聚/表二元體系流度控制作用對(duì)采收率的影響——以大港孔南高凝高黏油藏為例

楊懷軍， 張 杰， 曹偉佳， 蘇 鑫

(1. 中國(guó)石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280；2.東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318)

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聚/表二元體系流度控制作用對(duì)采收率的影響
——以大港孔南高凝高黏油藏為例

楊懷軍1， 張 杰1， 曹偉佳2， 蘇 鑫2

(1. 中國(guó)石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280；2.東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318)

大港油田孔南地區(qū)油藏具有高凝、高黏和高礦化度等特點(diǎn)，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果較差，亟待采取大幅度提高采收率技術(shù)措施。為考察聚/表二元復(fù)合體系流度控制能力對(duì)采收率的影響，以目標(biāo)油藏儲(chǔ)層巖石和流體物性為模擬對(duì)象，開(kāi)展了聚/表二元復(fù)合體系黏度對(duì)采收率影響實(shí)驗(yàn)研究。結(jié)果表明，對(duì)于非均質(zhì)油藏，與洗油能力相比，聚/表二元復(fù)合體系流度控制能力對(duì)采收率貢獻(xiàn)率超過(guò)70%。從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)角度考慮，目標(biāo)油藏聚/表二元復(fù)合驅(qū)合理黏度比(μp/μo)為1～2。通過(guò)在聚合物干粉熟化過(guò)程中添加除垢劑，不僅可以消除鈣鎂離子對(duì)聚合物增黏性的不利影響，而且除垢劑與水中鈣鎂離子作用形成的微米級(jí)固體顆?？梢噪S聚合物溶液進(jìn)入巖石孔隙，產(chǎn)生良好液流轉(zhuǎn)向效果，技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果十分顯著。

高凝高黏油藏； 聚/表二元體系； 流度控制作用； 影響因素； 物理模擬； 機(jī)理分析

三元復(fù)合驅(qū)以其采收率增幅較大而受到石油科技工作者的高度重視，已在大慶油田、勝利和克拉瑪依等油田進(jìn)行了先導(dǎo)性和工業(yè)性礦場(chǎng)試驗(yàn)，取得了明顯的增油降水效果。但在礦場(chǎng)試驗(yàn)過(guò)程中也暴露出一些問(wèn)題，如三元復(fù)合體系中堿和表面活性劑引起的結(jié)垢和乳化問(wèn)題[1-5]。此外，堿和表面活性劑對(duì)聚合物溶液流度控制能力影響也制約了擴(kuò)大波及體積效果，并最終影響采收率。因此，無(wú)堿聚/表二元復(fù)合驅(qū)室內(nèi)研究和礦場(chǎng)試驗(yàn)開(kāi)始受到石油科技工作者的高度重視，目前吉林紅崗油田、遼河錦16塊、大港港西三區(qū)、長(zhǎng)慶油田、新疆克拉瑪依油田和渤海錦州93油田等進(jìn)行了聚/表二元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)[6-9]，其中錦16塊見(jiàn)到了明顯增油降水效果。大港油田孔南地區(qū)儲(chǔ)層屬于高凝、中高黏、中低滲和高礦化度油藏，平均滲透率(120～199)×10-3μm2，滲透率變異系數(shù)0.60～0.68，原油凝固點(diǎn)20～31 ℃，地面原油黏度177～962 mPa·s，注入水礦化度29 584 mg/L，水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果較差，亟待采取大幅度提高采收率技術(shù)措施。為滿足聚/表二元復(fù)合驅(qū)注入工藝參數(shù)優(yōu)化技術(shù)要求，本文以目標(biāo)油藏儲(chǔ)層巖石和流體物性為模擬對(duì)象，開(kāi)展了聚/表二元復(fù)合體系流度控制作用對(duì)采收率影響實(shí)驗(yàn)研究，這對(duì)進(jìn)一步加深聚/表二元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油機(jī)理和提高礦場(chǎng)實(shí)施效果具有參考價(jià)值。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 藥劑和原料

聚合物為疏水締合聚合物AP-P7，由中國(guó)石油大港油田采油工藝研究院提供，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為90%。表面活性劑為官109PS985，由大港油田采油工藝研究院提供，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)為40%。

實(shí)驗(yàn)用油為模擬油，由大港孔南地區(qū)儲(chǔ)層原油與煤油混合而成，油藏溫度條件下黏度為50 mPa·s。實(shí)驗(yàn)用水為大港孔南地區(qū)注入水和地層水，注入水水質(zhì)分析見(jiàn)表1。

表1 水質(zhì)分析結(jié)果

1.2 巖心

實(shí)驗(yàn)用巖心為石英砂環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)二維縱向非均質(zhì)人造巖心[10]，包括高中低三個(gè)滲透層，各小層滲透率Kg分別為645×10-3、195×10-3、60×10-3μm2。巖心外觀幾何尺寸：長(zhǎng)×寬×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm，各個(gè)小層厚度為1.5 cm。

1.3 儀器及實(shí)驗(yàn)步驟

采用驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置評(píng)價(jià)聚/表二元體系驅(qū)油效果，該裝置包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等，除手搖泵和平流泵外，其余部件置于油藏溫度保溫箱內(nèi)。

實(shí)驗(yàn)步驟：

① 在室溫下，巖心抽真空飽和地層水，計(jì)算孔隙體積和孔隙度；

② 在油藏溫度條件下，進(jìn)行滲透率測(cè)試；

③ 在油藏溫度條件下，飽和模擬油(黏度50 mPa·s)，計(jì)算含油飽和度；

④ 在油藏溫度條件下，水驅(qū)到設(shè)計(jì)含水率，計(jì)算水驅(qū)采收率；

⑤ 在油藏溫度條件下，注入化學(xué)劑段塞，后續(xù)水驅(qū)到含水率98%，計(jì)算采收率。

實(shí)驗(yàn)注入速度為0.8 mL/min。

1.4 方案設(shè)計(jì)

1.4.1 流度控制作用對(duì)聚/表二元復(fù)合驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率

(1) “聚合物溶液/原油”黏度比(μp/μo)和滲透率變異系數(shù)對(duì)驅(qū)油效果的影響

方案1-1～方案1-4：水驅(qū)至含水率98%+0.6 PV聚合物溶液(μp=25、50、100、200 mPa·s)+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

(2) “聚/表二元體系/原油”黏度比(μsp/μo)對(duì)增油效果的影響

方案2-1～方案2-4：水驅(qū)至含水率98%+0.6 PV聚/表二元體系(μsp=25、50、100、200 mPa·s)+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

1.4.2 藥劑質(zhì)量濃度對(duì)聚/表二元復(fù)合驅(qū)增油效果的影響

(1) 表面活性劑質(zhì)量濃度的影響

方案3-1～方案3-4：水驅(qū)至含水率98%+0.6 PV聚/表二元體系(Cp=2 000 mg/L，Cs=500、1 000、2 000、3 000 mg/L)+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

(2) 聚合物質(zhì)量濃度的影響

方案4-1～方案4-4：水驅(qū)至含水率98%+0.6 PV聚/表二元體系(Cp=1 000、2 000、3 000、4 000 mg/L，Cs=2 000 mg/L)+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

1.4.3 溶劑水對(duì)聚/表二元復(fù)合驅(qū)增油效果的影響

方案5-1～方案5-3：水驅(qū)至含水率98%+0.6 PV聚/表二元體系(注入水、軟化水(除垢)和軟化水(含垢))+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

2 結(jié)果分析

2.1 流度控制作用對(duì)采收率的貢獻(xiàn)率

2.1.1 黏度比(μp/μo)對(duì)增油效果的影響

(1) 采收率

在原油黏度為50 mPa·s條件下，“聚合物溶液/原油”黏度比(μp/μo)對(duì)聚合物驅(qū)增油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 不同黏度比(μp/μo)的采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表2中可以看出，隨黏度比(μp/μo)即聚合物溶液黏度增大，流度控制作用增強(qiáng)，擴(kuò)大波及體積效果提高，采收率增加。進(jìn)一步分析表明，當(dāng)黏度比(μp/μo)在0.5～2.0時(shí)，聚合物驅(qū)采收率增幅較大。

(2) 動(dòng)態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖1。

圖1 不同黏度比(μp/μo)時(shí)注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系

Fig.1 The relationship between injection pressure, moisture, recovery and PV under the condition of different viscosity ratio(μp/μo)

從圖1中可以看出，隨黏度比(μp/μo)即聚合物溶液黏度增大，注入壓力升高，中低滲透層吸液壓差增大，液流轉(zhuǎn)向效果提高，含水率下降，采收率增加。進(jìn)一步分析表明，當(dāng)黏度比(μp/μo)為1～2時(shí)，注入壓力增幅較大，這有利于增加中低滲透層吸液壓差，增加波及系數(shù)和提高采收率。

2.1.2 黏度比(μsp/μo)對(duì)驅(qū)油效果的影響

在原油黏度為50 mPa·s條件下，“聚/表二元體系/原油”黏度比(μsp/μo)對(duì)聚/表二元驅(qū)增油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

從表3中可以看出(與表2類似)，隨黏度比(μsp/μo)即聚/表二元體系黏度增大，流度控制作用增強(qiáng)，擴(kuò)大波及體積效果提高，采收率增加。進(jìn)一步分析表明，當(dāng)黏度比(μsp/μo)在1～2時(shí)，聚/表二元驅(qū)采收率增幅較大。

表3 不同黏度比(μsp/μo)的采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.1.3 流度控制作用對(duì)化學(xué)驅(qū)采收率的貢獻(xiàn)率 從表2和表3中可以看出，聚合物溶液和聚表二元體系黏度幾乎相等，表明兩種驅(qū)油劑流度控制能力近似相同。由此可見(jiàn)，兩種驅(qū)油劑采收率差異是由于洗油能力不同造成的[11-12]。為了描述驅(qū)油劑流度控制和洗油能力對(duì)驅(qū)油效果(采收率)的影響，定義驅(qū)油劑流度控制和洗油能力對(duì)采收率(η)的貢獻(xiàn)率(δ)：

δ流度控制能力=η聚合物驅(qū)/η聚/表二元驅(qū)

δ洗油能力=1-δ流度控制能力

聚/表二元體系流度控制和洗油能力對(duì)采收率的貢獻(xiàn)率計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 采收率貢獻(xiàn)率數(shù)據(jù)

從表4中可以看出，隨黏度比(μsp/μo)即聚合物質(zhì)量濃度增加，聚/表二元體系流度控制作用對(duì)采收率貢獻(xiàn)率增加，但增幅逐漸減小。進(jìn)一步分析表明，在影響化學(xué)驅(qū)增油效果基本要素中，流度控制作用對(duì)采收率貢獻(xiàn)率要遠(yuǎn)大于洗油作用的貢獻(xiàn)率。

2.2 藥劑質(zhì)量濃度對(duì)增油效果的影響

2.2.1 表面活性劑 表面活性劑質(zhì)量濃度對(duì)聚/表二元體系驅(qū)油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表5。

表5 不同表面活性劑質(zhì)量濃度的采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表5中可以看出，隨聚/表二元體系中表面活性劑質(zhì)量濃度增加，其黏度小幅度增加，最終采收率增加，但采收率增幅不大。

2.2.2 聚合物 聚合物質(zhì)量濃度對(duì)聚/表二元驅(qū)油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表6。

表6 不同聚合物質(zhì)量濃度的采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表6中可以看出，隨聚合物質(zhì)量濃度增大，聚/表二元體系黏度增加，流度控制能力增強(qiáng)，波及系數(shù)增加，采收率增大。進(jìn)一步分析表明，當(dāng)聚合物質(zhì)量濃度達(dá)到2 000 mg/L時(shí)，聚/表二元體系黏度明顯增加，表明此時(shí)聚合物分子鏈間締合作用明顯加強(qiáng)，形成了具有“網(wǎng)狀”結(jié)構(gòu)特征的聚合物分子聚集體[13]，這使得聚合物溶液中聚合物分子線團(tuán)與巖石孔隙間匹配性變差，采收率增幅減小。

2.2.3 溶劑水處理方式對(duì)增油效果的影響

(1)采收率

向注入水中加入除垢劑并攪拌幾分鐘，將水中生成微顆粒類物質(zhì)過(guò)濾，得到“軟化水”，用其配制聚合物溶液。或?qū)⒕酆衔锔煞叟c除垢劑一塊分散到注入水中攪拌2 h，此過(guò)程中生成垢微顆粒就會(huì)均勻分散在聚合物溶液內(nèi)(簡(jiǎn)稱“含垢水”)，并通過(guò)聚合物溶液攜帶進(jìn)入巖心。溶劑水處理方式對(duì)聚/表二元體系(Cp=1 400 mg/L，Cs=2 000 mg/L)驅(qū)油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表7。

表7 不同注入水類型的采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

從表7中可以看出，在3種溶劑水配制聚/表二元體系中，含垢水的增油效果最好，其次為軟化水，再其次為注入水。分析表明，與注入水相比較，軟化水去除了水中鈣鎂離子，降低了二價(jià)陽(yáng)離子對(duì)聚合物分子鏈抑制作用，有利于聚合物分子伸展和締合[14-16]，因而聚/表二元體系黏度較高，流度控制能力較強(qiáng)，擴(kuò)大波及體積效果較好。而含垢水中含有微米級(jí)固體顆粒，它們隨聚合物溶液進(jìn)入巖心孔隙，并在其中發(fā)生滯留，可以起到封堵大孔道和改善液流轉(zhuǎn)向效果作用，因而采收率增幅最大。綜上所述，由于目標(biāo)油藏配制聚合物用水不僅總礦化度較高，而且鈣鎂離子含量也較高，這將對(duì)聚合物增黏能力造成不利影響。

(2) 動(dòng)態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖2。

圖2 不同注入水類型時(shí)注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系

Fig.2 The relationship between injection pressure, moisture, recovery and PV under the condition of different water type

從圖2中可以看出，在3種水配制聚/表二元體系驅(qū)替實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，含垢水注入壓力最高，擴(kuò)大波及體積效果最好，采收率增幅最大，其次是軟化水，再次是注入水。

(3) 機(jī)理分析

將聚合物干粉與除垢劑一塊分散到注入水中攪拌2 h，此過(guò)程中生成垢微顆粒就會(huì)均勻分散在聚合物溶液內(nèi)，成垢顆粒粒徑檢測(cè)結(jié)果見(jiàn)表8。

從表8中可以看出，聚合物溶液中成垢顆粒粒徑分布比較集中，粒徑中值為11.99 μm。由此可見(jiàn)，當(dāng)聚合物溶液攜帶懸浮垢顆粒進(jìn)入優(yōu)勢(shì)通道或特高滲透層(見(jiàn)圖3)后，固體顆粒會(huì)進(jìn)一步強(qiáng)化聚/表二元復(fù)合體系的液流轉(zhuǎn)向作用，取得更好擴(kuò)大波及體積和提高采收率效果。

表8 成垢顆粒粒徑測(cè)試

注：D10代表粒徑分布曲線中縱坐標(biāo)累計(jì)分布10%所對(duì)應(yīng)的橫坐標(biāo)直徑值，D25、D50、D75、 D90 以此類推。

圖3 調(diào)驅(qū)劑液流轉(zhuǎn)向原理示意圖

Fig.3 Diagram of fluid diversion theory

3 結(jié)論

(1) 對(duì)于非均質(zhì)油藏，與洗油能力相比較，驅(qū)油劑流度控制能力對(duì)化學(xué)驅(qū)采收率貢獻(xiàn)率超過(guò)70%。因此，提高驅(qū)油劑流度控制能力是提高化學(xué)驅(qū)采收率的最有效途徑。

(2) 從技術(shù)和經(jīng)濟(jì)兩方面考慮，推薦目標(biāo)油藏聚/表二元復(fù)合驅(qū)合理黏度比(μp/μo)為1～2。

(3) 通過(guò)在聚合物干粉熟化過(guò)程中添加除垢劑，不僅可以消除鈣鎂離子對(duì)聚合物增黏性的不利影響，而且除垢劑與水中鈣鎂離子作用形成的微米級(jí)固體顆?？梢噪S聚合物溶液進(jìn)入巖石孔隙，產(chǎn)生良好液流轉(zhuǎn)向效果，技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果十分顯著。

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(編輯 閆玉玲)

The Effect of Polymer/Surfactant Combination System Mobility Control Function on Oil Recovery:Take the Kongnan Reservoir of Dagang Oilfiled as Research Object

Yang Huaijun1, Zhang Jie1, Cao Weijia2, Su Xin2

(1.OilProductionTechnologyResearchInstitute，DagangOilfield，PetroChina,Tianjin300280,China; 2.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

Kongnan block of Dagang oilfield has characteristics of hypercoagulable, high viscosity and high salinity, the development effect of water flooding is poor, so it is urgent to take technical measures to improve the oil recovery by a wide margin. In order to investigate the effect of the mobility control ability of the polymer/surfactant combination system on oil recovery, the author studied the effect of polymer/surfactant combination system viscosity on oil recovery, based on Kongnan block of Dagang oilfield reservoir rock and fluid properties. The results show that, compared with the displacement capacity, for the heterogeneous reservoir, the mobility control contributes more than 70% to the oil recovery efficiency of the polymer/surfactant combination system. Comprehensively considering technical and economic effects，the reasonable viscosity ratio(μp/μo) in polymer/surfactant combination system flooding should be about 1～2．By adding the disincrustant in the process of polymer powder curing, it can not only eliminate the adverse effect of Ca2+and Mg2+on the polymer viscosity, but also can form the micron grade solid particles, which is able to enter the reservoir porosity with the polymer solution. Thus, it can produce a good flow-turning result, and the technical and economic effect is significant.

Hypercoagulable and high viscosity reservoir; Polymer/surfactant combination system;Mobility control function; Influencing factors; Physical simulation; Mechanism analysis

1006-396X(2016)05-0083-07

2016-03-11

2016-09-01

中國(guó)石油重大礦場(chǎng)試驗(yàn)項(xiàng)目“孔南地區(qū)高凝高粘油藏化學(xué)復(fù)合驅(qū)最佳流度界定實(shí)驗(yàn)研究”經(jīng)費(fèi)資助(DGYT-2014-JS-306)。

楊懷軍(1963-)，男，博士，高級(jí)工程師，從事提高采收率技術(shù)研究；E-mail: yanghjun@petrochina.com.cn。

TE32+7

A

10.3969/j.issn.1006-396X.2016.05.014

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn