渤海油田新型驅(qū)油劑驅(qū)油效果研究

姜維東，張 健，呂 鑫

（1.中海石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027；2.中海石油研究總院）

渤海油田新型驅(qū)油劑驅(qū)油效果研究

姜維東1，2，張 健1，2，呂 鑫1，2

（1.中海石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027；2.中海石油研究總院）

針對渤海油田高效開發(fā)面臨的技術(shù)需求，以提高采收率為目標，利用現(xiàn)代物理模擬方法，對六種新型驅(qū)油劑的流動性能和驅(qū)油效果進行了評價。結(jié)果表明，六種驅(qū)油劑中，泡沫復(fù)合體系的流動性能和驅(qū)油效果最好，其次為二元復(fù)合體系和PA－2聚合物溶液，PA－1聚合物溶液和“PA－1聚合物＋ES微球”體系較差。聚合物驅(qū)后進一步提高采收率增油效果較差。

渤海油田；新型驅(qū)油劑；流動性能；驅(qū)油效果；物理模擬

近年來，隨著石油勘探難度的逐漸增加和國際油價的持續(xù)升高，提高采收率新技術(shù)尤其是化學(xué)驅(qū)油技術(shù)研究和應(yīng)用愈來愈受到石油科技工作者的重視，化學(xué)驅(qū)實施對象已從常規(guī)油藏向稠油、高溫和高礦化度等特殊油藏轉(zhuǎn)移，產(chǎn)品已從“高分”、“超高分”聚合物向“抗鹽”、“締合型”和“功能型”聚合物升級［1－2］。由于受化學(xué)驅(qū)油技術(shù)研究和油價水平的限制，陸地油田化學(xué)驅(qū)實施時機一般都選擇在水驅(qū)開發(fā)的中后期［3－4］。與陸地油田相比，海上油田不僅前期勘探和后期開采操作費用巨大，而且采油平臺使用壽命短、生產(chǎn)操作費用高和水驅(qū)采收率低等特點，提高其開發(fā)效率更是急需解決的難題之一。本文從渤海油田開發(fā)實際需求出發(fā)，針對渤海油田地質(zhì)條件［5－7］，利用室內(nèi)物理模擬方法，制作與實際油藏非均質(zhì)特征和巖石膠結(jié)狀況相似的人造膠結(jié)模型，對六種新型驅(qū)油劑的流動性能和驅(qū)油效果進行了評價，為渤海油田化學(xué)驅(qū)油技術(shù)方案的制定提供實驗依據(jù)。

1 實驗材料及儀器

1.1 實驗材料

聚合物為PA－1聚合物、PAS－1聚合物、PA－2聚合物、PAS－2聚合物。表面活性劑為BHF、ES。起泡劑，交聯(lián)劑。配聚水為渤海某油田現(xiàn)場混配注入水和模擬注入水，總礦化度為9 374.12 mg／L（表1）；模擬油為該油田脫水脫氣原油和煤油混合而成，65℃時粘度為72 mPa·s。

1.2 巖心

物理模型為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)柱狀巖心和二維縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心［8］，參數(shù)分別為：

（1）柱狀巖心：幾何尺寸φ2.5 cm×10 cm，氣測滲透率1 200×10－3μm2。

（2）二維縱向非均質(zhì)巖心：包括高、中、低3個滲透層，氣測滲透率分別為3 000×10－3、2 000×10－3μm2和1 000×10－3μm2，厚度均為1.5 cm。外觀幾何尺寸為：長×寬×高＝30 cm×4.5 cm×4.5 cm。

1.3 實驗儀器及設(shè)備

驅(qū)油劑流動性及驅(qū)油效果實驗測試儀器裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。除平流泵和手搖泵外，其它部分置于65℃恒溫箱內(nèi)（圖1）。

流動性實驗的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)是描述化學(xué)劑在多孔介質(zhì)內(nèi)滯留量大小的技術(shù)指標，通常用符號FR和FRR來表示，其定義為：

圖1 實驗設(shè)備及流程示意

其中，δP1——巖心水驅(qū)壓差；δP2——聚合物驅(qū)壓差；δP3——后續(xù)水驅(qū)壓差。上述驅(qū)替過程必須保持注液速度相同，聚合物注入量應(yīng)當達到4～5 PV。

上述注入過程注入速度1 mL／min，液體注入量達到3～5 PV以上，數(shù)據(jù)采集時間間隔為10 min。

2 實驗方案

2.1 流動性能方案

方案1－1：水驅(qū)至壓力穩(wěn)定＋5 PV PA－1聚合物驅(qū)（CP＝1 750 mg／L）＋后續(xù)水驅(qū)；

方案1－2：水驅(qū)至壓力穩(wěn)定＋5 PV二元復(fù)合驅(qū)（PAS－1聚合物，BHF表面活性劑，混合水（污水∶清水＝2∶1）配制CP＝2 000 mg／L，CS＝0.5%，剪切20 s）＋后續(xù)水驅(qū)；

方案1－3：水驅(qū)至壓力穩(wěn)定＋5 PV（PA－2聚合物，污水配母液CP＝5 000 mg／L，清水稀釋到CP＝1 750 mg／L，剪切20 s）＋后續(xù)水驅(qū)；

方案1－4：水驅(qū)至壓力穩(wěn)定＋5 PV二元復(fù)合驅(qū)（聚合物PA－1，表面活性劑為ES微球，污水配聚合物母液CP＝5 000 mg／L，清水稀釋到CP＝1 450 mg／L，CS＝1 000 mg／L，剪切20 s后）＋后續(xù)水驅(qū)；

方案1－5：水驅(qū)至壓力穩(wěn)定＋5 PV泡沫驅(qū)（PAS－2聚合物，污水配制母液CP＝5 000 mg／L，清水稀釋到CP＝3 000 mg／L，C（起泡劑）＝500 mg／L，C（交聯(lián)劑）＝250 mg／L，C（穩(wěn)定劑）＝50 mg／L，注入前剪切20 s形成泡沫）＋后續(xù)水驅(qū)。

方案1－6：水驅(qū)至壓力穩(wěn)定＋3 PV PA－1聚合物驅(qū)（CP＝1 750 mg／L）＋后續(xù)水驅(qū)；

方案1－7：水驅(qū)至壓力穩(wěn)定＋3 PV PA－1聚合物驅(qū)（CP＝1 750 mg／L）＋水驅(qū)至壓力穩(wěn)定＋3 PV利用劑（絮凝劑，質(zhì)量分數(shù)5%）＋0.1 PV交聯(lián)劑（2 500 mg／L））＋放置6 h＋后續(xù)水驅(qū)。

2.2 驅(qū)油效果

方案2－0：水驅(qū)到95%；

方案2－1：水驅(qū)到70%＋0.3 PV聚合物驅(qū)（PA－1聚合物，污水配制母液CP＝5 000 mg／L，清水稀釋到CP＝1 750 mg／L，剪切20 s）＋后續(xù)水驅(qū)；

方案2－2：水驅(qū)到70%＋0.3 PV二元復(fù)合驅(qū)（PAS－1聚合物，BHF表面活性劑，混合水（污水∶清水＝2∶1）配制CP＝2 000 mg／L，CS＝0.5%，剪切20 s）＋后續(xù)水驅(qū)；

方案2－3：水驅(qū)到70%＋0.3 PV聚合物驅(qū)（PA－2聚合物，污水配母液CP＝5 000 mg／L，清水稀釋到CP＝1 750 mg／L，剪切20 s）＋后續(xù)水驅(qū)。

方案2－4：水驅(qū)70%＋0.3 PV二元復(fù)合驅(qū)（聚合物PA－1，表面活性劑為ES微球，污水配聚合物母液CP＝5 000 mg／L，清水稀釋到CP＝1 450 mg／L，CS＝1 000 mg／L，剪切20 s后）＋后續(xù)水驅(qū)。

方案2－5：水驅(qū)70%＋0.3 PV泡沫驅(qū)（PAS－2聚合物，污水配制母液CP＝5 000 mg／L，清水稀釋到CP＝3 000 mg／L，C（起泡劑）＝500 mg／L，C（交聯(lián)劑）＝250 mg／L，C（穩(wěn)定劑）＝50 mg／L，注入前剪切20 s形成泡沫）＋后續(xù)水驅(qū)。

方案2－6：水驅(qū)70%＋0.3 PV聚合物驅(qū)（PA－1，污水配母液CP＝5 000 mg／L，清水稀釋到CP＝1 750 mg／L，剪切20 s）＋水驅(qū)到含水95%＋0.2 PV絮凝劑（質(zhì)量分數(shù)5%）＋0.1 PV交聯(lián)劑（2 500 mg／L）＋放置6 h＋后續(xù)水驅(qū)。

3 實驗結(jié)果與分析

3.1 流動性能

（1）阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。在巖心滲透率相同條件下，驅(qū)油劑類型對阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)存在影響（表2）。方案1－1～方案1－5中，方案1－5泡沫體系阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)最大，說明泡沫體系在地層中的吸附滯留能力較強，具有較好的改善吸液剖面能力，其次為方案1－3。與方案1－6相比較，方案1－7由于后續(xù)化學(xué)藥劑的注入，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)明顯增大，而且殘余阻力系數(shù)大于阻力系數(shù)。

（2）動態(tài)特征。在巖心滲透率一定條件下，隨著驅(qū)油劑注入量增加，聚合物在多孔介質(zhì)中的滯留量增大，孔隙過流斷面減小，流動阻力增大，注入壓力升高（圖2、3）。在后續(xù)水驅(qū)過程中，隨著滯留聚合物采出量增加，孔隙過流斷面逐漸增大，流動阻力逐漸減小，注入壓力逐漸下降。進一步分析發(fā)現(xiàn)，方案1－6與方案1－7相比較，當聚合物驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時，向巖心內(nèi)注入方案1－7體系可以產(chǎn)生沉淀物，堵塞孔道，大幅度提高注入壓力。

3.2 驅(qū)油效果

3.2.1 化學(xué)驅(qū)

驅(qū)油劑類型對驅(qū)油效果存在較大影響（表3）。在5種驅(qū)油劑中，粘度存在較大差異，其中，方案2－5所用聚合物溶液黏度為23.4 mPa·s，加入起泡劑、交聯(lián)劑和穩(wěn)定劑后剪切形成泡沫，泡沫下層的聚合物溶液黏度為2 015 mPa·s。實驗結(jié)果表明，泡沫復(fù)合體系增油效果最好，其次為二元復(fù)合體系。

在油藏流體性質(zhì)相同條件下，巖石滲透率愈低，其流動阻力愈大，吸液啟動壓力愈高。當油藏非均質(zhì)性比較嚴重時，水驅(qū)階段注入壓力往往僅略高于甚至難以達到中、低滲透層尤其是低滲透層的吸液啟動壓力［9］。此外，隨著水驅(qū)過程的進行，高滲透層水相滲透率增加，流動阻力進一步減小，注入壓力還將保持持續(xù)下降態(tài)勢，這將進一步減小中、低滲透層的吸水量。所以，大幅度提高注入壓力對于增加各吸液層吸液壓差、擴大波及體積具有十分重要的作用。結(jié)合表3和圖4實驗結(jié)果進一步分析可以看出，方案2－5采收率值和注入壓力最高，方案2－4的采收率值和注入壓力最低。在化學(xué)驅(qū)油過程中，化學(xué)驅(qū)油劑粘度越高，其在地層中滯留能力越強，注入壓力增高，改善油水流度比能力增強，擴大波及體積，進而改善吸液剖面，增加化學(xué)驅(qū)采收率值。

表2 阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

圖2 注入壓力與PV數(shù)關(guān)系曲線

圖3 注入壓力與PV數(shù)關(guān)系曲線

3.2.2 聚驅(qū)后進一步提高采收率措施

在聚驅(qū)結(jié)束，后續(xù)水驅(qū)到含水95%時，依次轉(zhuǎn)注0.2 PV絮凝劑和0.1 PV交聯(lián)劑，放置6 h，再后續(xù)水驅(qū)到含水95%（表4）。其中，絮凝劑容易形成沉淀，分層較明顯。結(jié)果表明，利用劑體系增油效果較差，與聚合物驅(qū)相比較，采收率僅提高了2.8個百分點。利用劑體系注入過程注入壓力逐漸增大，放置6 h后，后續(xù)水驅(qū)壓力升幅不大，擴大波及體積效果不明顯（圖5）。

圖4 注入壓力與PV數(shù)關(guān)系曲線

圖5 采收率、含水率和壓力與PV數(shù)關(guān)系曲線

4 結(jié)論

（1）六種驅(qū)油體系中，泡沫復(fù)合體系的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)最高，其次為PA－2聚合物溶液；加入利用劑體系的殘余阻力系數(shù)大于阻力系數(shù)。

（2）與水驅(qū)到95%的采收率相比較，泡沫復(fù)合體系增油效果最好，其次為二元復(fù)合體系。

（3）聚合物驅(qū)后進一步提高采收率方法增油效果較差，與聚合物驅(qū)相比較，采收率僅提高了2.8個百分點。

表3 化學(xué)驅(qū)采收率實驗結(jié)果

表4 化學(xué)驅(qū)采收率實驗結(jié)果

［1］ 王 健，羅平亞，陳學(xué)忠.耐溫抗鹽疏水締合聚合物弱凝膠調(diào)驅(qū)劑的研制［J］.油田化學(xué)，2002，19（4）：355－358.

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［9］ 周守為，韓明，張健，等.用于海上油田化學(xué)驅(qū)的聚合物研究［J］.中國海上油氣，2007，19（1）：25－28.

Facing the technology demand of BoHai oilfield development，aiming at improve the recovery target and using the modern physical simulation，the flow properties and flooding effects of six new oil displacement agent have been evaluated.The results show that the flow properties and flooding effects of foam compound system is the best，improve the recovery 26.1%relative to water flooding，second，the surfactant／polymer compound system and the PA－2 polymer，improve the recovery 19.3%and 17.6%，the"PA－1polymer＋ES mesospheric"system is the worst，improve the recovery only 14.0%and 11.7%.The EOR Technology after Polymer Flooding is poor，improve the recovery only 2.8%relative to polymer flooding.

109Study on displacement efficiency of new flooding agent in Bohai oifield

Jiang Weidong et al（CNOOC Research Institute，Beijing 100027）

Bohai oilfield；new type oil displacement agent；flow properties；flooding effects；physical simulation

TE357

A

1673－8217（2012）03－0109－04

2011－12－06

姜維東，博士，1980年生，2009年畢業(yè)于大慶石油學(xué)院油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事提高采收率研究工作。

“十二五”國家科技重大專項“海上稠油化學(xué)驅(qū)油技術(shù)”（2011ZX05024－004）部分研究成果；國家重點基礎(chǔ)研究發(fā)展計劃（973計劃）課題“海洋硫化物采掘機理與稠油聚合物驅(qū)問題研究”（2010CB735505）部分研究成果。

李金華