勝利油田高溫高鹽稠油油藏復合驅技術

石 靜，曹緒龍，王紅艷，郭淑鳳，夏晞冉

(中國石化勝利油田分公司，山東 東營 257000)

0 引 言

化學驅是中國注水開發油田提高采收率的重要手段，勝利油田化學驅資源豐富，但油藏受地層溫度、地層水礦化度、二價離子含量、原油黏度等因素影響，對化學驅油體系的耐溫性、抗鹽性、增黏性提出了更高要求[1-3]。勝利油田于2003年在孤島油田東區開展了低濃度表面活性劑(聚合物)二元復合驅先導試驗，取得了明顯的礦場應用效果[4-7]。2007年以來，二元復合驅技術在勝利油田進行了工業化推廣應用，二元復合驅技術已成為勝利油田化學驅的主導技術[8-9]。截至目前，勝利油田適合化學驅的Ⅰ、Ⅱ類油藏已全部覆蓋，由于稠油黏度高，水油流度比差異大，水驅指進現象嚴重，平均水驅采收率僅為15.5%。孤島油田東區地面原油黏度為1 500～3 000 mPa·s，地層溫度為71 ℃，注入水的總礦化度為7 156 mg/L，Ca2+、Mg2+含量為230 mg/L，是典型的高溫、高鹽普通稠油油藏。以孤島油田東區Ng3-4單元作為先導試驗區開展高溫、高鹽稠油油藏二元復合驅技術攻關，以期為該類油藏經濟高效地提高原油采收率。

1 實驗方法與試劑

1.1 實驗試劑

石油磺酸鹽(SLPS)，勝利油田中勝公司生產，有效物質含量為34%；非離子表面活性劑(GD-1)，山東東營遠大公司生產，有效物質含量為50%；超高分子質量聚丙烯酰胺，山東東營長安化工集團生產，活性成分為90.3%，水解度為24.4%，分子質量為22×106；氯化鈣，分析純，天津化學試劑有限公司。

實驗用油為孤島東區3-025井脫水原油，實驗用水為孤島15-2站過濾污水。

1.2 實驗方法

石油磺酸鹽質譜掃描：利用Waters Quattro micro API 液質聯用儀對石油磺酸鹽質荷比進行連續掃描，從而得到石油磺酸鹽質譜圖。

黏度測定：用清水配制5 000 mg/L聚合物母液，然后用污水稀釋成不同濃度的聚合物溶液，利用Physica MCR301流變儀測定溶液黏度，剪切速率為7.34 s-1，實驗溫度為71.0 ℃。

界面張力測定：采用TX500C型旋轉滴界面張力儀測定油水動態界面張力曲線，油水體積比約為1 200，轉速為5 000 r/min，實驗溫度為71.0 ℃。

物理模擬實驗：70 ℃下水驅至含水率為95%，轉注不同化學驅配方0.3倍孔隙體積，再轉后續水驅至含水率為100%結束。

2 高溫、高鹽稠油油藏二元復合驅油體系設計

2.1 聚合物優選

流度比是影響采收率的主要因素，對于地下原油黏度較高的普通稠油油藏，通過提高驅替液黏度可較大幅度改善流度比，從而提高采收率[10-14]。利用物理模擬和數值模擬方法，研究了普通稠油油藏聚合物驅水油黏度比與提高采收率的關系(表1)。由表1可知：當水油黏度比為0.150時，數值模擬提高采收率為7.0個百分點；當水油黏度比為0.508時，提高采收率為13.0個百分點；當水油黏度比為0.150～0.508時，提高采收率幅度較大；當水油黏度比大于0.500時，提高采收率增幅不明顯，經濟效益變差，因此，普通稠油油藏實施聚合物驅的合理原油黏度比區間為0.150～0.500。孤島油田東區50 ℃地面脫氣原油黏度為1 500～3 000 mPa·s，地下原油黏度為50～96 mPa·s，驅替液的有效黏度需要達到14.4 mPa·s以上。

表1 聚合物驅水油黏度比與提高采收率數據

對常規聚丙烯酰胺(分子質量為15×106)、超高分子質量聚丙烯酰胺(分子質量為22×106)的耐溫性能進行了研究(圖1)，實驗溫度為45～85 ℃，聚合物的濃度為1 500 mg/L。由圖1可知，隨著溫度升高，2種類型聚合物溶液的黏度均呈下降趨勢，但相同溫度下超高分子質量聚丙烯酰胺的黏度是常規聚丙烯酰胺的2倍以上，表明超高分子質量聚丙烯酰胺與常規聚丙烯酰胺相比有更好的耐溫性能。

圖1 不同類型聚合物的黏度與溫度的關系

2種聚合物在孤島東區Ng3-4單元的油藏條件下(71.0 ℃)的增黏性能評價結果見表2。由表2可知，濃度為1 800 mg/L的常規聚丙烯酰胺溶液黏度為20.3 mPa·s，而超高分子質量聚丙烯酰胺在相同濃度條件下，黏度為45.0 mPa·s。在礦場實施過程中，聚合物溶液經過炮眼剪切后，實際有效黏度通常是配注黏度的1/3，由此折算濃度為1 800 mg/L的超高分子質量聚丙烯酰胺的有效黏度為15.0 mPa·s，能滿足孤島油田東區化學驅黏度的要求。實驗結果表明，通過提高聚合物分子質量和提高聚合物的使用濃度，能實現流度控制的目的，且超高分子質量聚丙烯酰胺與常規聚丙烯酰胺相比具有較好的增黏性能。

表2 不同類型聚合物黏度與濃度的關系

2.2 表面活性劑體系優化

2.2.1 石油磺酸鹽優化

磺酸鹽是目前應用最為廣泛的驅油用表面活性劑，特別是石油磺酸鹽(SLPS)與原油適應性好，在勝利油田得到了工業化推廣[15]。在孤島油田東區油水條件下，室內測試了礦場用的單一石油磺酸鹽產品，活性劑溶液與該區塊原油的油水界面張力較高，因此，需要對石油磺酸鹽結構進行優化調整。孤島油田東區原油屬于稠油油藏，其膠質瀝青質等重質組分含量較高，分子質量明顯高于常規稀油，因此，對石油磺酸鹽的調整方案為增加SLPS中的大分子質量成分，降低小分子質量成分。常規油藏用SLPS分子質量主要分布為180～490，平均分子質量為375，而普通稠油油藏用SLPS的平均分子質量為420，與常規油藏用SLPS相比，分子質量為380～480的大分子成分增至40%，分子質量小于300的成分降至30%。圖2為不同表面活性劑體系復配時間與原油之間的動態界面張力關系。由圖2可知，優化前SLPS的界面張力最低值為7.4×10-2mN/m，優化后SLPS的界面張力最低值降至2.0×10-2mN/m，表明優化后的SLPS對普通稠油的適應性明顯改善。

圖2 不同表面活性劑體系復配時間與原油之間的動態界面張力關系

2.2.2 表面活性劑復配體系對界面張力的影響

優化后的SLPS可有效降低孤島油田東區普通稠油的界面張力，但仍達不到超低界面張力的要求。前期研究結果表明，磺酸鹽類陰離子表面活性劑的界面效率高，但在油水界面的飽和吸附量低，飽和吸附時界面層內仍存在大量空腔；烷醇酰胺類非離子表面活性劑的界面效率低，但其界面飽和吸附量大，兩者之間具有明顯的協同增效作用，即選擇分子質量適當的非離子表面活性劑能楔入陰離子表面活性劑界面層中的空腔，使界面上表面活性劑的吸附總量增大，提高界面活性[16]。由圖2可知，優化后的SLPS與烷醇酰胺類非離子表面活性劑GD-1按質量比1∶1混合后的復配體系，能很快將孤島東區普通稠油的界面張力降至1.95×10-3mN/m，進一步證明表面活性劑復配是增強表面活性劑界面活性的有效途徑。

由于孤島油田東區鈣鎂離子含量較高，表面活性劑體系的抗鈣能力需要提高，加入鈣離子后表面活性劑體系的界面張力見圖3。由圖3可知，單一SLPS抗鈣能力有限，隨著鈣離子濃度增加，單一SLPS的界面張力明顯變差，這是由于生成了石油磺酸鈣沉淀造成的；0.2%SLPS+0.2%GD-1復配體系隨著鈣離子濃度增加，油水界面張力從1.95×10-3mN/m升至7.40×10-3mN/m(鈣離子濃度為500mg/L)，在實驗范圍內油水界面張力均能保持超低水平，表明加入GD-1后復配體系抗鈣能力增強，能滿足高鈣鎂油藏的需要。

圖3 單一SLPS及復配表面活性劑體系的抗鈣能力對比

2.3 二元復合驅油體系設計

在聚合物與表面活性劑相互作用研究的基礎上開展二元復合驅油體系設計，室內推薦二元復合驅配方為0.18%HPAM+0.2%SLPS+0.2%GD-1，復合體系的黏度為45 mPa·s，界面張力為4.4×10-3mN/m。表面活性劑對聚合物溶液的黏度基本無影響，而加入超高分子質量聚丙烯酰胺后，油水界面張力仍能達到超低，說明聚合物與表面活性劑的配伍性良好。

利用物理模擬實驗評價不同驅油體系的驅油效果。用煤油和孤島東區3-025井脫水原油配制模擬油，70 ℃下原油黏度為50 mPa·s；用孤島15-2站過濾污水配制聚合物和表面活性劑溶液；使用石英砂充填的管式模型，長度為30 cm，直徑為1.5 cm，模型氣測滲透率為1 500×10-3μm2。驅油步驟為巖心飽和水、飽和油后，先水驅至含水率為95%，再轉注不同配方的化學劑段塞，后續水驅至含水率為100%結束實驗。不同配方提高采收率的物理模擬結果見表3。由表3可知：在化學劑注入段塞均為0.3倍孔隙體積時，單一表面活性劑驅提高采收率幅度很小，比水驅提高采收率1.2個百分點；單一聚合物驅比水驅提高采收率12.4個百分點；二元復合驅體系比水驅提高采收率17.4個百分點，二元驅提高采收率幅度優于單一聚合物驅和單一表面活性劑驅的總和；將表面活性劑的用量按價格折算成聚合物的用量，聚合物段塞為0.6倍孔隙體積，單一聚合物驅提高采收率幅度為16.1個百分點，在同等經濟條件下，仍然比二元復合驅低1.3個百分點。

表3 不同配方提高采收率的物理模擬實驗結果

針對孤島油田東區原油黏度高、注入水礦化度高、鈣鎂離子高的油藏條件，研制了由超高分子質量聚丙烯酰胺與石油磺酸鹽(SLPS)和烷醇酰胺類非離子表面活性劑(GD-1)復配的新型二元復合驅油體系。超高分子質量聚丙烯酰胺在孤島油田東區油藏條件下具有較好的耐溫性和增黏性，SLPS與GD-1復配能大幅度提高復合驅油體系的界面活性和抗鈣鎂能力。礦場試驗結果顯示，復配的新型二元復合驅油體系驅油效果明顯優于單一聚合物驅，表明將聚合物的擴大波及能力與表面活性劑的洗油能力結合起來，能更大幅度提高稠油油藏的采收率。

3 礦場應用

孤島油田東區自1978年3月投入開發，目前已進入特高含水開發階段，選定試驗區孤島油田東區Ng3-4單元，含油面積為3.3 km2，有效厚度為19 m，石油地質儲量為1 092×104t，綜合含水率為94.7%，采出程度為27.1%，設計注入井45口，油井83口。2011年5月開始在孤島油田東區北Ng3-4單元注入前置調剖段塞(0.1倍孔隙體積0.24%HPAM)，2012年10月注入二元主體段塞(0.18%HPAM +0.2%SLPS+0.2%GD-1)，截至2016年8月累計注入0.433 倍孔隙體積，完成方案設計的66.7%。

二元復合驅礦場實施過程中，最早顯現的特征是注入壓力發生明顯變化。先導試驗前試驗區的平均注入壓力為7.5 MPa，實施二元復合驅后，油壓升至11.4 MPa，壓力上升3.9 MPa。這是由于注入的二元復合驅體系的黏度比注入水的黏度高得多，導致地層滲流阻力增加，注入井井底原滲流通道導流能力下降，促進液流轉向，擴大波及體積。

與實施先導試驗前相比，日產油從279 t/d增至778 t/d，綜合含水率從94.7%降至80.9%，下降了13.8個百分點，降水增油效果顯著。截至2016年8月，試驗區明顯見效井為80口，見效率為96.4%，單井平均累計增油8 125 t，試驗區已累計增油65×104t，提高采收率6.0個百分點，預測可提高采收率11.3個百分點。

4 結 論

(1) 針對孤島東區高溫、高鈣鎂和原油黏度高的油藏特點，通過提高石油磺酸鹽平均分子質量、石油磺酸鹽與非離子表面活性劑復配來提高界面活性及抗鈣鎂能力，設計出適合高溫、高鈣鎂、稠油油藏的高效二元復合驅配方。

(2) 孤島油田東區Ng3-4單元高溫、高鈣鎂、稠油油藏二元復合驅先導試驗取得成功，降水增油效果顯著，已累計增油65×104t，提高采收率6.0個百分點，先導試驗的成功為同類油藏大幅度提高采收率提供了指導。