马岭北三区低渗透油藏二元驱室内实验研究

2014-09-21王丽莉李文宏张永强蔡永斌

重庆科技学院学报（自然科学版） 2014年2期

王丽莉李文宏张永强蔡永斌范伟张康

(1.中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院，西安 710018;2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，西安 710018)

陇东侏罗系油藏已开发20余年，目前整体进入中高含水开发期。油藏较强的平面非均质性和储层敏感性导致侏罗系油藏注水开发矛盾突出，含水上升快，以马岭北三区为代表的部分区块水驱开发效果差，油井见效后很快进入中高含水阶段，水驱增油难度大［1－2］。大庆、胜利等油田开展聚表二元驱提高采收率取得较好的成效，从先导试验到工业试验的增油降水效果显著，提高采收率10% ～20%［3－4］。目前二元驱主要应用于渗透率大于500×10－3μm2的高渗透油层［5］，侏罗系储层渗透较低，多数是小于100 ×10－3μm2，孔喉小，分选差，注入清水和地层水矿化度高，钙镁离子含量较高，开展化学驱难度大。实验从北三区储层特征、流体特征着手，选择中石油勘探开发研究院研发的新型甜菜碱表面活性剂，开展马岭北三区延10油藏无碱二元驱实验，评价聚表二元体系在北三区油藏条件下的增黏性、油水界面张力、驱油效率等，研究低渗透高矿化度油藏二元驱适应性，为陇东侏罗系油藏提高采收率探索新方法。

1 储层性质及开发状况

马岭北三区主力油藏为侏罗系延10，油层物性较差，非均质性强，有效孔隙度变化范围为7.68%～17.6%，渗透率变化范围为(3.17 ～827.973) ×10－3μm2，平均为70.25 ×10－3μm2，属中孔低渗性储层，突进系数4.23，变异系数 0.66，储层喉道细，平均喉道半径1.1～5.7μm，分选差。地层原油黏度2.3 mPa·s，地层水矿化度为26217 ～27936 mgL，钙镁离子为400～600 mgL。目前地层采出水矿化度约 17000 mgL，钙镁离子 400 mgL，注入水矿化度4560 mgL，钙镁离子 300 mgL。

1999年10月北三区开始注水开发，目前可采储量采出程度高达82.51%，产液含水高达90%以上。由于注入水方向性驱动等因素的影响，控水稳油难度大，产量递减大，迫切需要开展化学驱等措施增油稳产。

2 实验内容

2.1 实验材料

2.1.1 实验用驱油剂

聚合物:水解聚丙烯酰胺干粉，分子量200万～2000万，固含量大于88%，水解度25% ～30%。

表面活性剂:中国石油勘探开发研究院研发的新型甜菜碱，无碱与油水能形成超低界面张力。

2.1.2 实验用油水

马岭北三区注入清水、地层采出水经0.45 μm滤膜过滤，用于配二元体系，饱和岩心及水驱，实验油为北三区地层脱水原油和模拟油(2.35 mPa·s)，原油用于测界面张力，模拟油用于饱和岩心形成残余油饱和度。

2.1.3 实验岩心

实验岩心为贝雷岩心和北三区延10储层钻切的天然岩心，直径2.5 cm，长约10 cm的圆柱体，洗油烘干;岩砂是用北三区天然岩心粉碎，烘干，过60～100目筛。

2.2 实验仪器装置

实验中黏度主要应用RS600流变仪测定，界面张力用SVT20N旋转滴界面张力仪测定，岩心驱油实验在大型恒温装置中进行，岩心夹持器2.5 cm×20 cm，主要通过油气水计量分离器分别计量实验过程中产生的油、水，稳定性评价在恒温箱中进行，吸附实验在恒温振荡空气浴中进行。

2.3 实验方法和步骤

实验主要依据石油天然气行业标准SYT6576—2003《用于提高石油采收率的聚合物评价的推荐作法》，SYT 6424－2000《复合驱油体系性能测试方法》，实验温度为50℃，模拟北三区油藏。

2.3.1 二元体系增黏性

根据注入清水和高矿化度采出水配制的分子量200万～2000万的聚合物溶液黏度测试结果，考虑到北三区储层渗透低、非均质性强，选择800万和2000万分子量的聚合物分别用注入清水和地层采出水配制不同浓度的二元体系溶液，测表观黏度。

2.3.2 界面张力

聚合物浓度为1200 mgL，表活剂浓度范围为0.025% ～0.2%，测量二元体系界面张力。

2.3.3 热稳定性

由于矿化度和钙镁离子对二元体系溶液黏度影响较大［6］，因此需要评价北三区注入水配二元体系长时间在油藏温度下的稳定性。配制聚合物浓度1200 mgL的二元体系，分装在125 mL的血清瓶中，50℃温度下恒温加热，定期取出测量黏度，与初始黏度进行对比。

2.3.4 吸附性

北三区储层填隙物含量8% ～16.7%，填隙物中高岭石黏土矿物含量1.4%，黏土对表面活剂的吸附性大于其他矿物对表面活剂的吸附［7］，将会影响表面活性剂降低界面张力的效果，吸附性是配制浓度0.1% ～0.2%菜碱表活剂的二元体系，按比例在具塞三角瓶中加入岩砂和二元体系溶液，在50℃恒温振荡吸附24 h，测界面张力，同一体系经过多次新岩砂吸附后测界面张力。

2.3.5 岩心驱油实验

(1)饱和油水及驱替步骤。先用地层水抽真空饱和岩心，抽真空时间大于10 h，以0.1 mLmin的恒速注入模拟油直到不能出水，给岩心形成残余油饱和度，老化10 h。驱替开始先进行清水驱，水驱至含水98%后转为二元体系驱，二元驱驱至不再出油后，再水驱至含水100%，驱替过程中流速恒定0.1 mLmin，为了防止窜流，整个过程中环压高于注入压力 2.0 MPa。

(2)不同注入量驱油实验。在三块渗透率接近北三区储层渗透率的贝雷岩心，进行不同二元体系注入量的驱油实验，二元体系注入体积分别为0.3 PV、0.5 PV、0.7 PV，然后再实施后续水驱至含水100%。

(3)不同注入方式的驱油实验。在三块渗透接近北三区储层渗透率的贝雷岩心，先进行水驱，再进行二元体系驱及后续水驱，二元体系注入方式分别按主段塞(二元体系)+保护段塞(聚合物溶液)、主段塞(高浓度二元体系)+副段塞(低浓度二元体系)+保护段塞(聚合物溶液)、一段塞(二元体系)的三种注入方式，二元体系注入0.5PV后，水驱至含水100%。

3 实验结果及分析

3.1 北三区水配二元体系增黏性

二元体系表观黏度如图1和图2所示，两个聚合物二元体系黏度都较高，与单一聚合物溶液的黏度值相近，黏度未受表面活性剂影响。400 mgL浓度的黏度都大于北三区地层原油黏度，随着浓度增大，黏度越大，分子量越大，抗盐性越强。在满足孔喉匹配的情况下，尽量选择分子量较大的聚合物，大浓度溶液，有利于增黏驱油［8］。

图1 800万分子量聚合物黏浓曲线

图2 2000万分子量聚合物黏浓曲线

从聚合物浓度1200 mgL二元体系在50℃温度下的黏度稳定性评价结果看，北三区清水配制二元体系在北三区油藏温度下的热稳定性良好，增黏性较好，65 d黏度保留率大于85%。北三区油藏温度下二元体系稳定性，如表1所示。

表1 北三区油藏温度下二元体系稳定性

3.2 二元体系与北三区原油界面张力

界面张力测试结果见图3，平衡界面张力都能达到10－3数量级，动态最低界面张力达到0.001 mNm。甜菜碱表活剂适应性较强，不受高矿化度影响，北三区地层高矿化度采出水配的甜菜碱表活剂界面张力也能达到10－3数量级见图4，此甜菜碱二元体系降低北三区油水的界面张力效果较好。

图3 注入清水配二元体系界面张力

3.3 二元体系在北三区岩砂的吸附

岩砂吸附性结果表明，甜菜碱表面活性剂抗吸附较强，浓度越大达到低界面张力的吸附次数越多，表活剂浓度为0.1%的二元体系通过5次新鲜岩砂吸附后的界面张力仍达到10－3数量级，浓度为0.15%、0.2%的活性剂吸附8次后，界面张力仍能达到10－3数量级。图5所示为0.1%甜菜碱二元体系岩砂吸附界面张力曲线，图6所示为0.2%甜菜碱二元体系岩砂吸附界面张力曲线。

图4 采出水配甜菜碱界面张力

图5 0.1%甜菜碱二元体系岩砂吸附界面张力曲线

图6 0.2%甜菜碱二元体系岩砂吸附界面张力曲线

3.4 北三区岩心驱油实验

两块渗透率分别为36.61×10－3μm2和53.33×10－3μm2的岩心，用 2000 万分子量、1200 mgL浓度的溶液驱替，注入压力未发生异常突变现象，阻力系数为5.2～12.44，残余阻力系数为 1.47～2.56，二元体系驱后最终驱油效率比水驱增加了15.3%，提高驱油效率比较显著，结果见表2。20×10－3μm2渗透率的岩心，用2000万分子量聚合物体系不能注入。有研究表明，聚合物分子量越低，浓度越低，越有利于注入［9］。用800万分子量配800 mgL浓度的溶液，可注入的最小渗透率达到6×10－3μm2，但阻力系数57.91和残余阻力系数5.92相对比较大;因此在低渗透非均质油藏，渗透率极差大，应该选择不同分子量聚合物复配，段塞注入，二元体系具有一定的封堵性，又不会发生堵塞［10］。