高凝高黏高盐均质油藏聚/表二元复合驱合理黏度比——以大港孔南地区储层条件为例

张　杰， 杨怀军， 曹伟佳， 苏　鑫， 卢祥国

(1.中国石油大港油田公司 采油工艺研究院，天津 300280；2.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)



高凝高黏高盐均质油藏聚/表二元复合驱合理黏度比
——以大港孔南地区储层条件为例

张杰1， 杨怀军1， 曹伟佳2， 苏鑫2， 卢祥国2

(1.中国石油大港油田公司 采油工艺研究院，天津 300280；2.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

针对大港油田孔南地区高凝高黏高盐油藏的特点，采用岩心流动实验装置和岩心驱油实验装置，开展了聚合物/表面活性剂二元复合体系驱油效率及其影响因素的研究，分析了聚/表二元复合驱采收率增幅与岩心渗透率之间关系机理。结果表明，对于非均质性较弱储层，随岩心渗透率增加，聚/表二元体系阻力系数和残余阻力系数减小。随聚/表二元体系与原油黏度比(μsp/μo)和岩心渗透率增大，采收率增幅增加，但增幅增加速度减小。随储层平均渗透率增加，岩石吼道尺寸增大，不可及体积减小。因此，储层平均渗透率大小会影响聚/表二元复合体系储层适应性，进而影响聚/表二元复合驱增油效果。从技术和经济角度考虑，目标油藏均质储层聚/表二元复合驱合理黏度比(μsp/μo)范围在0.5～1.0。

高凝高黏高盐油藏；聚/表二元体系；均质岩心；驱油效率；影响因素；物理模拟

自聚合物驱在大庆油田推广应用以来，其规模和范围逐年扩大，目前以聚驱为主的化学驱年产油量超过1 000×104t[1-3]。与聚合物驱相比较，三元复合驱增油降水效果更加明显，在水驱基础上可以提高采收率20%[4]。但现有三元体系中碱会与地层岩石矿物成分发生反应，生成的溶解物会以垢的形式在采油井井壁附近区域、人工举升系统和地面管线中沉积，进而影响油井产能[5-6]。与三元复合驱相比，聚/表二元复合驱不仅可以避免结垢问题，而且还具有良好的流度控制能力。因此，无碱聚/表二元复合驱室内研究和矿场试验开始受到石油科技工作者的高度重视，2003年，胜利油田在孤东七区54-61开展了聚/表二元复合驱矿场试验，取得了较好的增油降水效果[7-9]。为了进一步完善复合驱油技术的发展，适应大港油田孔南地区储层高凝高黏高盐油藏开发技术需求，本文以目标油藏储层岩石和流体物性为模拟对象，开展了聚/表二元复合体系驱油效率及其影响因素实验研究，确定了大港油田孔南地区均质储层合理黏度比，这为聚/表二元复合驱注入工艺参数优选提供了实验依据。

1　实验部分

1.1实验材料

聚合物为疏水缔合聚合物AP-P7，由中国石油大港油田采油工艺研究院提供，有效含量为90%。表面活性剂为官109PS985，由大港油田采油工艺研究院提供，有效含量为40%。

实验用油为模拟油，由大港孔南地区储层高凝原油与煤油混合而成。实验用水为大港孔南地区注入水和地层水，注入水水质分析见表1。

表1　水质分析结果

实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心[10]，渗流特性实验用岩心为柱状岩心，外观尺寸Φ2.5 cm×10 cm。驱油效率实验用岩心为均质方岩心，外观几何尺寸：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2仪器设备

采用驱替实验装置评价聚/表二元复合体系渗流特性和驱油效率，该装置包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等，除手摇泵和平流泵外，其余部件置于油藏温度保温箱内。

驱油实验步骤：

① 在室温下，岩心抽真空饱和地层水，计算孔隙体积和孔隙度；

② 在油藏温度为78 ℃条件下，水测渗透率；

③ 在油藏温度为78 ℃条件下，饱和模拟油，计算含油饱和度；

④ 在油藏温度为78 ℃条件下，水驱到设计含水率，计算水驱采收率；

⑤ 在油藏温度为78 ℃条件下，注入化学剂段塞，后续水驱到含水率98%，计算采收率。

实验注入速度为0.8 mL/min。

1.3方案设计

1.3.1聚/表二元复合体系渗流特性在聚/表二元复合体系组成(聚合物质量分数为0.2%，表面活性剂质量分数为0.2%)和水型(注入水)一定条件下，考察岩心渗透率(Kg=100、300、600、3 500 mD)对渗流特性的影响。

1.3.2聚/表二元复合体系驱油效率及其影响因素

(1) 原油黏度和岩心渗透率的影响(其中聚/表二元体系注入体积为0.6 PV)

在聚/表二元复合体系黏度为50 mPa·s条件下，考察原油黏度(黏度比μsp/μo=0.25、0.33、0.5、1.0、2.0)和岩心渗透率(Kg=100、300、600、1 000 mD)对聚/表二元复合驱油效率的影响。

(2) 聚/表二元复合体系黏度和岩心渗透率的影响(其中聚/表二元体系注入体积为0.6 PV)

在原油黏度为50 mPa·s条件下，考察聚/表二元复合体系黏度(黏度比μsp/μo=0.5、1.0、2.0、3.0、4.0)和岩心渗透率(Kg=100、300、600、1 000 mD)对聚/表二元复合驱油效率的影响。

2　结果分析

2.1聚/表二元复合体系渗流特性

岩心渗透率对聚/表二元复合体系(注入水，聚合物质量分数为0.2%，表面活性剂质量分数为0.2%)渗流特性影响实验结果见表2，实验过程中注入压力与PV数关系见图1。

表2　阻力系数和残余阻力系数

图1　注入压力与PV数关系

Fig.1Relation of injection pressure and PV

从表2和图1中可以看出，岩心渗透率对聚/表二元体系渗流特性存在影响。随岩心渗透率增加，岩心孔喉尺寸增大，聚合物滞留量减小，孔喉过流断面增加，流动阻力减小，注入压力降低，聚/表二元复合体系阻力系数和残余阻力系数减小。

2.2聚/表二元复合体系驱油效率及其影响因素

2.2.1原油黏度和岩心渗透率的影响

(1) 采收率

聚/表二元复合体系黏度固定(μsp=50 mPa·s)条件下，原油黏度(黏度比μsp/μo)和岩心渗透率对聚/表二元复合驱驱油效率(采收率)影响实验结果见图2。

图2　采收率增幅与黏度比关系

Fig.2Relation of recovery and viscosity ratio

从图2中可以看出，在岩心渗透率相同和聚/表二元复合体系黏度固定(μsp=50 mPa·s)条件下，随原油黏度减小即黏度比(μsp/μo)增加，聚/表二元复合驱采收率增加，当黏度比(μsp/μo)在0.5～1.0时，采收率增速较快。在黏度比(μsp/μo)相同条件下，随岩心渗透率增加，聚/表二元复合驱采收率增幅增加，但增速趋于平缓。从技术和经济两方面考虑，合理黏度比(μsp/μo)范围在0.5～1.0。

(2) 动态特征

当岩心渗透率为Kg=100 mD，实验过程中压力、含水率和采收率与PV数关系见图3。

图3注入压力、含水率、采收率与PV数关系(Kg=100 mD)

Fig.3Relation of injection pressure，moisture content，recovery and PV(Kg=100 mD)

从图3中可以看出，在岩心渗透率Kg=100 mD条件下，在聚/表二元体系注入阶段，随注入PV数增加，化学药剂在岩心中滞留量增大，孔隙过流断面减小，流动阻力增加，注入压力升高并趋于稳定，含水率下降，采收率升高。随原油黏度减小即黏度比(μsp/μo)增加，注入压力降低，含水率降低，采收率增加。

2.2.2复合体系黏度和岩心渗透率的影响

(1)采收率

在原油黏度固定(μo=50 mPa·s)条件下，聚/表二元复合体系黏度(黏度比μsp/μo)和岩心渗透率对聚/表二元复合驱驱油效率(采收率)影响实验结果见图4。

图4　采收率增幅与黏度比关系

Fig.4Relation of recovery and viscosity ratio

从图4中可以看出，在原油黏度(μsp/μo)固定条件下，随岩心渗透率增加，采收率增幅增加，但增加幅度降低。在岩心渗透率相同条件下，随聚/表二元复合体系黏度减小即黏度比(μsp/μo)增大，采收率增幅增加，但增加幅度减小。当黏度比(μsp/μo)在0.5～1.0变化时，采收率增幅变化较大。从技术和经济角度考虑，合理黏度比(μsp/μo)范围在0.5～1.0。

(2)动态特征

当岩心渗透率为Kg=300 mD，实验过程中压力、含水率和采收率与PV数关系见图5。

图5　注入压力、含水率、采收率与PV数关系(Kg =300 mD)

从图5中可以看出，在聚/表二元复合体系注入阶段，随注入PV数增加，注入压力逐渐升高并趋于稳定。在岩心渗透率Kg=300 mD条件下，随原油黏度减小即黏度比(μsp/μo)增大，注入压力升高，含水率降低，采收率增加。

2.3机理分析

从图2和图4中可以看出，当岩心渗透率值较小(Kg≤600 mD)时，随渗透率增加，采收率增幅较大。岩心渗透率值较大(Kg>600 mD)时，随渗透率增加，采收率增幅较小。聚/表二元复合驱采收率增幅与岩心渗透率之间出现上述变化关系，是与聚/表二元复合体系中聚合物分子聚集体与岩心孔喉尺寸间适应性关系变化密切相关。

疏水缔合聚合物是近年来新开发的聚合物产品，它大分子链上带有少量疏水基团，通过它们间的疏水缔合作用形成“网状”分子聚集体，由此获得优良增黏和抗盐性，进而开始被应用于高黏、高凝、高盐油藏提高采收率技术实践中[11-12]。研究表明，黏度是聚合物溶液内摩擦力大小的评价指标，它与聚合物分子聚集体结构形态密切相关(见图6)。普通超高分聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)拥有“线性-网状”分子聚集体，疏水缔合聚合物拥有“片-网状”分子聚集体(见图6)，前者分子线团尺寸Dh较小，后者较大(见表3)。由于聚合物分子结构形态差异，导致二者包络水分子能力差异，进而造成增黏性差异。通过疏水基团间缔合作用可以提高聚合物增黏性，但这也会引起聚合物分子聚集体与岩石孔喉间适应性问题[13-14]。

图6　聚合物分子聚集体电镜

Fig.6Electron microscopy figure of Polymer molecules aggregate

表3　Dh测试结果

研究表明，化学驱油剂(聚合物、聚/表二元复合体系和碱/表/聚三元复合体系)在储层岩石孔隙内传输运移和滞留(化学吸附和机械捕集)，这会造成高渗透层或大孔道渗流阻力增加[15-16]，导致全井注入压力提高、中低渗透层(孔隙)吸液压差增加，最终实现液流转向、扩大波及体积和提高采收率目的(见图7)。因此，驱油剂中聚合物分子聚集体与岩石孔喉间匹配关系对于提高化学驱增油效果十分重要。

图7　调驱剂液流转向原理示意图

Fig.7The principle diagram of oil displacement agent fluid flowing

岩心压汞实验数据见表4。由表4可知，随渗透率增加，平均吼道半径增大，聚合物分子聚集体不可及孔隙体积减小，可及孔隙体积增加。进一步分析发现，岩心渗透率与吼道半径间关系并非线性关系，当渗透率超过Kg=515 mD时(见表4)，吼道半径增幅明显增大，这也是聚/表二元复合驱采收率增幅与岩心渗透率之间呈现图2和图4中变化特征的重要原因。

3　结论

(1) 随聚/表二元体系与原油黏度比(μsp/μo)增大，采收率增幅增加，但增加幅度减小。

(2) 从技术和经济角度考虑，目标油藏均质储层聚/表二元复合驱合理黏度比(μsp/μo)范围在0.5～1.0。

表4　岩心压汞测试数据

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(编辑宋官龙)

Reasonable Viscosity Ratio of Polymer/Surfactant Combination System in High Condensation and High Viscosity and High Salt and Homogeneous Reservoir:Take the Kongnan Reservoir of Dagang Oilfiled as Research Object

Zhang Jie1, Yang Huaijun1, Cao Weijia2, Su Xin2, Lu Xiangguo2

(1.OilProductionTechnologyResearchInstitute，DagangOilfield，PetroChina，Tianjin300280,China;2.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

In recent years, with the growth of oil consumption and the reduce of new proved reserves, the development of high viscosity oil reservoir was paid more and more attention. As Kongnan block of Dagang oilfield has characteristics of hypercoagulability, high viscosity and high salinity, core flow experimental apparatus and core displacement experiment apparatus were used to study the effect of oil displacement efficiency of polymer/surfactant combination system, and analyze the mechanism of the relationship between recovery growth and core permeability. The results showed that, for the weak heterogeneous reservoir, with the increase of core permeability, the resistance coefficient and residual resistance coefficient of the polymer/surfactant combination system were decreased. With the increase of viscosity ratio (μsp/μo) and core permeability, the oil recovery increased, but the increase rate decreased. With the increasing of the core permeability, the size of the rock increased, while the inaccessible pore volume decreased. So the adaptability of the reservoir and the polymer/surfactant combination system was affected by the average permeability, and then the effect of the polymer flooding of the polymer/surfactant combination system flooding was influenced. Comprehensively considering technical and economic effects，the reasonable viscosity ratio (μsp/μo) in polymer flooding should be about 0.5～1.0．

Hypercoagulable and high viscosity reservoir and high salt； Polymer/surfactant combination system； Homogeneous core； Oil displacement efficiency； Influencing factors； Physical simulation

1006-396X(2016)04-0029-06投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-12-07

2016-02-19

中国石油重大矿场试验项目(DGYT-2014-JS-306)。

张杰(1967-)，男，博士，高级工程师，从事提高采收率技术研究；E-mail: zhangjie@petrochina.com.cn。

TE345

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.006