海上油田二元復(fù)合驅(qū)提高采收率關(guān)鍵技術(shù)
——以埕島油田埕北1區(qū)西部Ng4—5砂層組為例

王增林，宋新旺，祝仰文，竇立霞，邢愛忠，陳 偉

海上油田二元復(fù)合驅(qū)提高采收率關(guān)鍵技術(shù)
——以埕島油田埕北1區(qū)西部Ng4—5砂層組為例

王增林1,2，宋新旺3，祝仰文3，竇立霞3，邢愛忠4，陳 偉5

（1.中國石化勝利油田分公司，山東東營257001；2.中國石化化學驅(qū)提高石油采收率重點實驗室，山東東營257015；3.中國石化勝利油田分公司地質(zhì)科學研究院，山東東營257015；4.中國石化石油工程設(shè)計有限公司，山東東營257026；5.中國石化勝利油田分公司采油工藝研究院，山東東營257000）

化學驅(qū)是在平臺有限期內(nèi)提高海上油田采收率的有效手段，相比單一聚合物驅(qū)，二元復(fù)合驅(qū)具有更為快速和更大幅度提高采收率的特點。針對埕島油田埕北1區(qū)西部Ng4—5砂層組，設(shè)計了二元復(fù)合驅(qū)油藏工程優(yōu)化方案；針對海上平臺配注水水質(zhì)差，離子成分復(fù)雜，研制了速溶高效抗鹽二元復(fù)合驅(qū)油體系；針對平臺空間狹窄，簡化了二元復(fù)合驅(qū)配注流程，研制了高效小型化設(shè)備，不但提高了自動化程度，減少了平臺操作，還降低了安全環(huán)保風險，形成了高效集約化海上配注工藝；針對先導(dǎo)試驗區(qū)儲層出砂嚴重，層間矛盾突出，研制了低剪切注聚防砂管，形成了低剪切分層防砂分層注入工藝技術(shù)，整套管柱粘度保留率高，分層配注準確，可滿足海上安全環(huán)保要求；形成了海上油田大幅度提高采收率關(guān)鍵技術(shù)，并首次在埕北1區(qū)示范工程區(qū)開展了二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗。

海上油田提高采收率二元復(fù)合驅(qū)配注工藝分層防砂埕島油田

海上油田產(chǎn)量的持續(xù)增長已成為石油產(chǎn)能接替的重要組成部分，隨著勘探難度的增大，海上油氣資源的高效開發(fā)日趨重要，發(fā)展海上油田大幅度提高采收率技術(shù)方法勢在必行［1］。陸上油田開發(fā)實踐證實，化學驅(qū)是大幅度提高采收率的有效手段，已經(jīng)在大慶、勝利等油區(qū)得到廣泛應(yīng)用，技術(shù)日趨成熟，其規(guī)模居世界前列，研究應(yīng)用水平也處于國際前沿［2-8］。借鑒陸上成功經(jīng)驗，針對海上油田特點，中國海洋石油總公司在綏中36-1等油田先后開展了聚合物驅(qū)單井試驗、井組試驗和擴大試驗，均取得了良好的增油效果［9-12］。無堿表面活性劑加聚合物的二元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)是近幾年發(fā)展起來的高效化學驅(qū)油方法，體系組分能與原油形成超低界面張力，相對于三元復(fù)合驅(qū)來說由于體系中無堿，可以最大限度地發(fā)揮聚合物的粘彈性，并減緩腐蝕和結(jié)垢［13］。勝利油區(qū)率先開展了無堿二元復(fù)合驅(qū)油技術(shù)研究，并于2003年9月在孤東油田七區(qū)西南Ng54—61層開展了二元復(fù)合驅(qū)油先導(dǎo)試驗，取得了顯著降水增油效果［14-16］。截至2013年9月，全區(qū)已累積增產(chǎn)原油24.6×104t，提高采收率8.9%，預(yù)計可提高采收率12%，展示了二元復(fù)合驅(qū)良好的發(fā)展前景。

埕島油田位于渤海灣南部的極淺海海域，主要采用井組平臺的開發(fā)模式。由于受淡水資源和輸送條件的限制，配注水水質(zhì)差，礦化度高，離子成分復(fù)雜，對二元復(fù)合驅(qū)油體系的粘度、界面張力等性能影響較大；采油平臺剩余空間小，制約了配注工藝的實施［17］。目前，該油田采出程度低，采油速度不到1.5%，而平臺、管線壽命有限，僅為15～20 a，儲層出砂嚴重及層間矛盾突出，迫切需要尋求更快、更大幅度提高采收率的新技術(shù)。針對上述制約海上油田實施二元復(fù)合驅(qū)的關(guān)鍵技術(shù)難題，重點開展了適用于海上油田的速溶抗鹽二元復(fù)合驅(qū)油體系、配注工藝流程、低剪切分層防砂及注入工藝研究，優(yōu)化設(shè)計了二元復(fù)合驅(qū)方案，并在埕島油田埕北1區(qū)西部Ng4—5砂層組開展二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗，以期為提高海上油田的采油速度和大幅度提高采收率提供借鑒。

1 先導(dǎo)試驗區(qū)概況

埕北1區(qū)西部Ng4—5砂層組先導(dǎo)試驗區(qū)位于埕島油田中區(qū)北部，水深為12～14 m，距中心一號平臺5 km，距中心二號平臺3 km左右，為高孔高滲透、常規(guī)稠油、巖性構(gòu)造層狀油藏，試驗區(qū)含油面積為0.68 km2，石油地質(zhì)儲量為191×104t，其中中心井區(qū)石油地質(zhì)儲量為55×104t，主力含油小層為Ng51，Ng53，Ng54和Ng55，石油地質(zhì)儲量為163×104t，占試驗區(qū)石油地質(zhì)儲量的85.3%。試驗區(qū)儲層埋藏淺，物性較好，平均孔隙度為32.8%，平均空氣滲透率為1 162×10-3μm2，原始含油飽和度為61%～65%；原始地層溫度為65℃，地層原油密度為0.906 6 g/cm3，地層原油粘度為67 mPa·s，產(chǎn)出原油地面粘度為308 mPa·s；原始地層水礦化度為4 240 mg/L，二價離子的質(zhì)量濃度為27 mg/L；產(chǎn)出水礦化度約為9 000 mg/ L，二價陽離子的質(zhì)量濃度大于300 mg/L。自1998 年8月投產(chǎn)，現(xiàn)處于中含水開發(fā)階段，綜合含水率為67.6%，采出程度相對較低，僅為15.9%。油層發(fā)育好，連通狀況好；1F平臺注入井比較集中，共有4口注入井，9口生產(chǎn)井，1口中心井（1FA-8）。

2 驅(qū)油體系研制及性能評價

2.1 實驗器材

實驗儀器包括：Texas500旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、DV-III布氏粘度計、電子天平、磁力攪拌器和燒杯等。驅(qū)油設(shè)備主要包括：ISCO泵、壓力傳感器、巖心夾持器和中間容器等。

實驗樣品包括:陰離子表面活性劑石油磺酸鹽PS-1、烷醇酰胺類非離子表面活性劑HS-2、聚丙烯酰胺8號（取自孤東油田七區(qū)西南Ng54—61層二元復(fù)合驅(qū)油先導(dǎo)試驗礦場）和三元共聚物新2號［18］的工業(yè)樣品。實驗用油為埕島油田1A-4和1D-4井的脫水原油與煤油以一定比例配制的模擬油，其在65℃時的粘度為67 mPa·s。

實驗用水為埕島油田注入水（污水與水源井水的混合水），總礦化度為10 764 mg/L，二價陽離子的質(zhì)量濃度為341 mg/L。

2.2 實驗方法

界面張力和驅(qū)油效果分別按照SY/T 6424—2000［19］中復(fù)合驅(qū)油體系與原油的界面張力性能檢測和復(fù)合驅(qū)油體系物理模擬驅(qū)油效果測試的規(guī)定進行測定，實驗溫度為65℃。

質(zhì)量分數(shù)為0.15%的聚合物溶液按照SY/T 5862—2008［20］的規(guī)定進行配制，溶液粘度用DV-III布氏粘度計在溫度為65℃、剪切速率為7.34 s-1的條件下測定。

2.3 二元復(fù)合驅(qū)油體系研制

2.3.1 表面活性劑配方

設(shè)計思路 通過分子模擬研究了二價陽離子（Ca2+和Mg2+）與表面活性劑之間的相互作用。結(jié)果表明，向陰離子表面活性劑中加入非離子表面活性劑可以提高表面活性劑的抗鈣鎂能力。這是由于將2種表面活性劑復(fù)配后，陰離子表面活性劑富集于油水界面處，而非離子表面活性劑占據(jù)界面吸附位，能夠有效減弱陰離子表面活性劑極性頭基與二價陽離子之間的靜電相互作用。同時，采用分子動力學方法研究復(fù)配后的表面活性劑與二價陽離子的電荷分布，量化計算復(fù)配表面活性劑與二價陽離子的作用距離可知，二價陽離子電荷數(shù)由原來的+2變?yōu)?1.4，說明其電荷已經(jīng)離域到其附近的原子上，二價陽離子與酰胺基團上的氧原子和磺酸基上的氧原子已經(jīng)形成了類似配位鍵的作用，而不是單純的靜電相互作用，使得表面活性劑與二價陽離子相互作用減弱。為此，提出了將陰離子表面活性劑與非離子表面活性劑進行復(fù)配的設(shè)計思路，以提高表面活性劑的抗鈣鎂能力。

表面活性劑配方及性能評價 由PS-1與HS-2不同質(zhì)量比下的界面張力測定結(jié)果可知：單一石油磺酸鹽難以使油水界面張力達到超低（10-3mN/m數(shù)量級）；當PS-1與HS-2的總質(zhì)量分數(shù)為0.4%、質(zhì)量比為3∶1，2∶1，1∶1和1∶2時，油水界面張力分別為5.5×10-3，1.5×10-3，1.1×10-3和1.3×10-3mN/m，均達到超低，且在質(zhì)量比為1∶1時達到最低。

由質(zhì)量比為1∶1的PS-1與HS-2復(fù)配體系不同質(zhì)量分數(shù)下的界面張力（圖1）可知，復(fù)配體系在較寬的質(zhì)量分數(shù)范圍內(nèi)（0.1%～0.6%）界面張力均達到超低，且質(zhì)量分數(shù)為0.4%時，界面張力最低。為此，將總質(zhì)量分數(shù)為0.4%、質(zhì)量比為1∶1的PS-1與HS-2溶液作為二元復(fù)合驅(qū)油體系的表面活性劑。

圖1 質(zhì)量比為1∶1的PS-1與HS-2復(fù)配體系不同質(zhì)量分數(shù)下的界面張力

2.3.2 速溶抗鹽聚合物優(yōu)選與性能評價

李振泉等已經(jīng)證實三元共聚物新2號中試樣品的綜合性能優(yōu)于普通聚丙烯酰胺［18］，溶解性能良好，具有非常好的耐溫抗鹽能力及比普通聚丙烯酰胺更高的提高采收率的能力，且能與石油磺酸鹽產(chǎn)生較好的協(xié)同效應(yīng)。通過對新2號工業(yè)樣品的性能評價發(fā)現(xiàn)：其性能與中試樣品相當，優(yōu)于普通聚丙烯酰胺8號；新2號溶解時間為45～60 min，普通聚丙烯酰胺溶解時間為120 min；質(zhì)量分數(shù)為0.15%的新2號溶液的表觀粘度為20.5 mPa·s，大于技術(shù)指標要求的15 mPa·s，普通聚丙烯酰胺8號為14.6 mPa·s；新2號與表面活性劑復(fù)配后，體系的表觀粘度和界面張力保持穩(wěn)定。故優(yōu)選新2號工業(yè)樣品作為二元復(fù)合驅(qū)油體系的聚合物。

2.4 驅(qū)油體系性能評價

在表面活性劑配方研究及聚合物優(yōu)選評價的基礎(chǔ)上，確定了適用于海上油藏條件的二元復(fù)合驅(qū)油體系室內(nèi)配方：由質(zhì)量分數(shù)為0.2%的石油磺酸鹽PS-1、質(zhì)量分數(shù)為0.2%的表面活性劑和質(zhì)量分數(shù)為0.15%的聚合物復(fù)配而成。二元復(fù)合驅(qū)油體系的性能評價結(jié)果表明，其與原油的初始界面張力為3.6× 10-3mN/m，3個月后界面張力為4.5×10-3mN/m，粘度保留率為84%，說明其具有超低界面張力、較高的粘度和良好的熱穩(wěn)定性。物理模擬實驗結(jié)果表明，二元復(fù)合驅(qū)油體系發(fā)揮了聚合物和表面活性劑的協(xié)同作用［21］，驅(qū)油效率提高了26.3%。

3 系列高效小型化試驗裝置的研制

為在埕北1區(qū)開展二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗，對CB1F平臺進行了擴建，擴建部分分為2層，上、下層最大承重分別為30和113 t，擴建平臺總面積為177 m2。邢愛忠等已經(jīng)對海上CB1F平臺二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗的工藝進行了探討，認為海上CB1F平臺要實施二元復(fù)合驅(qū)，不能按陸上的做法和原則選用容器、設(shè)備，必須簡化流程，對所用設(shè)備模塊須進行橇裝化和小型化的研制［22］。在前期工作的基礎(chǔ)上，為了節(jié)約平臺空間，減少平臺操作，降低安全環(huán)保風險，確?；瘜W劑溶解熟化并混配均勻，研制了聚合物干粉分散混配模塊、聚合物母液攪拌熟化模塊等小型裝置，形成了集約化海上配注工藝。

聚合物干粉分散混配模塊 將水射式分散裝置中的干粉儲料倉（儲存干粉量為3.5 t）與啟閉閥、螺旋下料器、射流倉集中成干粉分散混配模塊（圖2），其直徑為2.8 m，高度為2.9 m，每個模塊總質(zhì)量小于6 t，共設(shè)9個模塊，4個1組，1個備用。每次吊運1組干粉分散混配模塊到平臺上，與平臺上預(yù)留的低壓污水管線及電控接線盒相接，即可配制聚合物母液。

圖2 聚合物干粉分散混配模塊結(jié)構(gòu)示意

聚合物干粉分散混配模塊具有以下結(jié)構(gòu)和功能特點：采取密封措施分割上、下腔室，可遮風擋雨，防止潮濕空氣進入；通入干燥空氣，保持微正壓，保證干粉不會受潮結(jié)塊；外接口采用方便快捷的快換接頭；模塊集儲料倉、射流倉、電氣和自控于一體，減小了占地面積，每個模塊體積為39 m3，占地面積為12.6 m2，與陸地相比，節(jié)約占地面積102 m2。

聚合物母液攪拌熟化模塊 通過優(yōu)選攪拌機葉片形式，優(yōu)化攪拌機葉片層數(shù)、層間距、葉片直徑和攪拌機的轉(zhuǎn)速，采取在罐壁增加擋板、母液進液方向與攪拌機轉(zhuǎn)動方向相反等措施，研制了聚合物母液攪拌熟化模塊。該模塊可提高聚合物母液的熟化效率，使溶解熟化時間縮短至40 min，達到技術(shù)指標要求；同時壓縮了設(shè)備體積，減少了模塊的容積和占地面積，提高了場地平面利用率，模塊體積和占地面積僅為陸上同等規(guī)模熟化裝置的43.6%和61.6%。

其他模塊的研制 研制了聚合物母液提升過濾模塊、表面活性劑模塊、驅(qū)油劑均勻混配模塊以及背包式高壓注入泵等。

海上配注工藝流程 將所研制模塊在平臺上分層設(shè)置：將聚合物干粉分散混配模塊安置在頂層，方便吊運；其余模塊集中安置在下層，便于布置管線；控制室安置在中層，方便操作。整個流程充分利用了平臺空間和高差，大大減少了設(shè)備及模塊的占地面積，陸地同樣規(guī)模二元復(fù)合驅(qū)試驗站占地面積為480 m2，比陸地節(jié)約占地面積63%，可滿足海上配注要求。

4 低剪切分層防砂分層注入工藝

埕島油田海上注聚合物區(qū)館陶組油藏儲層膠結(jié)疏松，地層出砂嚴重；含油井段長、縱向?qū)佣?；各層非均質(zhì)性強，層間矛盾突出；要實現(xiàn)海上注聚井低剪切分層防砂及注入，目前尚無先例可循。由于注入井與生產(chǎn)井不同，出砂是在近井地帶壓力變化瞬間，儲層激勵出砂；儲層巖石粒度中值為0.13～0.18 mm，且分選系數(shù)好，粒度中值大于0.1 mm的地層采用防砂管即可滿足防砂要求［23］；針對井徑為159.2 mm的井眼,研制了新型低剪切注聚防砂管，采用海上注水井中成熟的分層防砂、分層注水工藝［24］，從而滿足海上砂巖油藏聚合物低剪切分層防砂分層注入的要求。

4.1 低剪切注聚防砂管

雖然防砂管種類較多，但從擋砂層方式上看，目前常用的主要有網(wǎng)狀與縫狀2種結(jié)構(gòu)的防砂管，通過分析，縫狀繞絲防砂管對長鏈式高分子聚合物具有更低的機械剪切，聚合物粘度保留率達95%以上［25］，因此，注聚井優(yōu)選采用如繞絲類的縫狀防砂管。但在注聚時采用的常規(guī)縫狀繞絲防砂管由于縫的形狀為外窄里寬，雜質(zhì)易在防砂管篩縫的最小處聚集，長時間注聚時防砂管易堵塞。為此，研制了新型的低剪切注聚防砂管（圖3），該防砂管采用內(nèi)窄外寬的縫狀結(jié)構(gòu)，有利于防砂管防堵塞與聚合物低剪切注入，同時繞絲防砂層內(nèi)置于基管內(nèi)，也有利于安全下井。

圖3 低剪切注聚防砂管結(jié)構(gòu)示意

4.2 海上雙管安全分層注入工藝

由于雙管分注無井下配注器節(jié)流，聚合物粘度保留率最高，井下各層流量可在井口調(diào)節(jié)，流量調(diào)節(jié)準確方便，因此優(yōu)選采用同心雙管分注工藝；同時為滿足海上井控安全要求，設(shè)計了海上同心雙管安全分注工藝管柱（圖4）。其井下安全控制的工作原理是：雙管安全閥受壓，打開中心管內(nèi)密封閥板和環(huán)空內(nèi)密封，中心內(nèi)管注下層，雙管環(huán)空注上層，實現(xiàn)正常分注；在異常情況時，雙管安全閥泄壓關(guān)閉，封隔器關(guān)閉井筒。

4.3 分層注聚技術(shù)指標

采用低剪切注聚濾砂管和雙管分注工藝，該套剪切分層防砂及注入工藝的單井配注量小于等于400 m3/d，單層配注量小于等于200 m3/d，粘度保留率大于等于92%?，F(xiàn)場試驗結(jié)果證實，整套管柱性能可靠，分層配注準確，可滿足海上安全環(huán)保要求。

圖4 分層防砂后雙管安全分注工藝管柱結(jié)構(gòu)示意

5 二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗方案優(yōu)化

5.1 注入?yún)?shù)優(yōu)化

根據(jù)正交設(shè)計方法和模糊數(shù)學原理，在復(fù)合驅(qū)油藏數(shù)值模擬研究的基礎(chǔ)上，考慮各項技術(shù)、經(jīng)濟指標綜合影響，利用基于模糊綜合評判模型的優(yōu)化設(shè)計方法對復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)進行了優(yōu)化設(shè)計。選取表面活性劑質(zhì)量分數(shù)（A）、聚合物質(zhì)量分數(shù)（B）和注入孔隙體積倍數(shù)（C）3個因素作為考察對象，每個因素參考室內(nèi)實驗結(jié)果取4個水平值（表1）。由正交試驗結(jié)果（表2）可知，最佳注入?yún)?shù)為A2B2C3，即表面活性劑和聚合物的質(zhì)量分數(shù)分別為0.4%和0.18%，主段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.25。

表1 二元復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)正交試驗方案

表2 二元復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)正交試驗結(jié)果

5.2 分層注聚方案

埕北1區(qū)西部Ng4—5砂層組先導(dǎo)試驗區(qū)開發(fā)單元小層數(shù)多達11個，井段長；層間物性差異大，滲透率級差最大達12。為了達到較好的注聚效果，在考慮儲量、厚度匹配的情況下，將有穩(wěn)定隔層的Ng52與Ng53小層分開，實施上、下2層分層注聚。上層為Ng42—52，石油地質(zhì)儲量為67×104t，油層厚度為9.2 m；下層為Ng53—55，石油地質(zhì)儲量為124×104t，油層厚度為13.2 m。數(shù)值模擬結(jié)果表明，相比籠統(tǒng)注入，分層注入可提高采收率1.1%。

5.3 先導(dǎo)試驗推薦方案

在二元復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)及分層注聚方案的基礎(chǔ)上，確定了先導(dǎo)試驗油藏工程方案。采用水源井水和污水混合稀釋三段塞注入方式，前置保護段塞和后置段塞均為質(zhì)量分數(shù)為0.2%的單一聚合物溶液，主段塞為由質(zhì)量分數(shù)為0.4%的表面活性劑和質(zhì)量分數(shù)為0.18%的聚合物混配而成的二元復(fù)合驅(qū)油體系，前置保護段塞、主段塞和后置段塞的注入量分別為0.03，0.25和0.02倍孔隙體積。數(shù)值模擬結(jié)果預(yù)測，全區(qū)提高采收率10.3%，累積增油量為19.7×104t，其中中心井可提高采收率12.3%，采油速度最高可達3.2%。2012年1月，首例海上油田二元復(fù)合驅(qū)提高采收率先導(dǎo)試驗在CB1F平臺投產(chǎn)。

6 結(jié)論

以陰離子表面活性劑復(fù)配非離子表面活性劑的思路指導(dǎo)抗鹽抗鈣鎂表面活性劑配方設(shè)計，研制的二元復(fù)合驅(qū)油體系在先導(dǎo)試驗區(qū)模擬油藏條件下，具有速溶、抗鹽、高粘、低界面張力、熱穩(wěn)定性好等優(yōu)點。

研制了適用于海上條件的聚合物干粉分散混配模塊、母液攪拌熟化模塊等高效小型裝置，占地總面積為177 m2，而陸地同樣規(guī)模二元復(fù)合驅(qū)試驗站占地面積達480 m2，形成了海上二元復(fù)合驅(qū)高效集約化配注工藝。研制了低剪切注聚防砂管，形成了低剪切分層防砂分層注入工藝技術(shù)，整套管柱粘度保留率大于等于92%，分層配注準確，可滿足海上安全環(huán)保要求。在形成以上二元復(fù)合驅(qū)提高采收率關(guān)鍵技術(shù)基礎(chǔ)上，開展了首例大規(guī)模海上二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗。

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編輯常迎梅

TE357.43

A

：1009-9603（2014）02-0005-05

2014-01-03。

王增林，男，教授級高級工程師，博士，從事油田開發(fā)研究與管理工作。聯(lián)系電話：（0546）8552750，E-mail：wangzenglin.slyt@sin?opec.com。

國家高技術(shù)研究發(fā)展計劃“海上油田二元復(fù)合驅(qū)提高采收率關(guān)鍵技術(shù)”(2008AA092801)。