高温高盐油藏聚/表二元驱技术研究与应用

2018-08-18闫云贵

石油地质与工程 2018年4期

王伟，张津，张杰，闫云贵

高温高盐油藏聚/表二元驱技术研究与应用

王伟1，张津2，张杰1，闫云贵1

（1．中国石油大港油田分公司采油工艺研究院，天津 300280；2．中国石油大港油田分公司勘探开发研究院）

大港孔南区块属高温高盐油藏，经多年注水开发，综合含水超过90%，如何提高此类油藏采收率成为油田稳产控产的主要工作，为此，开展了适合此类油藏条件的聚合物及表面活性剂筛选评价，开发出具有“抗温（78 ℃）、抗盐（30 000 mg/L）、抗钙镁（500 mg/L）”特性的功能型聚/表二元驱体系。应用小分子缔合聚合物、高效石油磺酸盐表面活性剂及其它助剂（合成了聚/表二元驱体系），体系黏度达到90 mPa·s，界面张力达到10-3mN/m数量级，乳化性强。利用该体系进行岩心驱油实验，提高采收率明显，现场试验提高采收率成效显著。

大港油田；孔南区块；聚表二元驱；提高采收率

大港孔南区块属高温高盐油藏，经多年注水开发，综合含水超过90%，如何提高此类油藏采收率成为油田稳产控产的基础[1]。目前，聚合物驱是较为成熟的三次采油技术[2-5]。自1995年大庆油田聚合物驱推广应用以来，规模和范围逐年扩大，以聚驱为主的化学驱年产油量超过1 000×104t，聚驱应用目的层已从一类油层转向二、三类油层[6-10]。但针对70 ~ 90 ℃、矿化度30 000 mg/L、渗透率50 ×10–3~ 300×10–3μm2、地下原油黏度50~300 mPa·s的高温高盐中渗稠油油藏，普通聚合物在高温下容易发生水解和分子降解反应；在矿化度特别是二价金属离子含量高的油藏中，溶液黏度会大幅度下降，甚至会产生沉淀，严重影响开采效果。功能型聚合物因其具有耐温抗盐功能基团，在高温高盐环境中能产生盐增稠效应，并且匹配高界面活性石油磺酸盐表面活性剂能将油水界面张力降到10–3mN/m数量级，乳化性强，洗油效率80%以上，能适应高温高盐稠油油藏的需要。本文以大港孔南高温高盐稠油油藏为研究对象，筛选了适合该油层条件的功能型聚/表二元驱体系，评价了其在油层条件下提高采收率能力，现场应用后取得显著试验效果。

1 实验

1.1 材料与仪器

聚合物为HTPW–112工业品（大港博弘），AP–P7/AP–P5工业品（四川光亚），KY–3工业品（北京恒聚）和SNF工业品（法国爱森），有效含量均为88%。

表面活性剂为BHS工业品（大港博弘），ODS工业品（天津），有效含量均为40%。

实验用水为大港油田枣二联产出污水，矿化度29 784 mg/L，钙镁含量506 mg/L。

实验用油为区块原油（地层原油黏度54.9 mPa·s）与煤油按一定比例配制而成（模拟油黏度52.3 mPa·s密度1.086 3 g/cm3），实验温度78 ℃。

岩心分为3种，一是均质圆柱人造岩心（2.5 cm×10 cm），二是均质贝雷岩心（4.5 cm×4.5 cm×30 cm），三是石英砂环氧树脂胶结二维纵向非均质岩心[11]，包括高、中、低3个渗透层。岩心各小层厚度为1.5 cm，几何尺寸为30 cm×4.5 cm×4.5 cm。依据大港油田孔南储层地质特征设计岩心渗透率参数（表1）。

表1 三层非均质岩心小层渗透率统计

主要仪器：Brookfield DV–III布氏黏度计（美国博力飞），TX–500C全量程旋滴界面张力仪（美国科诺工业有限公司），DGG–101–3S电热鼓风干燥箱（重庆四达实验仪器有限公司），驱替实验装置（江苏海安石油科研仪器有限公司）。

1.2 实验方法

1.2.1 黏度测定

布氏黏度计开机运行并调零，用量筒量取待测样品15~20 mL放入恒温水浴恒温3~5 min，倒入黏度计套筒内，在78 ℃、7.34 s–1条件下测黏度。

1.2.2 界面张力测定

78 ℃下，利用TX–500C旋滴界面张力仪测量孔南原油与不同浓度表面活性剂间的界面张力。

1.2.3 阻力系数测定

将2.5 cm×10 cm人造岩心在78 ℃条件下干燥24 h称质量，放入现场水的烧杯中抽真空饱和岩心，根据湿岩心和干岩心的质量之差得到孔隙体积（1 PV）；

1.2.4 驱油实验

驱油实验在78 ℃下进行，具体步骤如下：①真空饱和纯水，称量饱和水前后岩心的质量，计算孔隙度和PV体积；② 将岩心装入岩心夹持器，测定水相渗透率；③为确保岩心充满水，再进行真空饱和盐水，再一次将岩心装入岩心夹持器，饱和30 min盐水后开始饱和原油；④在恒温箱内78 ℃条件下，以0.5 mL/min饱和油，记录饱和油量（含油饱和度＝驱替出的水的体积/PV体积）。饱和油完成之后，将岩心夹持器两端关闭，形成封闭环境，在78 ℃条件下恒温放置一晚；⑤水驱2 PV+化学驱1 PV+后续水驱2 PV。每隔0.05 PV记录一次出油量、和对应压力；分别计算各种驱油方案增加的采收率。驱替过程中，注入速度为0.3 mL/min。

2 结果与讨论

2.1 不同聚合物增黏性对比分析

78 ℃条件下，用枣二联注入水配制HTPW–112、SNF、KY–3、AP–P7、AP–P5等聚合物母液，分别测量黏浓关系（图1）。可以看出随聚合物浓度增加，黏度均成上升趋势，在2 000 mg/L时，功能聚合物AP–P7黏度91 mPa·s，普通聚合物HTPW–112黏度35 mPa·s。功能聚合物因具有缔合基团，在一定高盐环境中产生分子间缔合效应，分子间线团相互缠绕并搭桥，增黏性是普通聚合物3倍以上。AP–P7被确定为高温高盐油藏用聚合物。

图1 不同聚合物黏浓关系对比

2.2 表面活性剂筛选

孔南油藏原油黏度为50~600 mPa·s，配制水矿化度及钙镁含量高，单一阴离子表面活性剂难以将油水界面张力达到超低。采用阴离子与非离子复合配方技术将单一表面活性剂分子间空隙用非离子表面活性剂填充，分子排布更加紧密，油水界面张力能达到超低（10-3mN/m数量级）。为此，确定阴非复合表面活性剂BHS–01，开展与聚合物AP–P7配伍性实验，结果表明，随表面活性剂BHS–01质量分数增加，聚/表二元体系油水界面张力能达到10-3mN/m数量级（图2）。同时不同质量分数表面活性剂对二元体系黏度影响不大（图3）。这表明聚合物AP–P7与阴非复合配型表面活性剂BHS–01匹配性较好。

图2 聚/表二元体系油水界面张力

2.3 聚/表二元体系注入性实验

功能型聚合物顺利通过滤膜孔径实验（表2）。聚合物浓度1 500 mg/L，当孔径为3.0 μm时，聚合物通过孔径前后黏度差异不大，并且能很快建立稳定压差关系，说明能顺利通过滤膜孔径。当孔径小于3.0 μm时，聚合物通过孔径前后黏度差异很大，

图3 表面活性剂质量分数对二元体系黏度的影响

无法建立稳定压差关系，说明发生堵塞，不能通过孔径。此实验确定了功能聚合物在1 500 mg/L下能通过的最小孔径为3.0 μm。对照表3界定孔径与渗透率的匹配关系，该二元体系适合（40~500）×10–3μm2的油藏。将功能聚合物与表面活性剂组成的聚/表二元体系在均质圆柱岩心（2.5 cm×10 cm，渗透率200×10–3μm2）上做注入性实验，体系能够顺利注入，未发生堵塞，可以建立起较高的阻力系数（=206）及残余阻力系数（=57.2，图4）。

表2 聚合物分子尺寸与滤膜孔径的匹配关系

表3 理想均质模型中孔喉半径与水测渗透率的关系

2.4 驱油实验

78 ℃条件下，用均质贝雷岩心和三层非均质岩心分别对比水驱、聚驱及功能二元驱驱油效率和提高采收率幅度。聚合物AP–P7 2 000 mg/L，0.3%的表面活性剂BHS–01，体系黏度55.7 mPa·s，界面张力2.6×10-3mN/m ，模拟油黏度52.3 mPa· s（图5、图6）。均质贝雷岩心驱油实验表明，1 PV聚合物驱提高驱油效率11.5%，1 PV聚/表二元驱提高驱油效率19.1%。三层非均质岩心驱油实验表明，1 PV聚合物驱提高采收率13.1%，1 PV功能聚/表二元驱提高采收率24.6%。这充分说明功能型二元驱发挥了聚合物扩大波及体积和表面活性剂提高驱油效率的二者协同效应，比单一聚合物驱能大幅度提高采收率。综合均质及非均质岩心驱替结果，确定最优驱替方式为聚/表二元复合驱。

图6 非均质岩心提高采收率实验

3 现场实施效果

在前期充分论证基础上，完成了孔南高温高盐油藏功能型聚/表二元驱提高采收率方案的研究，涉及储量143×104t，覆盖注入井7口，采油井12口；油藏温度78 ℃，渗透率210×10–3μm2，注入水矿化度29 784 mg/L，钙镁浓度506 mg/L，地下原油黏度50 mPa·s。现场注入二元体系后各项参数均达到方案设计值。井口黏度达到132 mPa·s，油水界面张力达到10-3mN/m数量级，体系在油层中90 d黏度保留率81.6%。注入井平均注入压力上升3.5 MPa，区块日产油从28.4 t上升至43.2 t，含水从93.63%下降至90.1%，阶段提高采收率0.56百分点，根据水驱特征曲线预测，可提高采收率18%。