鼠李糖脂的复配驱油体系及现场试验

乐建君，伍晓林，马亮亮，郭盟华，刘洪涛，麻成斗，吴晓磊

(1.大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712;2.北京大学工学院，北京 100871;3.大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江大庆 163517)

鼠李糖脂的复配驱油体系及现场试验

乐建君1，伍晓林2，马亮亮3，郭盟华1，刘洪涛3，麻成斗3，吴晓磊2

(1.大庆油田有限责任公司 勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712;2.北京大学工学院，北京 100871;3.大庆油田有限责任公司第七采油厂，黑龙江大庆 163517)

用鼠李糖脂复配体系对大庆油田采油七厂葡北三断块进行生物表面活性剂驱油技术研究及现场试验。结果表明：鼠李糖脂的复配驱油体系在有效质量分数(0.125%～1.0%)低而宽的范围内，与葡北油水之间的界面张力大幅下降(10－2mN/m数量级);在模拟油层渗透率的天然岩心上注入0.5VP(VP为孔隙体积)的鼠李糖脂复配驱油体系，采收率比水驱提高7.9% ～9.3%;13个月驱油累积增油2014 t，平均单井增油224 t，日产油量由试验前的1.5 t上升到 1.85 t，含水率最低下降 1.5%，投入产出比达到 1∶2.4。

鼠李糖脂;复配驱油体系;界面张力;采收率;现场试验

葡北油田经过30多年的注水开发，各区块普遍存在油层动用程度差、产能低、含水率高及剩余油分布零散等问题［1-2］。生物表面活性剂具有降低油、水界面张力的特性，可改变岩石润湿性，释放储层岩石表面碳氢化合物，适用于低渗透油层的开采［3-5］。大庆油田1997年在采油三厂小井距开展了合成表面活性剂与鼠李糖脂(RH)复配的矿场试验，采收率比水驱提高23.24%［6-7］。笔者在采油七厂葡北三断块开展生物表面活性剂驱油技术研究及现场试验，探索葡北窄薄砂体油田的二次开发。

1 鼠李糖脂的复配驱油体系

1.1 体系组成

鼠李糖脂的复配驱油体系主要由生物发酵生产的鼠李糖脂［8］、化学表面活性剂和聚合物组成。鼠李糖脂由大庆沃太斯公司生产，有效物含量在30～40 g/L;化学表面活性剂为脂肪酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐，有效物含量 50%，用量 0.01% ～0.3%;聚合物采用大庆炼化公司生产的相对分子质量(800～1200)×104聚丙烯酰胺，用量0.6～1.0 g/L。鼠李糖脂为主驱油剂，化学表面活性剂和聚合物作助剂。配制的驱油体系黏度为20～30 mPa·s。

1.2 对界面张力的影响

许多化学表面活性剂，如 KPS、WXS、MS298、烷基苯、TD-NaOH-Na2CO3的复合体系［9］与葡萄花油田原油间不能形成超低界面张力［10］。采用葡北三断块的油水配制单一的鼠李糖脂驱油体系，当鼠李糖脂发酵液质量分数在0.1% ～1%时，测得的界面张力为8.4～17.3 mN/m，也没有达到超低值范围，说明采用单一的生物表面活性剂鼠李糖脂作驱油剂难以获得较高的驱油效果［11-12］。

经筛选得到一种与鼠李糖脂具有较好协同效应的化学表面活性剂——脂肪酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐，代号FJ-1。其单一产品在有效质量分数0.1%以下与葡北油水能形成10－3mN/m数量级的超低界面张力，而且质量分数范围较宽(0.1% ～0.01%)，见图1和图2。

为验证化学表面活性剂与鼠李糖脂具有较好的协同效应，将化学表面活性剂有效质量分数定为0.0125%，分别与0.0125%和0.1%的鼠李糖脂复配，其混合体系均能达到10－3mN/m数量级的超低界面张力，而且用量低，大大降低了生物表面活性剂驱油体系的用量和成本。

考虑到葡北三断块油藏的非均质性对驱油效果的影响，在一定范围内提高驱油体系的黏度，保持理想的流度控制是高效驱油的前提和条件［13］。由于试验区块地下原油黏度为6.9 mPa·s，借鉴已往的物模驱油实验结果，驱替液与原油的黏度比在3∶1以上驱油效果较好。因此，建议采用相对分子质量为(1200～1500)×104的聚合物，注入体系的地下工作黏度应在20 mPa·s以上［14］。

1.3 驱油性能评价

鼠李糖脂驱油体系的质量分数为0.125%～1.0%，其中鼠李糖脂与化学表面活性剂配比范围在1∶1～8∶1。实验温度为45℃，驱替速度为0.2 mL/min。驱油程序采用岩心抽空饱和试验区油井采出的地层水→饱和模拟油(造束缚水)→水驱至含水98%结束，计算水驱采收率→注入0.5Vp(Vp为孔隙体积)的鼠李糖脂复配体系驱油段塞，保持恒温→再水驱至含水98%结束，计算采收率。

驱油实验表明，方案1生物驱油剂段塞提高采收率的幅度为5.5%，而方案2和方案3交替注入的效果均好于单纯RH+S段塞，平均提高采收率的幅度分别为8.3%和9.0%，其中方案3又比方案2提高采收率0.7%。因此，选定(RH+S)+P段塞分别交替注入为现场实施方案。

2 现场试验

2.1 试验区概况

试验区位于葡北三断块，为葡77-65和葡77-67两个相邻井组。井距为300 m×300 m，含油面积0.72 km2，油水井11口。其中采油井9口，注水井2口，采用五点法面积井网。该区块9口生产井平均单井射开砂岩厚度11.0 m，射开有效厚度8.5 m，平均日产液21 t，日产油1.5 t。2口水井平均单井射开有效厚度9.6 m，两口水井平均注水压力10.75 MPa，日配注150 m3，日实注145.5 m3。投产前水驱累积产油49.59×104t，累积注水 49.8 ×104m3，累积注采比1.28，综合含水率94.12%，水驱采出程度为35.61%。

2.2 试验效果评价

现场试验于2009年12月3日开始，于2010年5月5日结束。分两个注入阶段实施，其中2009年12月3日至2009年12月31日为基础注入阶段，严格按优选方案3中的S+RH+P组合注入，注入液黏度为25 mPa·s，累积注入29 d，总注入量为1043 m3;2010年1月1日至2010年5月5日为调整注入阶段，对前一个注入阶段中发现的问题进行调整，累积时间127 d，总注入量为18852.5 m3，期间多次调整注入段塞，目的在于稳定地层压力和油井产量，施工结束后恢复正常水驱。现场累积注入时间为155 d，累积注入药剂250.9 t，总注入液量19895.5 m3。

试验期间油水井总体生产制度平稳，因此试验前后效果可对比性强。2口注入井7P77-65和7P77-67的注入压力控制在油层破裂压力12 MPa以下，两口注入井累积注入46414 m3，9口采油井累积采出83 368 m3。试验前后注入液量与采出液量基本保持恒定，注采比由试验前的0.83下降至0.43，到试验结束时，升至0.68，只是注驱油剂段塞时降幅较大，结果见图3和图4。

图3 试验前后注入液量与采出液量变化Fig.3 Change of injected liquid and produced liquid before and after test area

从图4获取的试验数据来看，在13个月的驱油期间，试验区的生产井均达到了降水增油的目的。全区9口采油井平均含水率由试验前的92.8%下降到91.3%。其中最明显的是7P78-65井，该井含水率由试验前的97.7%降至87.1%，中心井7P77-66由试验前的95.6%下降至90.2%。根据油藏工程方法，试验区产量递减符合指数递减规律，扣除水驱递减产量，阶段累积增油2014 t，平均单井增油224 t，试验区的日产油量由试验前的1.5 t上升到1.85 t，平均增幅23.3%，平均含水率最低下降1.5%。

试验投入费用包括药剂加工费和现场施工费两部分，总投入费用为200万元。鼠李糖脂的复配驱油体系阶段累积增油2014 t，按当时油价计算，原油收入481.09万元，可获纯经济效益281.09万元，投入产出比为1∶2.4，开发效果明显好于同类型水驱油藏［15］。

图4 试验前后含水率与增油量变化Fig.4 Change of water content and oil production increment before and after test area

3 结论

(1)鼠李糖脂的复配驱油体系主要由鼠李糖脂、化学表面活性剂和聚合物组成。其中作为驱油主剂的鼠李糖脂用量0.1% ～1.0%，复配的化学表面活性剂用量0.01% ～0.3%，聚丙烯酰胺用量600～1 000 mg/L。化学表面活性剂和聚合物用作助剂，辅助鼠李糖脂进一步提高驱油效率，配制的驱油体系黏度为20 ～30 mPa·s。

(2)在葡北油田油层温度条件下，鼠李糖脂复配驱油体系的质量分数为0.125% ～1.0%，其中鼠李糖脂与化学表面活性剂配比在1∶1～8∶1具有较好的界面张力稳定性，其混合体系均能达到10－2mN/m的超低界面张力。经段塞优化组合后，要比单一的鼠李糖脂复配体系提高采收率约为2.8%～3.5%。

(3)现场驱油试验中，注入的段塞液量为19895.5 m3，药剂用量250.9 t，分两个段塞交替注入。在计产增油的13个月内，试验区阶段累积增油2014 t，平均单井增油224 t，日产油由试验前的1.5 t上升到1.85 t，平均含水率最低下降1.5%，投入产出比1∶2.4，效果明显好于同类型水驱油藏。

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Combined oil displacement system and field test of rhamnolipid

LE Jian-jun1，WU Xiao-lin2，MA Liang-liang3，GUO Meng-hua1，LIU Hong-tao3，MA Cheng-dou3，WU Xiao-lei2
(1.Exploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Company Limited，Daqing 163712，China;2.College of Engineering，Peking University，Beijing 100871，China;3.7th Oil Production Plant of Daqing Oilfield Company Limited，Daqing 163517，China)

The bio-surfactant flooding technology was researched.The field test for rhamnolipid combined displacement system was carried out in Pubeisan fault block of No.7 Oil Production Plant of Daqing Oilfield.The results show that rhamnolipid combined displacement system with low and wide effective concentration(0.125% －1.0%)can reduce interfacial tension with oil and water in Pubei to the order of magnitude of 10－2mN/m.Injection of 0.5 VP(pore volume)of rhamnolipid combined displacement system in natural core simulating reservoir permeability can increase the oil recovery efficiency by 7.9% ～9.3%compared with water flooding.During 13 months of field test，the cumulative incremental oil amounts to 2 014 t，with an average of 224 t for individual well.Daily oil production increases from 1.5 t/d to 1.85 t/d，average water cut decreases by 1.5%，and input-output ratio is 1∶2.4.

rhamnolipid;combined oil displacement system;interfacial tension;oil recovery efficiency;field test

TE 357.7

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.02.029

1673-5005(2012)02-0168-04

2011－10－12

国家“863”项目(2007AA021306);中国石油天然气股份有限公司科技开发项目(2008A－1403)

乐建君(1966－)，男(汉族)，黑龙江大庆人，高级工程师，从事微生物采油研究。

(编辑 刘为清)