王麗婭， 楊　釗， 周　福

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

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大慶油田N區(qū)三元復(fù)合驅(qū)油試驗的研究與評價

王麗婭， 楊釗， 周福

(東北石油大學(xué) 石油工程學(xué)院，黑龍江 大慶 163318)

討論了大慶油田在N區(qū)進行國產(chǎn)表面活性劑植物油羧酸鹽三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗。大慶油田三元復(fù)合驅(qū)采用進口磺酸鹽類表面活性劑，其成本較高，為了降低成本，提高經(jīng)濟效益，大慶油田首次在N區(qū)應(yīng)用植物油表面活性劑。試驗采用PBH-808E羧酸鹽作為表面活性劑，通過室內(nèi)巖心驅(qū)油實驗及實際礦場實驗，對三元復(fù)合驅(qū)試驗結(jié)果進行分析。結(jié)果表明，三元復(fù)合驅(qū)可在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高原油采收率20%以上；原油乳化是影響驅(qū)油效果的重要因素；通過跟蹤調(diào)整體系黏度，提高試驗效果。試驗結(jié)果對大慶油田三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)的發(fā)展起到積極作用。

大慶油田；三元復(fù)合驅(qū)；礦場試驗；乳化

大慶油田三元復(fù)合驅(qū)攻關(guān)經(jīng)歷了室內(nèi)研究、先導(dǎo)性試驗、工業(yè)性試驗，目前已進入工業(yè)示范階段。表面活性劑是制約復(fù)合驅(qū)發(fā)展的技術(shù)瓶頸之一[1]。1917年，F(xiàn). Squired發(fā)現(xiàn)通過向注入水中加入堿(碳酸鈉、碳酸氫鈉等)可進一步驅(qū)動水驅(qū)后的殘余油，從而提高原油采收率[2]。在以后的研究中發(fā)現(xiàn)，各種不同的鹽類表面活性劑可以使油-水界面張力降到最低值[3]。目前，大慶油田三元復(fù)合驅(qū)多采用石油磺酸鹽類表面活性劑，由于所用表面活性劑的成本較高，使該技術(shù)的應(yīng)用受到限制。因此，必須開發(fā)高效、廉價的表面活性劑，以降低三元復(fù)合驅(qū)的成本，提高經(jīng)濟效益[4-6]。烷基羧酸鹽與石油磺酸鹽相比，原料可取自再生性的天然油脂及其下腳料，原材料容易得到，且價格低廉[7-8]。本試驗所用PBH-808E羧酸鹽為國產(chǎn)植物油表面活性劑，是脂肪酸鹽通過中間鍵與羧基連接的表面活性劑，具有較好的穩(wěn)泡性，降低表面張力的性能。植物油羧酸鹽三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗在國內(nèi)乃至國際上尚屬首次，通過該試驗，不斷加強相關(guān)配套技術(shù)研究，總結(jié)經(jīng)驗，提出一套系統(tǒng)、全面的表面活性劑及三元體系性能評價的標(biāo)準(zhǔn)。

1　試驗區(qū)概況

試驗區(qū)N區(qū)于2008年10月開始進行三元復(fù)合驅(qū)礦場試驗，試驗區(qū)面積為0.218 km2，孔隙體積為23.63×104m3，地質(zhì)儲量為10.9×104t，基本參數(shù)如表1所示。本次試驗利用原二次加密調(diào)整井網(wǎng)，進行注采井別及層系調(diào)整，組成以N2-2井為中心井的四注九采的五點法面積井網(wǎng)，如圖1所示。試驗?zāi)康膶訛镻I油層，其中N2-2、N2-3、N3-2井為單采，而其它6口井是P差層與目的層合采。

表1　N區(qū)三元復(fù)合驅(qū)PⅠ層基本參數(shù)

圖1　三元復(fù)合驅(qū)布井方案

Fig.1Well locations of ASP flooding pilot

試驗?zāi)康挠蛯覲I層縱向上可分為PI1、PI2與PI3三個沉積時間單元，PI2在試驗區(qū)內(nèi)不發(fā)育。試驗區(qū)PI1層平均有效厚度1.2 m，平均有效滲透率0.61 μm2。P2層平均有效厚度2.7 m，平均有效滲透率0.41 μm2。

P2層水淹特征表現(xiàn)為：(1)油層平面上大面積水淹，各井點水淹程度差異較大；(2)油層縱向水淹厚度大，高水淹段處在油層下部。從PI2層看，試驗區(qū)平均含水飽和度47.43%，采出程度為39.14%，仍有較多剩余油存在，其主要分布在油層上部及PI1的河間薄層砂體。

2　三元復(fù)合驅(qū)注入方案

2.1空白水驅(qū)開采狀況

N區(qū)于1987年投入注水開發(fā)，1996年進行一次加密調(diào)整，2005年進行二次加密調(diào)整[9-10]。

2008年10月至2009年9月，試驗區(qū)累積注清水6.051 5×104m3，相當(dāng)于0.256 PV。水驅(qū)結(jié)束時，注入壓力5.7 MPa，日注水量242 m3，視吸水指數(shù)2.31 m3/(d·MPa)。水驅(qū)空白段塞結(jié)束時全區(qū)日產(chǎn)液612 t，日產(chǎn)油37 t，綜合含水率94%，階段累積產(chǎn)液18.926 5×104t，累積產(chǎn)油1.684 9×104t，采出程度45.2%。中心井日產(chǎn)液154 t，日產(chǎn)油3 t，含水率98.1%，階段累積產(chǎn)液3.894 5×104t，累積產(chǎn)油1 051 t，采出程度為44.85%。

2.2三元復(fù)合驅(qū)注入?yún)?shù)

通過試驗區(qū)基本概況，建立五點法井網(wǎng)的計算模型，根據(jù)室內(nèi)巖心驅(qū)替實驗結(jié)果，對相對滲透率曲線進行評價，設(shè)計一個完整的各注入段塞參數(shù)，利用數(shù)值模擬方法，將三元復(fù)合驅(qū)注入方式分為3個階段，聚合物前置段塞：用量為0.037 2 PV，聚合物質(zhì)量濃度為800 mg/L；三元復(fù)合驅(qū)段塞：用量為0.3 PV，表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，堿質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.0%，聚合物質(zhì)量濃度為1 300 mg/L；后續(xù)聚合物保護段塞：用量為0.1 PV，聚合物質(zhì)量濃度為600 mg/L。

根據(jù)試驗方案用數(shù)值模擬預(yù)測，全區(qū)含水率由95%下降到78%，下降了17%，采收率比水驅(qū)提高了22.95%，三元復(fù)合驅(qū)最終采收率達到60.35%。中心井含水率由98%最低降到52.5%，下降了45.5%，采收率比水驅(qū)提高了24.37%，最終采收率達到60.75%。

同時，在室內(nèi)開展巖心驅(qū)油實驗，驅(qū)油體系配方NaOH質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.8%、聚合物質(zhì)量濃度為2 000 mg/L、羧酸鹽質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.25%，注入0.3 PV；后續(xù)保護段塞聚合物質(zhì)量濃度為1 200 mg/L，注入0.3 PV，其驅(qū)油實驗結(jié)果采收率提高20%以上(見表2)。

由以上可知，無論從數(shù)值模擬計算還是室內(nèi)巖心驅(qū)油模擬實驗，結(jié)果均表明，三元復(fù)合驅(qū)比水驅(qū)平均采收率提高20.6%。該三元復(fù)合驅(qū)注入方案是可行的。

實驗區(qū)于2009月10月開始進行三元復(fù)合驅(qū)，三元復(fù)合驅(qū)方案的實際注入情況見表3。

表2　巖心驅(qū)油效果數(shù)據(jù)

表3　實驗區(qū)不同階段注入數(shù)據(jù)

3　試驗結(jié)果研究與評價

3.1注入壓力

圖2為三元復(fù)合驅(qū)注入能力變化曲線。

圖2　三元復(fù)合驅(qū)注入能力變化曲線

Fig.2Injectivity changing curves for ASP flooding

從圖2中可以看出，水驅(qū)結(jié)束時全區(qū)平均注入壓力為5.7 MPa，注入前置聚合物段塞期間，由于注入黏度增加到40 mPa·s，注入壓力的增加速率高達46.4 MPa/PV，注入三元液因體系黏度降低，壓力

上升減緩，注入0.301 6 PV，壓力升至10.4 MPa，階段增加速率8.6 MPa/PV，與水驅(qū)相比升幅為82.5%。注入后續(xù)聚合物保護段塞后壓力持續(xù)上升到11.9 MPa，雖然注入壓力增加幅度較大，與水驅(qū)對比升高6.2 MPa，但注入壓力仍低于油層破裂壓力(13.4 MPa)。

3.2中心井含水率

圖3為中心井綜合含水率曲線。注入三元體系0.078 PV時開始見效，此時，中心井初期含水率上升至99.2%。從圖3中可以看出，見效后5個月時含水率降到85.3%，此時注入三元體系0.175 PV。見效后近8個月時，含水率下降到最低點為81.3%，含水率最大下降幅度為17.9%。之后含水率緩慢上升到89.0%，含水率保持在89.0%以下時間達到5個月。與其他試驗區(qū)相比，中心井綜合含水率降幅偏低，但持續(xù)時間較長。

圖3　中心井綜合含水率曲線

3.3乳化現(xiàn)象

在三元體系注入0.2 PV時，3口單采井采出液乳狀液類型為油包水型、水包油型；從中心井采出液油相黏度與水驅(qū)相比，油相黏度增加；從現(xiàn)場化驗含水率來看，游離水顏色由原來的乳白色變?yōu)樽厣?，分析認(rèn)為采出液出現(xiàn)乳化現(xiàn)象。物理模擬驅(qū)油實驗結(jié)果表明，巖心出口端流出物出現(xiàn)乳化的提高采收率值在19%～22%，未出現(xiàn)乳化的提高采收率值在14%～16%，兩者相差5%～6%。

三元復(fù)合驅(qū)體系與原油可形成較強的乳化。在三元復(fù)合驅(qū)過程中，大量的乳化油滴保證了水驅(qū)殘余油的啟動，有利于提高驅(qū)油效率；油滴的聚并促進了“油墻”的形成，有利于擴大波及體積，最終實現(xiàn)了采收率的提高。

3.4體系黏度

在試驗過程中，根據(jù)試驗動態(tài)變化，先后5次對注入體系黏度進行跟蹤調(diào)整，不斷加強三元體系的流度控制作用，促進試驗區(qū)采出井見效。在注前置聚合物階段調(diào)整體系黏度后，上下單元相對吸液量有所調(diào)整，但在注三元液后逐漸恢復(fù)到水驅(qū)時的水平，進而先后兩次調(diào)整三元體系注入黏度，吸液比例略有增加，但不顯著。在后續(xù)聚合物階段，調(diào)整注入質(zhì)量濃度保持井口黏度在50 mPa·s以上，調(diào)整后上下單元相對吸水量有所改善，此階段調(diào)整后中心井產(chǎn)出聚合物質(zhì)量濃度得到控制，采出液Cl-質(zhì)量濃度增加，提高了油層動用程度。井N1-3，N2-3產(chǎn)液量有所改善，隨即含水率開始下降，油井見效。從以上動態(tài)反映看，試驗過程中，不斷跟蹤調(diào)整質(zhì)量濃度，保證三元體系的流度控制作用，5次質(zhì)量濃度調(diào)整后在一定程度上調(diào)整注采剖面是提高試驗效果的重要因素。

3.5綜合含水率

試驗初期全區(qū)含水率是緩慢上升的，空白水驅(qū)結(jié)束時為94%，注入三元液0.24 PV時，含水率開始下降，到0.301 6 PV時含水率下降到89.1%，進入后續(xù)聚合物保護段塞后，含水率持續(xù)下降，最低下降到88.2%，下降了6.1%。雖然試驗區(qū)含水率下降相對滯后，且降幅小，但含水率保持在89%以下時間較長，達到0.4 PV。并且試驗區(qū)9口采出井中有2口井綜合含水率仍然持續(xù)下降。

3.6采出液離子變化

針對結(jié)垢成因，現(xiàn)場相繼采取了酸洗、更換螺桿泵、投加液體防垢劑和固體阻垢劑等措施，經(jīng)對比后認(rèn)為針對結(jié)垢程度不同，將螺桿泵和防垢劑、阻垢劑配合使用可以有效地解決垢卡問題。

4　結(jié)論

(1) 注入三元體系后，由于注入液黏度增加和化學(xué)劑的吸附滯留，導(dǎo)致油層滲透能力降低，產(chǎn)液能力下降。同時含水率也大幅度下降，實驗區(qū)見效后，綜合含水率保持穩(wěn)定。

(2) 在三元體系段塞注入過程中，出現(xiàn)了原油乳化現(xiàn)象，對驅(qū)油效果影響較大，明顯提高了驅(qū)油效率。但乳化時間較短，乳化程度沒有進一步加劇。

(3) 羧酸鹽(PBH-808E)三元體系黏度穩(wěn)定時間較短，不利于發(fā)揮三元體系流度控制作用，不能有效地擴大三元體系波及體積。但羧酸鹽三元復(fù)合驅(qū)對大慶油田三元復(fù)合驅(qū)技術(shù)的發(fā)展起到積極作用。

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(編輯宋官龍)

Study and Evaluation of ASP Flooding in Daqing Oilfield

Wang Liya, Yang Zhao, Zhou Fu

(SchoolofPetrochemicalEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

The field experiment of Alkali-Surfactant-Polymer flooding utilizing domestic plant oil carboxylate surfactant firstly on the N block in Daqing oilfield is investigated. Imported sulphonate surfactant used as ASP flooding in Daqing oilfield utilizing is more costly. To reduce cost and increase economic efficiency, plant oil surfactant was firstly employed on the N block in Daqing oilfield. In this experiment, PBH-808E carboxylate was used as surface active agent. The test results of asp flooding through indoor core displacement experiment and field experiment were analyzed. It presented that the oil recovery of ASP flooding was more than 20 percent compared with water flooding. Oil emulsification was important to effect oil recovery efficiency. Tracking and adjusting system viscosity can get better trial result. Study and evaluation in this test have a positive effect on the research of ASP flooding in Daqing oilfield.

Daqing oilfield; ASP flooding; Field experiment; Emulsification

1006-396X(2016)03-0028-05

2015-12-16

2016-04-05

國家重大專項基金資助(2011ZX05052)。

王麗婭(1992-)，女，碩士研究生，從事油氣田開發(fā)研究；E-mail: wangliya921@163.com。

楊釗(1978-)，男，博士，教授，從事油氣田開發(fā)研究；E-mail: 9047579056@qq.com。

TE343

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.03.006

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn