海南3断块二元驱技术研究与应用

安志杰

辽河油田公司钻采工艺研究院

海南3断块二元驱技术研究与应用

安志杰

辽河油田公司钻采工艺研究院

根据辽河油田海南3断块油藏的具体特点，研究了聚合物微球/表面活性剂二元驱技术。通过室内物理模拟实验，研究了聚合物微球浓度、表面活性剂浓度和段塞大小对二元驱效果的影响，对二元驱的基本参数进行了优化。研究结果表明，海南3断块二元驱中表面活性剂复配体系的最佳质量分数为0.007 5%甜菜碱17+0.01%表面活性剂6501；聚合物微球的最佳质量分数为0.30%；段塞大小对二元驱效果有较大影响，随着段塞体积的增大，采收率增值增大到26.12%后增幅逐渐变小，最佳注入段塞为0.35 PV。该技术自2015年在海南3断块应用后，阶段累计增油超过1万t，表明聚合物微球/表面活性剂二元驱技术在中低渗油藏水驱后期具有广泛的应用前景。

海南3断块；二元驱；聚合物微球；表面活性剂；采收率

近年来，无碱二元驱作为一种有效的三次采油技术在各大油田得到广泛应用，起到了良好的降水增油效果［1-2］。海南3断块为注水开发区块，该地区油气特点为含油气井段长，油层较多且单层较薄；原油黏度较低，油层非均质性强，且属于中低渗油藏。长时间的注水开发导致油层非均质性加剧，层间深部窜流和层内绕流严重，注入水沿高渗带或优势通道突进无效循环，而中低渗层和注入水波及不到的部位受效差，动用程度低［3］。目前，该区块地质储量采出程度仅为8.7%，综合含水高达78.9%，水驱效果越来越差。为了从地层深部彻底改善注水开发效果，选择纳米级聚合物微球作为调驱剂，开展研究了聚合物纳米微球/表面活性剂二元复合驱技术，通过室内实验，优选出二元驱体系中聚合物微球和表面活性剂浓度及注入段塞体积，并在此基础上开展了现场试验，取得了良好的增油降水效果。

1 实验部分

Experiment

1.1 实验材料

Experimental materials

YG-370-5型聚合物微球，江苏油田工程院送样；表面活性剂6501，结构式RCON（CH2CH2OH）2，甜菜碱17，结构式RCONH（CH2）3N（CH3）2CH2COO，中国日化院送样；海南3断块地层原油（70 ℃原油黏度35.67 mPa·s）；海南3断块地层水，总矿化度3 286.43 mg/L，具体成分见表1。

表1 海南3断块地层水主要离子含量Table 1 Contents of main ions in the formation water of Fault Block Hainan 3

1.2 实验仪器

Experimental apparatus

LB-30型平流泵，LDY-I型岩心流动试验仪，LD-6数显恒温水浴，Brookfield旋转黏度计，JJ-1型搅拌器，Waring 高速搅拌器，恒温干燥箱。

1.3 实验方法

Experimental method

采用双管物理模型来评价聚合物微球/表面活性剂二元驱效果。向长40 cm、直径2.5 cm的填砂管中添加80～100目的石英砂，制得渗透率为50～300 mD的岩心。实验步骤为：（1）将填砂管抽真空饱和人工配制模拟地层水，测孔隙体积，水驱稳定后测渗透率k；（2）油驱水至模型出口不出水为止，确定饱和油量，在70 ℃恒温箱中老化18 h；（3）水驱油至模型出口端含水98%以上，计算水驱采收率，驱替速度为0.2 mL/min（模拟现场驱油速度1 m3/d计算得出）；（4）根据不同的实验方案进行二元驱驱油实验；（5）聚合物微球/表面活性剂段塞注完后，继续水驱至模型出口端含水98%以上，计算二元驱的采收率增值。

2 结果与讨论

Results and discussions

2.1 表面活性剂复配体系浓度优选

Concentration optimization of surfactant complex system

2.1.1 甜菜碱17质量分数对油水界面张力的影响针对海南3断块原油性质，采用质量分数为0.01%的表面活性剂6501和不同质量分数的甜菜碱17进行复配，在地层温度70 ℃下，通过旋转滴界面张力仪测定每个体系能否使油水界面张力达到超低（＜10−3mN/m）以及所需时间，实验结果见图1。

图1 不同质量分数甜菜碱17复配体系下的油水界面张力Fig.1 Oil/water interfacial tension of complex system with betaine 17 of different mass fractions

由图1可以看出，随着复配体系中甜菜碱质量分数的升高，油水界面张力先降低后增大，同时达到超低所用的时间越来越短；表面活性剂复配体系中甜菜碱17质量分数在0.007 5%～0.025%范围内能使油水界面张力达到超低（＜10−3mN/m）。原因在于，随着甜菜碱质量分数的增加，活性剂在油水界面的吸附量增加，油水间界面张力下降［4］；当活性剂在油水界面的吸附量达到饱和时，油水界面张力变化不大；当活性剂浓度超过临界胶束浓度时，溶液中胶束的形成导致油水界面的活性剂浓度下降，导致界面张力上升。

2.1.2 甜菜碱17质量分数对驱油效果的影响 模拟海南3断块条件，采用不同质量分数的甜菜碱17+0.01%表面活性剂6501复配体系和0.3%的聚合物微球进行岩心驱油实验，注入段塞为0.3 PV，通过测定采收率增值来评价甜菜碱17质量分数对驱油效果的影响，实验结果见表2。

表2 甜菜碱17质量分数对二元驱采收率的影响Table 2 Effect of betaine 17 mass fraction on the recovery ratio of polymer microsphere/surfactant flooding

由表2可以看出，随着二元体系表面活性剂质量分数的增加，二元驱采收率增值随之增加，增加幅度逐渐减小。原因在于，洗油效率是影响原油采收率的主要参数，而降低油水界面张力是提高洗油效率的主要途径。随着表面活性剂质量分数的增加，油水界面张力降低，洗油效率随之增加。当油水界面张力达到最低值时，界面与油、水之间的相互作用达到一种平衡状态，随着表面活性剂浓度继续增加，界面处的相互作用受到不同程度的影响，界面张力上升，对洗油效率影响不大［5-6］。在此，选择表面活性剂体系浓度为0.007 5%甜菜碱17+0.01%6501。

2.2 聚合物微球浓度优选

Concentration optimization of polymer microsphere

采用质量分数为0.007 5%甜菜碱17+0.01%表面活性剂6501复配体系和不同浓度的聚合物微球进行一系列的岩心驱油实验，注入段塞为0.3 PV，通过测定采收率增值来评价聚合物微球质量分数对驱油效果的影响，实验结果见表3。

表3 聚合物微球浓度对二元驱采收率的影响Table 3 Effect of polymer microsphere concentration on the recovery ratio of polymer microsphere/surfactant flooding

由表3可以看出，随着聚合物微球质量分数的增加，无碱二元驱油体系的驱油效果有明显增加的趋势，由14.12%增大到23.68%，提高了9.56%。继续提高浓度到0.35%后，二元驱采收率增值为24.72%，较浓度0.30%时提高了1.04%，增加幅度不明显。原因在于，随着体系中聚合物微球浓度的增加，驱油体系的黏度增加，驱替过程中，微球彼此之间堆积得更紧密，注入压力变大，封堵高中渗孔道和深部调剖的能力也得到增强，通过压力的不断升高和降低，使得二元驱油体系可以进入到岩心深处驱油，提高原油采收率；当聚合物微球浓度达到0.30%后，通过深部调剖作用，二元驱油体系已经将高低渗岩心中可动油驱出，剩余的大多为不可动油，增加聚合物微球的浓度，对提高采收率效果影响不大［7-8］。因此，确定聚合物微球的质量分数为0.30%。

2.3 表面活性剂/聚合物微球段塞体积优选

Size optimization of surfactant/polymer microsphere slug

采用质量分数为0.007 5%甜菜碱17+0.01%表面活性剂6501复配体系和0.3%聚合物微球二元体系，改变注入段塞大小进行岩心驱油实验，通过测定采收率增值评价注入二元体系段塞大小对驱油效果的影响，实验结果见表4，根据表中数据绘制采收率增值与注入孔隙体积关系曲线，见图2。

表4 段塞体积对二元驱采收率的影响Table 4 Effect of slug size on the recovery ratio of polymer microsphere/surfactant flooding

图2 注入孔隙体积倍数与采收率增值的关系Fig.2 Relationship of injected PV and increased recovery ratio

对图中曲线拟合出相应的多次函数，对函数求导，求得各个数据点切线的斜率。当注入的孔隙体积倍数增大到一定程度后，切线斜率明显变小，并且随着注入孔隙体积倍数的增大切线斜率相差不大，把切线斜率明显变小的点定为合理的注入段塞体积。对图2中多次函数求导后，当注入段塞体积在0.35～0.45 PV时，切线斜率较小并且切线值相差不大，确定合理注入段塞体积为0.35 PV。原因在于，当注入段塞体积达到0.35 PV后，一方面经过吸附后剩余的表面活性剂体系能保证在整个岩心范围内形成超低界面张力，继续增加表面活性剂降低界面张力效果不明显；另一方面聚合物微球进入岩心内部，充分改变了岩心的非均质性，使得岩心中可动剩余油和残余油基本上都被驱替出来，因此导致后续注入的二元体系段塞增油效果不大［9-12］。

3 现场应用

Field application

3.1 可行性分析

Feasibility analysis

为了研究海南3断块二元驱的可行性，将海南3断块的主要油藏参数和二元驱推荐油藏指标［13］进行了对比，主要参数对比见表5。

表5 海南3断块油藏条件与推荐指标对比Table 5 Comparison between the oil reservoir conditions of Fault Block Hainan 3 and the recommended indicators

由表5可以看出，海南3断块油藏的上述参数均适合二元驱技术。另外，同样位于中央突起且相邻、储层类型和储层物性等特征均与海南3断块相似的海外河油田海1块，从2006年至今一直开展LPS深部调驱试验和二元驱试验，至目前共实施10个井组，试验井数37口， 见效井28口，日产液从866.1 t上升到944.2 t，日产油从96.1 t上升到153.4 t，含水从88.9%下降到83.7%，累计增油26 787.3 t。因此，综合油藏条件和类似区块现场试验效果分析，海南3断块油藏适合二元驱技术。

3.2 现场试验

Field test

为了验证聚合物微球/表面活性剂二元驱效果，根据海南3断块地面条件、开发指标和主要问题，优选出海南23-13井组和海南23-17井组进行二元驱先导试验。试验井组对应采油井12口，开井7口。2015年10月开始现场试验，对应采油井调驱前后的相关生产参数见表6。

表6 海南23-13和海南23-17井组采油井情况统计Table 6 Well situation statistics of oil producers in Hainan 23-13 and Hainan 23-17 oil groups

由表6可以看出，二元驱后该井组日产液从151.8 t上升到197.7 t，日产油从21.5 t上升到43.8 t，综合含水从85.84%下降到77.85%，受效井组降水增油效果明显。截至2017年2月，累计增油1万t以上，取得很好的经济效益。现场试验结果证明，聚合物微球/表面活性剂二元驱在辽河中低渗油藏水驱开采后期具有良好的应用前景。

4 结论

Conclusions

（1）二元驱用甜菜碱17和与6501复配表面活性剂体系与原油的界面张力可以达到超低，实验条件下，甜菜碱质量分数变化对采收率有较大影响。

（2）聚合物微球/表面活性剂二元驱油体系可以同时发挥表面活性剂的超低界面张力作用和聚合物微球的调整吸水剖面的作用，通过乳化方式，对地层剩余油进一步携带和运移，提高了驱油效率。

（3）海南3断块油藏二元驱应用后，现场应用效果较好，取得了明显的经济效益。此次二元驱现场的成功应用，为其他同类油藏或区块进行二元驱开发起到一定借鉴作用。

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（修改稿收到日期 2017-03-15）

〔编辑 朱 伟〕

Research on S/P combinational flooding technology and its application in Fault Block Hainan 3

AN Zhijie
Drilling and Production Technology Research Institute,PetroChina Liaohe Oilfield Company,Panjin124010,Liaoning,China

Polymer microsphere/surfactant flooding technology was investigated based on the specific characteristics of oil reservoir in Fault Block Hainan 3,Liaohe Oilfield.By means of indoor physical simulation experiments,the effects of polymer microsphere concentration,surfactant concentration and slug size on polymer microsphere/surfactant flooding were analyzed and their basic parameters were optimized.It is indicated that the optimal mass fraction of surfactant complex in polymer microsphere/surfactant flooding used in Fault Block Hainan 3 is 0.007 5% betaine 17+0.01% surfactant 6501,and that of polymer microsphere is 0.30%.The polymer microsphere/surfactant flooding effect is more affected by the slug size.With the increasing of slug size,the increasing amplitude of recovery ratio declines gradually after the recovery ratio reaches 26.12%.The optimal size of injection slug is 0.35 PV.After this technology was applied in Fault Block Hainan 3 during 2015,interim cumulative oil incremental was over 10 000 t.It is indicated that polymer microsphere/surfactant flooding technology is extensively promising to apply in middle and low permeability oil reservoirs in the late stage of water flooding development.

Fault Block Hainan 3; S/P combinational flooding; polymer microsphere; surfactant; recovery ratio

安志杰.海南3断块二元驱技术研究与应用［J］.石油钻采工艺，2017，39（3）：370-374.

TE357.4

：B

1000–7393（2017 ）03–0370–05DOI:10.13639/j.odpt.2017.03.021

: AN Zhijie.Research on S/P combinational flooding technology and its application in Fault Block Hainan 3［J］.Oil Drilling & Production Technology,2017,39(3): 370-374.

安志杰（1983-），2010年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，现主要从事化学调驱及储层保护工作。通讯地址：（124010）辽宁省盘锦市辽河油田公司钻采工艺研究院。电话：15942775037。E-mail：anzhijie2006@163.com