段塞尺寸0.3PV。分段段塞驅(qū)替方案如表3所示。

填砂管8#～10#對前置段塞參數(shù)進行優(yōu)選，結(jié)果表明，前置段塞采取聚/表二元復(fù)合體系(填砂管9#)比單一的聚合物(填砂管8#)具有更好的驅(qū)替效果；同時，9#驅(qū)替效果明顯優(yōu)于10#，表明最佳前置段塞體系為Cp=0.3%，Cs=0.3%。填砂管10#和11#對比了不同聚合物濃度的后續(xù)保護段塞，結(jié)果顯示后續(xù)段塞中Cp=1 000 mg/L時采收收率提高值最大。綜上所述，分段段塞注入方式的最佳段塞注入?yún)?shù)如下：前置段塞Cp=2 000 mg/L，Cs=0.3%；主體段塞Cp=1 700 mg/L，Cs=0.3%；后續(xù)段塞Cp=1 000 mg/L。在該段塞注入方式下，采收率提高值最終達到25.1%，整體段塞注入方式下采收率提高值最大為22.1%。對比表明，三段式的段塞注入方式具有更好的驅(qū)替效果。

表3 填砂管分段段塞注入方式實驗結(jié)果

3 結(jié)論

通過室內(nèi)填砂管物理模擬實驗，得到大港油田港西三區(qū)地層條件下聚/表二元復(fù)合驅(qū)的最佳注入方式及驅(qū)替參數(shù)。分段段塞體系注入可有效降低高低滲透層吸液驅(qū)替程度的差異，增加三次采油驅(qū)替液的波及體積及洗油效率，從而最終增加原油采收率，實現(xiàn)經(jīng)濟效益的提高，同時為港西三區(qū)聚/表二元驅(qū)的現(xiàn)場試驗提供相應(yīng)的技術(shù)支撐。

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