生物活性复合驱油技术在延长油田的应用

2014-09-10周晔洪玲

长江大学学报(自科版) 2014年10期

周晔，洪玲

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安 710075)

延长油田是典型的超低渗透油田，其储层物性差，渗透率一般为0.1～10mD，平均2.3mD。一次采收率平均仅为11%左右，且大部分井需要采取压裂方式才能投产，注水开发的二次采收率只有19%～25%左右，仍有约80%的原油滞留在地层中无法靠弹性能量开采出来[1]。由于储层孔渗性差，无法实施传统的三次采油聚合物驱、碱聚合物二元复合驱和三元复合驱。另外，延长油田油藏地层水矿化度高(30000～100000mg/L)，烷基苯磺酸盐和石油磺酸盐等阴离子表面活性剂会因此失去表面活性,最后严重影响其注入效果。为此，笔者对生物活性复合驱油技术进行了研究，以便为延长油田的开发提供参考依据。

1 室内试验

1.1 仪器及药品

1)仪器 SVT-20视频旋转滴界面张力仪；岩心流动试验装置；恒温水浴；电子天平，

2)药品 NaCl、CaCl2、MgSO4和Na2CO3等(均为分析纯)；生物活性复合驱油剂；延长油田原油。

1.2 试验条件

试验温度为40～50℃；地层水矿化度为1000～150000mg/L。

2 生物活性复合驱油剂性能评价

图1 不同生物活性复合驱油剂浓度下静态脱油效率变化图

图2 不同生物活性复合驱油剂浓度下油水界面张力变化图

图3 生物活性复合驱油剂抗盐性评价结果图

2.1 静态脱油效率

将捣碎的40～120目地层岩心洗油、烘干，将1000g岩心砂1000g与150g试验用油混合均匀，取烘干岩心砂40g置于100ml量筒中，用玻璃棒轻轻压实，再加入驱油剂溶液80ml并置于地层温度(40℃)下的恒温水浴箱中。间隔一定时间测一次脱油量(静态)并计算脱油效率(见图1)。从图1可以看出，随着驱油剂浓度增加，脱油效率迅速增高，其中驱油剂浓度为0.5%时达60%，当继续增加驱油剂浓度时提高脱油效率不明显。

2.2 降低油水界面张力

利用SVT-20视频旋转滴界面张力仪对生物活性复合驱油剂降低油水界面张力性能进行评价[2]，试验结果如图2所示。从图2可以看出，随着生物活性复合驱油剂浓度的增加，油水界面张力显著降低；当生物活性复合驱油剂浓度超过0.5%后，油水界面张力降低不显著。

2.3 抗盐性能

针对延长油田储层的高矿化度地层水，用0.5%的生物活性复合驱油剂进行驱油剂抗盐性试验，结果见图3。从图3可以看出，随盐水矿化度不断提高，油水界面张力有所增加但保持在较低的范围内，且当盐水矿化度超过100000mg/L后，油水界面张力变化不大，说明该驱油剂具有较好的抗盐能力。

2.4 改变岩石润湿性评价

利用自吸法[3]测定油藏岩石润湿性试验数据表如表1所示。从表1可以看出，试验岩心的初始润湿性都是强亲水，在注入驱油剂溶液后，岩石的润湿类型发生了变化，由强亲水变为亲水，说明驱油剂可改变岩石的润湿性，这样有利于提高水驱油的效率。

表1 利用自吸法测定油藏岩石润湿性试验数据表

2.5 驱油性能

岩心饱和原油后，先用注入水驱，当水驱采收率不变化时再注入不同浓度的驱油剂段塞，然后再进行水驱至采收率不变，依次进行不同浓度的驱油剂段塞，结果见图4。从图4可以看出，当注入0.1%～0.3%的驱油剂段塞后，驱油效率增幅较大，注入0.5%的驱油剂段塞后驱油效率达到最大，再提高驱油剂浓度时对驱油效率影响不大。此外，驱油剂能显著降低注入压力，使注入压力下降幅度大于50%。

图4 注入不同浓度驱油剂的岩心驱替结果图

3 应用

图5 王214试验区产油量变化曲线图

2010年6月，在延长油田杏子川采油厂王214试验区进行了生物活性复合驱油剂现场作业。王214试验区是低孔(3.24%～21%)、低渗0.2～4mD、局部有底水的小型封闭型油田，共有注水井9口，对应受益油井43口，注水覆盖面积2.27km2。现场作业时采用段塞式交替注入驱油剂，即注一段塞0.5%的驱油剂后注一段塞注入水，每段塞注入10d，依次循环注入。试验前，平均日产液229.13m3，平均日产油88.1t，平均含水60.7%，采用生物活性复合驱油剂后，有效缓解了油田递减现象，平均日产液303.9m3，平均日产油115.7t，平均含水59.3%，累计增油12713 t(见图5)，取得了良好的增产效果。