水驅(qū)后凝膠與表活劑交替注入驅(qū)油效果

付國強，王克亮

（東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318）

水驅(qū)后凝膠與表活劑交替注入驅(qū)油效果

付國強，王克亮

（東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318）

針對裂縫性低滲透油藏注入水易沿裂縫突進、含水上升快、水驅(qū)效果不理想的情況，開展了水驅(qū)后凝膠與表活劑交替注入方式提高采收率室內(nèi)實驗研究。通過室內(nèi)凝膠體系成膠特性和穩(wěn)定性評價，篩選出與實際油藏區(qū)塊注入水配伍的凝膠體系。選擇甜菜堿兩性表面活性劑用于活性劑驅(qū)，開展了雙管并聯(lián)巖心體系驅(qū)油效果研究。研究結(jié)果表明：凝膠與表活劑交替注入可明顯提高注入壓力，該體系的采收率平均值為12.03%，低滲巖心的采收率略高于高滲透巖心采收率。與表活劑驅(qū)、聚合物與表活劑交替注入相比，驅(qū)油效果更好，可以作為裂縫性低滲透油藏水驅(qū)后進一步提高采收率的技術(shù)。

裂縫性低滲透油藏；凝膠；交替注入；驅(qū)油效果

低滲透油藏多為天然裂縫性油藏,具有連通性差、滲透率低和層間矛盾突出等特點。此類油藏在注水開發(fā)過程中，由于裂縫的滲透率遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于基質(zhì)滲透率，注入水很容易沿裂縫竄進，使沿裂縫方向上的油井遭到水淹，而次要裂縫和基質(zhì)系統(tǒng)仍為高含油飽和度區(qū)，導(dǎo)致注水開發(fā)效果差、采收率低，這是低滲透裂縫性油田注水開發(fā)的普遍特征[1-4]。目前，我國低滲透油田水驅(qū)開發(fā)平均采收率只有21.4%，注水開發(fā)后期提高采收率具有很大潛力。應(yīng)對低滲透油藏水驅(qū)中后期進一步提高采收率的困難,調(diào)驅(qū)是目前解決低滲透油藏增油控水問題使用較多的措施之一。但常規(guī)調(diào)驅(qū)在施工過程中仍存在很多問題，例如，目前使用的聚合物凝膠調(diào)驅(qū)劑，它具有視黏度高、流動阻力大和與油田污水配伍性差等特點,往往在近井地帶造成堵塞,導(dǎo)致注入壓力虛高,對中低滲透層波及效果較差,難以取得較好的增油降水效果[5-7]。

為此，本文針對低滲透油藏特點，通過室內(nèi)實驗篩選出與油田污水配伍性良好的凝膠體系，選擇界面張力低、乳化性能強的甜菜堿兩性表面活性劑用于活性劑驅(qū)，開展雙管并聯(lián)巖心體系驅(qū)油實驗，研究凝膠與表活劑交替注入的驅(qū)油效果。希望能為裂縫性低滲透油田水驅(qū)后的開發(fā)提供一定的技術(shù)參考。

1 實驗部分

1.1 藥劑和水

實驗用油：大慶某采油廠脫水原油；

實驗用水：大慶某采油廠模擬鹽水，礦化度3 036 mg/L；

有機鉻：三氯化鉻、乳酸、氫氧化鈉、硫脲，均為分析純；

聚合物為大慶煉化公司生產(chǎn)的中分子量聚丙烯酰胺干粉，相對分子量1 200×104，固含量91.29%；

表活劑：甜菜堿兩性表面活性劑，使用質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%。

1.2 巖心

巖心柱（平均規(guī)格為4.91 cm×10.1 cm），氣測滲透率分別為0.06、0.15 μm2。

1.3 實驗儀器

D250型高壓注入泵、巖心夾持器、中間容器、恒溫箱、環(huán)壓泵、真空泵、壓力表、DV-II布氏粘度計等。

1.4 實驗步驟

（1）將巖心抽空4 h，飽和3 036 mg/L模擬水，測量孔隙體積；

（2）將巖心置于45 ℃恒溫箱中加熱15 h；

（3）巖心飽和模擬油，粘度9 mPa?s，飽和完后將巖心置于45 ℃恒溫箱中加熱20 h，計算含油飽和度；

（4）水驅(qū)油至高滲巖心出口含水率達(dá) 98%時結(jié)束，計算水驅(qū)采收率；

（5）注入0.6 PV驅(qū)替劑，繼續(xù)水驅(qū)至低滲巖心出口含水率達(dá)98%時結(jié)束，計算化學(xué)采收率。

2 結(jié)果分析

2.1 鉻凝膠配方優(yōu)選

凝膠性能要從初始粘度、成膠時間、成膠強度、穩(wěn)定性幾個方面評價[8-10]。目前使用的凝膠體系多為礦化度水配制，與油田污水配伍性差。本文使用污水配制凝膠，通過研究不同聚交比的凝膠體系在45℃時的成膠時間、成膠穩(wěn)定性以及成膠強度等成膠特性，篩選出與實際油藏區(qū)塊注入水相配伍的凝膠體系。最終篩選出的體系組成為：聚合物濃度為2 500 mg/L，交聯(lián)劑濃度為100 mg/L，摩爾比為1:10，穩(wěn)定劑濃度為800 mg/L。優(yōu)選的凝膠體系成膠時間與穩(wěn)定性如圖1和圖2所示。

由圖1和圖2可以看出優(yōu)選出的凝膠體系初始粘度為20 mPa·s，與聚合物粘度差別不大，成膠時間在20 h左右，成膠時粘度可達(dá)到5 000 mPa·s，隨著成膠時間增加粘度快速上升，24 h時的粘度可達(dá)到10 000 mPa·s，48 h時粘度可到達(dá)50 000 mPa·s，30天后粘度仍可到達(dá)40 000 mPa·s以上，說明優(yōu)選的凝膠體系在45 ℃條件下穩(wěn)定性強，與油田污水配伍性良好，滿足調(diào)剖要求，可以用于凝膠與表活劑交替注入實驗。

圖1 凝膠成膠時間Fig.1 Gelling time of the gel

圖2 凝膠穩(wěn)定性Fig.2 Stability of the gel

2.2 凝膠+表活劑交替注入驅(qū)油效果

為了研究凝膠與表活劑交替注入的調(diào)驅(qū)效果，采用雙管并聯(lián)人造巖心驅(qū)油實驗。將凝膠與表活劑交替（0.1 PV）注入進行驅(qū)油效果研究，注入總量0.6 PV，凝膠的初始粘度20 mPa?s，注入靜置30 h后進行后續(xù)水驅(qū)至低滲巖心出口含水率達(dá)98%時結(jié)束，計算化學(xué)采收率。實驗重復(fù)3次，結(jié)果重復(fù)性好。留樣凝膠30 h后粘度可達(dá)7 000 mPa?s左右，考慮到實際注入過程中的剪切作用，巖心中凝膠粘度約為3 000 mPa?s。實驗結(jié)果如表1所示。由表1可以看出雙管并聯(lián)巖心體系化學(xué)采收率平均值為12.03%，高滲巖心的化學(xué)采收率平均值為11.7%，低滲巖心化學(xué)采收率平均值為13.21%，低滲巖心的化學(xué)采收率高于高滲巖心。

圖3和圖4分別為實驗3雙管并聯(lián)巖心凝膠與表活劑交替注入的驅(qū)替曲線和流量分配曲線。從圖中可以看出注入的凝膠主要進入高滲透率巖心起到封堵作用，流體轉(zhuǎn)向作用大，后續(xù)水驅(qū)壓力達(dá)到4.8 MPa左右，說明凝膠已成膠并有效封堵了高滲透層，迫使交替期間注入的表面活性劑和后續(xù)注入的水進入低滲巖心驅(qū)油，使得低滲巖心化學(xué)采收率高于高滲巖心，平均化學(xué)驅(qū)采收率可達(dá)12.24%。

表1 凝膠、表活劑交替驅(qū)實驗結(jié)果Table 1 Experiment result of alternative injection of gel and surfactant

圖3 實驗3凝膠和表活劑交替注入驅(qū)替曲線Fig.3 The displacement cures of alternative injection of gel and surfactant in experiment 3

2.3 不同化學(xué)驅(qū)方法驅(qū)油效果

采用性質(zhì)相同的同一批次巖心，在水驅(qū)后分別進行不同化學(xué)驅(qū)方法驅(qū)油實驗，注入量 0.6PV，交替注入方式與凝膠與表活劑交替注入方式相同，對比不同化學(xué)驅(qū)方法驅(qū)油效果。驗證凝膠與表活劑交替注入的可行性。

由表2可以看出凝膠與表活劑交替注入的采收率高于表活劑驅(qū)與聚表交替注入。表面活性劑主要進入高滲管驅(qū)油，提高采收率幅度較低，并聯(lián)巖心整體提高采收率僅為5.06%。

圖4 實驗3凝膠和表活劑交替注入流量分配曲線Fig.4 The flow distribution cures of alternative injection of gel and surfactant

凝膠與表活劑交替注入驅(qū)油效果優(yōu)于聚表交替注入驅(qū)油效果，是由于凝膠成膠后的注入壓力遠(yuǎn)高于聚合物注入壓力，其調(diào)剖效果優(yōu)于聚合物，更好的發(fā)揮了擴大波及體積的作用。考慮到油田實際生產(chǎn)對驅(qū)替壓力的要求，建議采用凝膠與表活劑交替注入方式。

表2 不同化學(xué)驅(qū)方法驅(qū)油效果Table 2 Oil displaced result of different chemical flooding method

3 結(jié) 論

（1）通過室內(nèi)實驗優(yōu)化出的凝膠體系配方為：聚合物2 500 mg/L，交聯(lián)劑100 mg/L，摩爾比為1∶10，穩(wěn)定劑800 mg/L，成膠后粘度達(dá)到5 000 mPa?s，與油田污水配伍性好，穩(wěn)定性強，可用于油田實際生產(chǎn)中。

（2）凝膠與表活劑交替注入并聯(lián)巖心體系化學(xué)采收率平均值為12.24%，高滲巖心的化學(xué)采收率平均值為 12.04%，低滲巖心化學(xué)采收率平均值為13.52%，低滲巖心的化學(xué)采收率高于高滲巖心。說明凝膠調(diào)剖效果好，凝膠主要進入高滲透率巖心起到封堵作用，流體轉(zhuǎn)向作用大。

（3）凝膠與表活劑交替注入的采收率高于表活劑驅(qū)與聚表交替注入驅(qū)，考慮到油田實際生產(chǎn)對驅(qū)替壓力的要求，建議采用凝膠與表活劑交替注入方式。

［1］潘靜. 北三西二元復(fù)合驅(qū)油體系性能研究[D].黑龍江大慶：東北石油大學(xué),2011.

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［5］吉占軍. 薩南油田過渡帶本源微生物驅(qū)方案優(yōu)化及評價方法研究[D].大慶石油學(xué)院,2009.

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Oil Displacement Effect of Alternative Injection of Gel and Surfactant After Water Flooding

FU Guo-qiang，WANG Ke-liang
（Key Laboratory of Enhanced Oil and Gas Recovery of Education Ministry ,Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318, China）

Because injected water always goes along fractures, water content rises rapidly and the effect of water flooding is not ideal in naturally fractured low-permeability reservoirs, indoor experimental study on alternating injection of gel and surfactant to improve the recovery rate after water flooding was carried out. Through evaluation on gelling properties and stability of gel systems, the gel system matched with the injected water was screened out. Betaine amphoteric surfactant was used for surfactant flooding. Study on oil flooding efficiency of double-tube parallel core system was carried out. The results show that the alternative injection method of gel and surfactant can obviously improve the injection pressure, mean value of the system recovery rate can reach to 12.03%, the recovery rate of low permeability core is slightly higher than that of high permeability core. Compared with surfactant flooding, the alternative injection of polymer and surfactant has better oil flooding efficiency; it can be used to improve oil recovery of fractured low permeability reservoirs after water flooding.

Fractured low permeability reservoirs; Gel; Alternative injection; Oil flooding efficiency

TE 357

A

1671-0460（2016）03-0495-03

2016-01-18

付國強（1987-），男，黑龍江牡丹江市人，碩士學(xué)位，2009年畢業(yè)于東北石油大學(xué)應(yīng)用化學(xué)專業(yè)，研究方向：從事提高采收率研究。E-mail：282687078@qq.com。