高溫高鹽油藏聚/表二元驅技術研究與應用

王 偉，張 津，張 杰，閆云貴

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高溫高鹽油藏聚/表二元驅技術研究與應用

王 偉1，張 津2，張 杰1，閆云貴1

（1．中國石油大港油田分公司采油工藝研究院，天津 300280；2．中國石油大港油田分公司勘探開發研究院）

大港孔南區塊屬高溫高鹽油藏，經多年注水開發，綜合含水超過90%，如何提高此類油藏采收率成為油田穩產控產的主要工作，為此，開展了適合此類油藏條件的聚合物及表面活性劑篩選評價，開發出具有“抗溫（78 ℃）、抗鹽（30 000 mg/L）、抗鈣鎂（500 mg/L）”特性的功能型聚/表二元驅體系。應用小分子締合聚合物、高效石油磺酸鹽表面活性劑及其它助劑（合成了聚/表二元驅體系），體系黏度達到90 mPa·s，界面張力達到10-3mN/m數量級，乳化性強。利用該體系進行巖心驅油實驗，提高采收率明顯，現場試驗提高采收率成效顯著。

大港油田；孔南區塊；聚表二元驅；提高采收率

大港孔南區塊屬高溫高鹽油藏，經多年注水開發，綜合含水超過90%，如何提高此類油藏采收率成為油田穩產控產的基礎[1]。目前，聚合物驅是較為成熟的三次采油技術[2-5]。自1995年大慶油田聚合物驅推廣應用以來，規模和范圍逐年擴大，以聚驅為主的化學驅年產油量超過1 000×104t，聚驅應用目的層已從一類油層轉向二、三類油層[6-10]。但針對70 ~ 90 ℃、礦化度30 000 mg/L、滲透率50 ×10–3~ 300×10–3μm2、地下原油黏度50~300 mPa·s的高溫高鹽中滲稠油油藏，普通聚合物在高溫下容易發生水解和分子降解反應；在礦化度特別是二價金屬離子含量高的油藏中，溶液黏度會大幅度下降，甚至會產生沉淀，嚴重影響開采效果。功能型聚合物因其具有耐溫抗鹽功能基團，在高溫高鹽環境中能產生鹽增稠效應，并且匹配高界面活性石油磺酸鹽表面活性劑能將油水界面張力降到10–3mN/m數量級，乳化性強，洗油效率80%以上，能適應高溫高鹽稠油油藏的需要。本文以大港孔南高溫高鹽稠油油藏為研究對象，篩選了適合該油層條件的功能型聚/表二元驅體系，評價了其在油層條件下提高采收率能力，現場應用后取得顯著試驗效果。

1 實驗

1.1 材料與儀器

聚合物為HTPW–112工業品（大港博弘），AP–P7/AP–P5工業品（四川光亞），KY–3工業品（北京恒聚）和SNF工業品（法國愛森），有效含量均為88%。

表面活性劑為BHS工業品（大港博弘），ODS工業品（天津），有效含量均為40%。

實驗用水為大港油田棗二聯產出污水，礦化度29 784 mg/L，鈣鎂含量506 mg/L。

實驗用油為區塊原油（地層原油黏度54.9 mPa·s）與煤油按一定比例配制而成（模擬油黏度52.3 mPa·s密度1.086 3 g/cm3），實驗溫度78 ℃。

巖心分為3種，一是均質圓柱人造巖心（2.5 cm×10 cm），二是均質貝雷巖心（4.5 cm×4.5 cm×30 cm），三是石英砂環氧樹脂膠結二維縱向非均質巖心[11]，包括高、中、低3個滲透層。巖心各小層厚度為1.5 cm，幾何尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm。依據大港油田孔南儲層地質特征設計巖心滲透率參數（表1）。

表1 三層非均質巖心小層滲透率統計

主要儀器：Brookfield DV–III布氏黏度計（美國博力飛），TX–500C全量程旋滴界面張力儀（美國科諾工業有限公司），DGG–101–3S電熱鼓風干燥箱（重慶四達實驗儀器有限公司），驅替實驗裝置（江蘇海安石油科研儀器有限公司）。

1.2 實驗方法

1.2.1 黏度測定

布氏黏度計開機運行并調零，用量筒量取待測樣品15~20 mL放入恒溫水浴恒溫3~5 min，倒入黏度計套筒內，在78 ℃、7.34 s–1條件下測黏度。

1.2.2 界面張力測定

78 ℃下，利用TX–500C旋滴界面張力儀測量孔南原油與不同濃度表面活性劑間的界面張力。

1.2.3 阻力系數測定

將2.5 cm×10 cm人造巖心在78 ℃條件下干燥24 h稱質量，放入現場水的燒杯中抽真空飽和巖心，根據濕巖心和干巖心的質量之差得到孔隙體積（1 PV）；

1.2.4 驅油實驗

驅油實驗在78 ℃下進行，具體步驟如下：①真空飽和純水，稱量飽和水前后巖心的質量，計算孔隙度和PV體積；② 將巖心裝入巖心夾持器，測定水相滲透率；③為確保巖心充滿水，再進行真空飽和鹽水，再一次將巖心裝入巖心夾持器，飽和30 min鹽水后開始飽和原油；④在恒溫箱內78 ℃條件下，以0.5 mL/min飽和油，記錄飽和油量（含油飽和度＝驅替出的水的體積/PV體積）。飽和油完成之后，將巖心夾持器兩端關閉，形成封閉環境，在78 ℃條件下恒溫放置一晚；⑤水驅2 PV+化學驅1 PV+后續水驅2 PV。每隔0.05 PV記錄一次出油量、和對應壓力；分別計算各種驅油方案增加的采收率。驅替過程中，注入速度為0.3 mL/min。

2 結果與討論

2.1 不同聚合物增黏性對比分析

78 ℃條件下，用棗二聯注入水配制HTPW–112、SNF、KY–3、AP–P7、AP–P5等聚合物母液，分別測量黏濃關系（圖1）?？梢钥闯鲭S聚合物濃度增加，黏度均成上升趨勢，在2 000 mg/L時，功能聚合物AP–P7黏度91 mPa·s，普通聚合物HTPW–112黏度35 mPa·s。功能聚合物因具有締合基團，在一定高鹽環境中產生分子間締合效應，分子間線團相互纏繞并搭橋，增黏性是普通聚合物3倍以上。AP–P7被確定為高溫高鹽油藏用聚合物。

圖1 不同聚合物黏濃關系對比

2.2 表面活性劑篩選

孔南油藏原油黏度為50~600 mPa·s，配制水礦化度及鈣鎂含量高，單一陰離子表面活性劑難以將油水界面張力達到超低。采用陰離子與非離子復合配方技術將單一表面活性劑分子間空隙用非離子表面活性劑填充，分子排布更加緊密，油水界面張力能達到超低（10-3mN/m數量級）。為此，確定陰非復合表面活性劑BHS–01，開展與聚合物AP–P7配伍性實驗，結果表明，隨表面活性劑BHS–01質量分數增加，聚/表二元體系油水界面張力能達到10-3mN/m數量級（圖2）。同時不同質量分數表面活性劑對二元體系黏度影響不大（圖3）。這表明聚合物AP–P7與陰非復合配型表面活性劑BHS–01匹配性較好。

圖2 聚/表二元體系油水界面張力

2.3 聚/表二元體系注入性實驗

功能型聚合物順利通過濾膜孔徑實驗（表2）。聚合物濃度1 500 mg/L，當孔徑為3.0 μm時，聚合物通過孔徑前后黏度差異不大，并且能很快建立穩定壓差關系，說明能順利通過濾膜孔徑。當孔徑小于3.0 μm時，聚合物通過孔徑前后黏度差異很大，

圖3 表面活性劑質量分數對二元體系黏度的影響

無法建立穩定壓差關系，說明發生堵塞，不能通過孔徑。此實驗確定了功能聚合物在1 500 mg/L下能通過的最小孔徑為3.0 μm。對照表3界定孔徑與滲透率的匹配關系，該二元體系適合（40~500）×10–3μm2的油藏。將功能聚合物與表面活性劑組成的聚/表二元體系在均質圓柱巖心（2.5 cm×10 cm，滲透率200×10–3μm2）上做注入性實驗，體系能夠順利注入，未發生堵塞，可以建立起較高的阻力系數（=206）及殘余阻力系數（=57.2，圖4）。

表2 聚合物分子尺寸與濾膜孔徑的匹配關系

表3 理想均質模型中孔喉半徑與水測滲透率的關系

2.4 驅油實驗

78 ℃條件下，用均質貝雷巖心和三層非均質巖心分別對比水驅、聚驅及功能二元驅驅油效率和提高采收率幅度。聚合物AP–P7 2 000 mg/L，0.3%的表面活性劑BHS–01，體系黏度55.7 mPa·s，界面張力2.6×10-3mN/m ，模擬油黏度52.3 mPa· s（圖5、圖6）。均質貝雷巖心驅油實驗表明，1 PV聚合物驅提高驅油效率11.5%，1 PV聚/表二元驅提高驅油效率19.1%。三層非均質巖心驅油實驗表明，1 PV聚合物驅提高采收率13.1%，1 PV功能聚/表二元驅提高采收率24.6%。這充分說明功能型二元驅發揮了聚合物擴大波及體積和表面活性劑提高驅油效率的二者協同效應，比單一聚合物驅能大幅度提高采收率。綜合均質及非均質巖心驅替結果，確定最優驅替方式為聚/表二元復合驅。

圖6 非均質巖心提高采收率實驗

3 現場實施效果

在前期充分論證基礎上，完成了孔南高溫高鹽油藏功能型聚/表二元驅提高采收率方案的研究，涉及儲量143×104t，覆蓋注入井7口，采油井12口；油藏溫度78 ℃，滲透率210×10–3μm2，注入水礦化度29 784 mg/L，鈣鎂濃度506 mg/L，地下原油黏度50 mPa·s。現場注入二元體系后各項參數均達到方案設計值。井口黏度達到132 mPa·s，油水界面張力達到10-3mN/m數量級，體系在油層中90 d黏度保留率81.6%。注入井平均注入壓力上升3.5 MPa，區塊日產油從28.4 t上升至43.2 t，含水從93.63%下降至90.1%，階段提高采收率0.56百分點，根據水驅特征曲線預測，可提高采收率18%。

4 結論

（1） 篩選出適合大港孔南區塊高溫高鹽油藏條件下的功能型聚合物和石油磺酸表面活性劑，形成了高效的功能型聚/表二元驅油體系。

（2）現場驗證了體系與配制水及油藏具有良好的適應性，各項注入液參數均達到方案設計值。現場實施功能二元驅后取得了階段性顯著成效，注入井壓力增幅6 MPa，日增油20 t，含水降低4個百分點，預計提高采收率18%。

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編輯：趙川喜

2017–10–08

王偉，碩士，高級工程師，1979年生，2009年畢業于成都理工大學化學工藝專業，現從事油田三次采油化學驅體系研究。

1673–8217（2018）04–0075–04

TE357.4

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