海南3斷塊二元驅技術研究與應用

安志杰

遼河油田公司鉆采工藝研究院

海南3斷塊二元驅技術研究與應用

安志杰

遼河油田公司鉆采工藝研究院

根據遼河油田海南3斷塊油藏的具體特點，研究了聚合物微球/表面活性劑二元驅技術。通過室內物理模擬實驗，研究了聚合物微球濃度、表面活性劑濃度和段塞大小對二元驅效果的影響，對二元驅的基本參數進行了優化。研究結果表明，海南3斷塊二元驅中表面活性劑復配體系的最佳質量分數為0.007 5%甜菜堿17+0.01%表面活性劑6501；聚合物微球的最佳質量分數為0.30%；段塞大小對二元驅效果有較大影響，隨著段塞體積的增大，采收率增值增大到26.12%后增幅逐漸變小，最佳注入段塞為0.35 PV。該技術自2015年在海南3斷塊應用后，階段累計增油超過1萬t，表明聚合物微球/表面活性劑二元驅技術在中低滲油藏水驅后期具有廣泛的應用前景。

海南3斷塊；二元驅；聚合物微球；表面活性劑；采收率

近年來，無堿二元驅作為一種有效的三次采油技術在各大油田得到廣泛應用，起到了良好的降水增油效果［1-2］。海南3斷塊為注水開發區塊，該地區油氣特點為含油氣井段長，油層較多且單層較薄；原油黏度較低，油層非均質性強，且屬于中低滲油藏。長時間的注水開發導致油層非均質性加劇，層間深部竄流和層內繞流嚴重，注入水沿高滲帶或優勢通道突進無效循環，而中低滲層和注入水波及不到的部位受效差，動用程度低［3］。目前，該區塊地質儲量采出程度僅為8.7%，綜合含水高達78.9%，水驅效果越來越差。為了從地層深部徹底改善注水開發效果，選擇納米級聚合物微球作為調驅劑，開展研究了聚合物納米微球/表面活性劑二元復合驅技術，通過室內實驗，優選出二元驅體系中聚合物微球和表面活性劑濃度及注入段塞體積，并在此基礎上開展了現場試驗，取得了良好的增油降水效果。

1 實驗部分

Experiment

1.1 實驗材料

Experimental materials

YG-370-5型聚合物微球，江蘇油田工程院送樣；表面活性劑6501，結構式RCON（CH2CH2OH）2，甜菜堿17，結構式RCONH（CH2）3N（CH3）2CH2COO，中國日化院送樣；海南3斷塊地層原油（70 ℃原油黏度35.67 mPa·s）；海南3斷塊地層水，總礦化度3 286.43 mg/L，具體成分見表1。

表1 海南3斷塊地層水主要離子含量Table 1 Contents of main ions in the formation water of Fault Block Hainan 3

1.2 實驗儀器

Experimental apparatus

LB-30型平流泵，LDY-I型巖心流動試驗儀，LD-6數顯恒溫水浴，Brookfield旋轉黏度計，JJ-1型攪拌器，Waring 高速攪拌器，恒溫干燥箱。

1.3 實驗方法

Experimental method

采用雙管物理模型來評價聚合物微球/表面活性劑二元驅效果。向長40 cm、直徑2.5 cm的填砂管中添加80～100目的石英砂，制得滲透率為50～300 mD的巖心。實驗步驟為：（1）將填砂管抽真空飽和人工配制模擬地層水，測孔隙體積，水驅穩定后測滲透率k；（2）油驅水至模型出口不出水為止，確定飽和油量，在70 ℃恒溫箱中老化18 h；（3）水驅油至模型出口端含水98%以上，計算水驅采收率，驅替速度為0.2 mL/min（模擬現場驅油速度1 m3/d計算得出）；（4）根據不同的實驗方案進行二元驅驅油實驗；（5）聚合物微球/表面活性劑段塞注完后，繼續水驅至模型出口端含水98%以上，計算二元驅的采收率增值。

2 結果與討論

Results and discussions

2.1 表面活性劑復配體系濃度優選

Concentration optimization of surfactant complex system

2.1.1 甜菜堿17質量分數對油水界面張力的影響針對海南3斷塊原油性質，采用質量分數為0.01%的表面活性劑6501和不同質量分數的甜菜堿17進行復配，在地層溫度70 ℃下，通過旋轉滴界面張力儀測定每個體系能否使油水界面張力達到超低（＜10?3mN/m）以及所需時間，實驗結果見圖1。

圖1 不同質量分數甜菜堿17復配體系下的油水界面張力Fig.1 Oil/water interfacial tension of complex system with betaine 17 of different mass fractions

由圖1可以看出，隨著復配體系中甜菜堿質量分數的升高，油水界面張力先降低后增大，同時達到超低所用的時間越來越短；表面活性劑復配體系中甜菜堿17質量分數在0.007 5%～0.025%范圍內能使油水界面張力達到超低（＜10?3mN/m）。原因在于，隨著甜菜堿質量分數的增加，活性劑在油水界面的吸附量增加，油水間界面張力下降［4］；當活性劑在油水界面的吸附量達到飽和時，油水界面張力變化不大；當活性劑濃度超過臨界膠束濃度時，溶液中膠束的形成導致油水界面的活性劑濃度下降，導致界面張力上升。

2.1.2 甜菜堿17質量分數對驅油效果的影響 模擬海南3斷塊條件，采用不同質量分數的甜菜堿17+0.01%表面活性劑6501復配體系和0.3%的聚合物微球進行巖心驅油實驗，注入段塞為0.3 PV，通過測定采收率增值來評價甜菜堿17質量分數對驅油效果的影響，實驗結果見表2。

表2 甜菜堿17質量分數對二元驅采收率的影響Table 2 Effect of betaine 17 mass fraction on the recovery ratio of polymer microsphere/surfactant flooding

由表2可以看出，隨著二元體系表面活性劑質量分數的增加，二元驅采收率增值隨之增加，增加幅度逐漸減小。原因在于，洗油效率是影響原油采收率的主要參數，而降低油水界面張力是提高洗油效率的主要途徑。隨著表面活性劑質量分數的增加，油水界面張力降低，洗油效率隨之增加。當油水界面張力達到最低值時，界面與油、水之間的相互作用達到一種平衡狀態，隨著表面活性劑濃度繼續增加，界面處的相互作用受到不同程度的影響，界面張力上升，對洗油效率影響不大［5-6］。在此，選擇表面活性劑體系濃度為0.007 5%甜菜堿17+0.01%6501。

2.2 聚合物微球濃度優選

Concentration optimization of polymer microsphere

采用質量分數為0.007 5%甜菜堿17+0.01%表面活性劑6501復配體系和不同濃度的聚合物微球進行一系列的巖心驅油實驗，注入段塞為0.3 PV，通過測定采收率增值來評價聚合物微球質量分數對驅油效果的影響，實驗結果見表3。

表3 聚合物微球濃度對二元驅采收率的影響Table 3 Effect of polymer microsphere concentration on the recovery ratio of polymer microsphere/surfactant flooding

由表3可以看出，隨著聚合物微球質量分數的增加，無堿二元驅油體系的驅油效果有明顯增加的趨勢，由14.12%增大到23.68%，提高了9.56%。繼續提高濃度到0.35%后，二元驅采收率增值為24.72%，較濃度0.30%時提高了1.04%，增加幅度不明顯。原因在于，隨著體系中聚合物微球濃度的增加，驅油體系的黏度增加，驅替過程中，微球彼此之間堆積得更緊密，注入壓力變大，封堵高中滲孔道和深部調剖的能力也得到增強，通過壓力的不斷升高和降低，使得二元驅油體系可以進入到巖心深處驅油，提高原油采收率；當聚合物微球濃度達到0.30%后，通過深部調剖作用，二元驅油體系已經將高低滲巖心中可動油驅出，剩余的大多為不可動油，增加聚合物微球的濃度，對提高采收率效果影響不大［7-8］。因此，確定聚合物微球的質量分數為0.30%。

2.3 表面活性劑/聚合物微球段塞體積優選

Size optimization of surfactant/polymer microsphere slug

采用質量分數為0.007 5%甜菜堿17+0.01%表面活性劑6501復配體系和0.3%聚合物微球二元體系，改變注入段塞大小進行巖心驅油實驗，通過測定采收率增值評價注入二元體系段塞大小對驅油效果的影響，實驗結果見表4，根據表中數據繪制采收率增值與注入孔隙體積關系曲線，見圖2。

表4 段塞體積對二元驅采收率的影響Table 4 Effect of slug size on the recovery ratio of polymer microsphere/surfactant flooding

圖2 注入孔隙體積倍數與采收率增值的關系Fig.2 Relationship of injected PV and increased recovery ratio

對圖中曲線擬合出相應的多次函數，對函數求導，求得各個數據點切線的斜率。當注入的孔隙體積倍數增大到一定程度后，切線斜率明顯變小，并且隨著注入孔隙體積倍數的增大切線斜率相差不大，把切線斜率明顯變小的點定為合理的注入段塞體積。對圖2中多次函數求導后，當注入段塞體積在0.35～0.45 PV時，切線斜率較小并且切線值相差不大，確定合理注入段塞體積為0.35 PV。原因在于，當注入段塞體積達到0.35 PV后，一方面經過吸附后剩余的表面活性劑體系能保證在整個巖心范圍內形成超低界面張力，繼續增加表面活性劑降低界面張力效果不明顯；另一方面聚合物微球進入巖心內部，充分改變了巖心的非均質性，使得巖心中可動剩余油和殘余油基本上都被驅替出來，因此導致后續注入的二元體系段塞增油效果不大［9-12］。

3 現場應用

Field application

3.1 可行性分析

Feasibility analysis

為了研究海南3斷塊二元驅的可行性，將海南3斷塊的主要油藏參數和二元驅推薦油藏指標［13］進行了對比，主要參數對比見表5。

表5 海南3斷塊油藏條件與推薦指標對比Table 5 Comparison between the oil reservoir conditions of Fault Block Hainan 3 and the recommended indicators

由表5可以看出，海南3斷塊油藏的上述參數均適合二元驅技術。另外，同樣位于中央突起且相鄰、儲層類型和儲層物性等特征均與海南3斷塊相似的海外河油田海1塊，從2006年至今一直開展LPS深部調驅試驗和二元驅試驗，至目前共實施10個井組，試驗井數37口， 見效井28口，日產液從866.1 t上升到944.2 t，日產油從96.1 t上升到153.4 t，含水從88.9%下降到83.7%，累計增油26 787.3 t。因此，綜合油藏條件和類似區塊現場試驗效果分析，海南3斷塊油藏適合二元驅技術。

3.2 現場試驗

Field test

為了驗證聚合物微球/表面活性劑二元驅效果，根據海南3斷塊地面條件、開發指標和主要問題，優選出海南23-13井組和海南23-17井組進行二元驅先導試驗。試驗井組對應采油井12口，開井7口。2015年10月開始現場試驗，對應采油井調驅前后的相關生產參數見表6。

表6 海南23-13和海南23-17井組采油井情況統計Table 6 Well situation statistics of oil producers in Hainan 23-13 and Hainan 23-17 oil groups

由表6可以看出，二元驅后該井組日產液從151.8 t上升到197.7 t，日產油從21.5 t上升到43.8 t，綜合含水從85.84%下降到77.85%，受效井組降水增油效果明顯。截至2017年2月，累計增油1萬t以上，取得很好的經濟效益。現場試驗結果證明，聚合物微球/表面活性劑二元驅在遼河中低滲油藏水驅開采后期具有良好的應用前景。

4 結論

Conclusions

（1）二元驅用甜菜堿17和與6501復配表面活性劑體系與原油的界面張力可以達到超低，實驗條件下，甜菜堿質量分數變化對采收率有較大影響。

（2）聚合物微球/表面活性劑二元驅油體系可以同時發揮表面活性劑的超低界面張力作用和聚合物微球的調整吸水剖面的作用，通過乳化方式，對地層剩余油進一步攜帶和運移，提高了驅油效率。

（3）海南3斷塊油藏二元驅應用后，現場應用效果較好，取得了明顯的經濟效益。此次二元驅現場的成功應用，為其他同類油藏或區塊進行二元驅開發起到一定借鑒作用。

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（修改稿收到日期 2017-03-15）

〔編輯 朱 偉〕

Research on S/P combinational flooding technology and its application in Fault Block Hainan 3

AN Zhijie
Drilling and Production Technology Research Institute,PetroChina Liaohe Oilfield Company,Panjin124010,Liaoning,China

Polymer microsphere/surfactant flooding technology was investigated based on the specific characteristics of oil reservoir in Fault Block Hainan 3,Liaohe Oilfield.By means of indoor physical simulation experiments,the effects of polymer microsphere concentration,surfactant concentration and slug size on polymer microsphere/surfactant flooding were analyzed and their basic parameters were optimized.It is indicated that the optimal mass fraction of surfactant complex in polymer microsphere/surfactant flooding used in Fault Block Hainan 3 is 0.007 5% betaine 17+0.01% surfactant 6501,and that of polymer microsphere is 0.30%.The polymer microsphere/surfactant flooding effect is more affected by the slug size.With the increasing of slug size,the increasing amplitude of recovery ratio declines gradually after the recovery ratio reaches 26.12%.The optimal size of injection slug is 0.35 PV.After this technology was applied in Fault Block Hainan 3 during 2015,interim cumulative oil incremental was over 10 000 t.It is indicated that polymer microsphere/surfactant flooding technology is extensively promising to apply in middle and low permeability oil reservoirs in the late stage of water flooding development.

Fault Block Hainan 3; S/P combinational flooding; polymer microsphere; surfactant; recovery ratio

安志杰.海南3斷塊二元驅技術研究與應用［J］.石油鉆采工藝，2017，39（3）：370-374.

TE357.4

：B

1000–7393（2017 ）03–0370–05DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.021

: AN Zhijie.Research on S/P combinational flooding technology and its application in Fault Block Hainan 3［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3): 370-374.

安志杰（1983-），2010年畢業于中國石油大學（華東）油氣田開發工程專業，現主要從事化學調驅及儲層保護工作。通訊地址：（124010）遼寧省盤錦市遼河油田公司鉆采工藝研究院。電話：15942775037。E-mail：anzhijie2006@163.com