DW油藏表面活性剂聚合物驱先导试验评价

李栓 刘想平 徐太平

摘      要： DW油藏是一个以中高孔中高渗储层为主的浅层复杂断块油藏，其地层水矿化度高，地层温度低。该油藏目前水驱采收率油低，化学驱提高该油藏采收率潜力大。本文开展了表面活性剂聚合物二元驱先导试验评价，室内实验筛选了适合DW油藏地层水矿化度高特点的表面活性剂和聚合物，测试了表面活性剂和聚合物的性能参数，优化了注入质量浓度、注入段塞尺寸等。对表面活性剂聚合物二元驱筛选出的现场先导试验井组105-8X，建立了该井组地质模型及油藏模拟模型，并对其生产历史进行了模拟拟合，得到了较好拟合结果。用拟合好的模型以及优选出的表面活性剂和聚合物体系的物理参数，对该井组进行了化学驱模拟计算。结果表明：在试验井组105-8X使用该体系驱油可提高采收率4.0%。

关  键  词：高矿化度地层水;表面活性剂聚合物驱;先导试验;物理模拟;数值模拟;提高采收率;评价

中图分类号：TE357.46      文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2020）10-2181-05

Abstract： DW reservoir is a shallow complex reservoir with middle and high permeability and high salinity of formation water， low formation temperature. The current oil recovery rate of this reservoir by waterflooding is low， but the potential of chemical flooding to increase the recovery rate of this reservoir is large. In this paper， the evaluation on pilot test of surfactant polymer flooding was carried out. The polymers and surfactants were screened and their performance parameters were tested in lab experiments， and the injection concentration， injection slug size of the pilot were optimized. A geological model and reservoir simulation model of the selected field pilot test well group 105-8 X， were established， and its production history was fitted， and good fitting results were obtained. The chemical flooding simulation of the well group was performed by using the fitting model and the physical parameters of selected polymer and surfactant system. The evaluation showed that the incremental oil recovery in the pilot well group could be 4.0%.

Key words： High salinity of formation water; Surfactant-polymer flooding; Pilot; Physical modeling; Numerical simulation; EOR; Evaluation

化學驱自20世纪80年代在国内外成功应用，已经成为老油田提高采收率的常用技术手段，并取得了良好的开发效果[1-2]。虽然化学驱中的碱-表面活性剂-聚合物三元复合驱在我国几个油田先导性矿场试验中取得了良好效果，在大庆油田已进入工业化试验与应用阶段[3]，但其中的碱会引起油井结垢严重，对地层的伤害，腐蚀采油举升设备，使产出液乳化严重，难以处理，且减弱聚合物增黏作用，增大体系聚合物用量。因此，近年来表面活性     剂-聚合物（SP）二元驱研究与试验成为热点。表面活性剂-聚合物二元驱是以驱替液体系中聚合物增加驱替液的黏度和黏弹性，改变油水流度比，以提高波及效率，同时表面活性剂降低油水界面张力、改变润湿性、乳化原油来提高驱油效率[3]，从而实现大幅度提高采收率的一种复合驱方法。

DW油藏是一个断裂系统发育、断块众多的浅层复杂油藏，储层主要为岩屑砂岩，以中高孔中高渗储层为主，平面上、纵向上物性差异较大。DW油藏温度低，地面原油黏度平均为1.10 mPa·s，地层水矿化度高达1.9×105～2.5×105 mg·L-1，目前平均含水率高达89.9%，水驱采出程度低，用表面活性剂聚合物二元驱提高该油藏采收率潜力较大。本文在实验室进行了一系列实验，筛选了适合DW油藏地层水矿化度高特点的表面活性剂和聚合物，测试了表面活性剂和聚合物的性能参数，优化了注入质量浓度、注入段塞尺寸等，并对筛选出的现场先导试验井组105-8X进行了表面活性剂聚合物二元驱数模技术评价研究。

1  聚合物筛选及性能评价

1.1  聚合物黏度-质量分数关系

对进口及国产10种三次采油用聚合物进行初步筛选评价，将粗筛选出的聚合物ADPAM-2、ADPAM-6按聚合物驱配注方式（油藏温度30 ℃）进行了聚合物溶液黏度测试，结果见图1。两聚合物溶液的黏度随质量分数增大而增加，在不同质量分数下两聚合物溶液的黏度差别不大，而且这2种聚合物溶液在一定质量分数范围内均能满足黏度的需要。

1.2  pH值对体系的影响

为了评价聚合物体系对高盐油藏的适应性，测试了2种聚合物体系质量浓度为2 000 mg·L-1，当pH值分别调节到4、5、6、7、9、10、11时的黏度。实验结果表明，该体系在pH值为6～11宽范围内均有较好的黏度。DW油藏地层水pH值为6.8，证明2种聚合物在高盐油藏条件下具有较好的适应性，可以满足要求。

1.3  聚合物吸附滞留实验

以DW油藏砂样、矿场用水，对2种聚合物进行了静态吸附实验研究，测试结果见表1。

由实验测试结果可以看出，聚合物ADPAM-2具有较好的增黏性、剪切恢复性、良好的抗盐性能。故选择ADPAM-2用于DW油藏高盐条件下的驱油先导试验。而且测得聚合物ADPAM-2滞留量为   68 μg·g-1。

1.4  阻力系数、残余阻力系数测试

用长岩心管物模驱油试验测试了聚合物ADPAM-2驱油体系在不同条件下阻力系数和残余阻力系数，试验参数及结果见表2。由表2可以看出，聚合物ADPAM-2驱油体系具有较高的阻力系数和残余阻力系数，可较大幅度提高驱油体系的波及系数。根据此试验结果，推荐使用段塞尺寸为0.2 PV，质量浓度为2 000 mg·L-1。

2  表面活性剂筛选及性能评价

采用初筛选出的ADHQ-10、ADHQ-1、ADHQ-4表面活性剂进行室内驱油体系性能评价。

2.1  表面张力及界面张力测试

室内测试了不同质量浓度下油水表面张力和水的表面张力，结果见图2、图3。从图2和图3可以看出，ADHQ-1、ADHQ-4、ADHQ-10表面活性剂质量分数为0.3%时即可满足需求。

2.2  pH值对体系的影响

为了评价表面活性剂体系对高盐油藏的适应性，测试了质量分数为0.3%的ADHQ-1、ADHQ-4、ADHQ-10表面活性剂体系，当pH值分别调节为4、5、6、7、9、10、11时的界面张力。实验结果表明，ADHQ-1、ADHQ-4、ADHQ-10表面活性剂体系在pH值为5～9宽范围内均有较低的界面张力，可以在DW油藏地层水pH值为6.8的条件下应用。

与ADHQ-1、ADHQ-4相比，ADHQ-10驱油剂具有更低的表面张力、油水界面张力，良好的抗盐性能。故选用ADHQ-10作为DW高盐油藏条件下的驱油先导试验的驱油剂。

2.3  表面活性剂的吸附实验

用ADHQ-10进行了不同质量分数下吸附实验，测试结果见表3。表面活性剂吸附量随质量分数的增加而增加，故表面活性剂质量分数不宜选择过大，否则吸附量太大。选择初始质量分数为0.15%～0.30%的表活剂进行现场驱油为宜。

2.4  表面活性剂驱油模拟试验

针对DW油藏特点进行了表面活性劑驱油室内物模试验。试验采用ф25.4×100 mm岩心，ADHQ-10表面活性剂，DW油藏现场注入水，以及产自DW油藏的脱水原油。根据正交实验设计法，对驱油试验常见4个影响因素（注入质量浓度、渗透率、注入速度、段塞尺寸），设计了4个不同可能取值范围的物模驱油试验（见表4）。根据表4进行了16次物模驱油试验，试验结果及4个影响因素对提高采收率的影响程度列于表5。

表5中Ⅰj、Ⅱj、Ⅲj、Ⅳj分别表示正交表中第j列的一、二、三、四水平所对应的平均综合评判值; Rj表示每一因素的最大级差，其大小就是该参数对本表评价目标（提高采收率）的敏感程度。驱替模拟试验表明：

1）渗透率、注入速度、注入质量浓度、注入段塞尺寸对提高采收率的影响依次变大。

2）注入段塞尺寸对提高采收率的影响最大，在其他条件相同的情况下，随着注入段塞尺寸的增加，提高采收率幅度增加，当段塞尺寸大于0.2 PV后，提高采收率的增幅趋缓。从经济可行性考虑，推荐注入0.2 PV。

3）表面活性剂的质量浓度对提高采收率的影响位于第二位，在其他条件相同的情况下，随着注入质量浓度增加，提高采收率幅度增加。

4）从经济效益角度考虑，推荐注入段塞尺寸为0.2 PV，质量浓度为3 000 mg·L-1。

5）ADHQ-10能较大幅度提高原油采收率。

3  表面活性剂聚合物二元驱体系优化

为了更大限度地提高采收率，进行了两组岩心驱替物理模拟实验，用于优化表面活性剂聚合物二元驱体系注入体积（见表6）。

实验结果表明，表面活性剂聚合物二元驱提高采收率幅度高于单一体系。注入体积从0.2 PV提高到0.3 PV，提高采收率的幅度不大，推荐现场注入表面活性剂聚合物二元驱油体系体积为0.2 PV。

4  化学驱试验数值模拟评价

DW油藏是一个断块众多的浅层复杂油藏，面积4.75 km2，地质储量7.853×106 t，可采储量2.089×106 t。根据表面活性剂聚合物二元驱试验选井组原则，选定该油藏中以注水井105-8X为中心及周围对应的5口采油井为试验井组，该井组主力油层为K12，油层厚度较大。

4.1  地质模型的建立

研究井组105-8X内均为直井，井组区无断层。平面上由油井向外推半个井距确定范围。纵向上包含全部生产小层。根据收集到的该油藏的数据，所建立的地质模型如图4。工区储量为7.98×104  t。

4.2  油藏水驱历史拟合

根据地质模型和其他资料建立了该井组区域的油藏模拟模型，并进行了生产历史拟合。从历史拟合结果图5和图6可看出，初期拟合程度低，末期拟合程度高。初期拟合程度低主要是由于DW油藏相渗曲线在低含水饱和度时数据点少，插值计算与实际存在出入。

从拟合后模型的含油饱和度来看， 平面上低渗区原油流动性差，不易被采出，低渗区剩余油相对较高;纵向上层间矛盾突出，剩余油分布复杂。105-8X井组平均单井射开层数16个，油井均为多层合采。从含油饱和度变化分析，上部的几个小层原始含油饱和度高，目前采出程度高，是主要出油层系。

4.3  表面活性剂聚合物二元驱前后指标预测

用生产历史拟合的油藏模型，对105-8X井组进行注水模拟，按照生产历史拟合终止时开发方式和生产参数，继续105-8X井组注水，到2017年10月井组综合含水达到经济极限含水98%，到2017年10月阶段产油累计2.44×104  t，井组水驱开发采收率30.6%。

4.4  化学驱后指标预测

按照0.2 PV表面活性剂聚合物实施化学驱，实施后第4个月，井组含水大幅下降，2016年2月井组含水将降至最低90.5%。2021年8月，井组到达极限含水98%。转化学驱后，极限产油2.76×104  t，采收率34.6%，与水驱相比，采收率增加4.0%，见图7、图8。

5  结 论

根据DW油藏的特点，进行了一系列物理模拟评价实验，优化出了适合于DW油藏最佳驱替体系，测得了表面活性剂和聚合物的物理参数。岩心驱油实验表明，最佳注入段塞为：0.2 PV表面活性剂+聚合物;最佳注入质量分数为：2 000～3 000 μg·g-1聚合物+3 000 μg·g-1表面活性剂。

根据筛选出的现场试验105-84井组资料，建立了地质模型和油藏模型，对该井组生产历史进行了拟合，取得了较好的拟合结果。数值模拟研究预测该井组通过优化出的最佳驱替体系驱替后可提高采收率4.0%。

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