楊懷軍， 張 杰， 曹偉佳， 蘇 鑫

(1. 中國石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280；2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318)

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聚/表二元體系流度控制作用對采收率的影響
——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 提高油氣采收率教育部重點實驗室，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，水驅開發(fā)效果較差，亟待采取大幅度提高采收率技術措施。為考察聚/表二元復合體系流度控制能力對采收率的影響，以目標油藏儲層巖石和流體物性為模擬對象，開展了聚/表二元復合體系黏度對采收率影響實驗研究。結果表明，對于非均質油藏，與洗油能力相比，聚/表二元復合體系流度控制能力對采收率貢獻率超過70%。從技術和經濟角度考慮，目標油藏聚/表二元復合驅合理黏度比(μp/μo)為1～2。通過在聚合物干粉熟化過程中添加除垢劑，不僅可以消除鈣鎂離子對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固體顆?？梢噪S聚合物溶液進入巖石孔隙，產生良好液流轉向效果，技術經濟效果十分顯著。

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； 機理分析

三元復合驅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行了先導性和工業(yè)性礦場試驗，取得了明顯的增油降水效果。但在礦場試驗過程中也暴露出一些問題，如三元復合體系中堿和表面活性劑引起的結垢和乳化問題[1-5]。此外，堿和表面活性劑對聚合物溶液流度控制能力影響也制約了擴大波及體積效果，并最終影響采收率。因此，無堿聚/表二元復合驅室內研究和礦場試驗開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)、長慶油田、新疆克拉瑪依油田和渤海錦州93油田等進行了聚/表二元復合驅礦場試驗[6-9]，其中錦16塊見到了明顯增油降水效果。大港油田孔南地區(qū)儲層屬于高凝、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0.60～0.68，原油凝固點20～31 ℃，地面原油黏度177～962 mPa·s，注入水礦化度29 584 mg/L，水驅開發(fā)效果較差，亟待采取大幅度提高采收率技術措施。為滿足聚/表二元復合驅注入工藝參數優(yōu)化技術要求，本文以目標油藏儲層巖石和流體物性為模擬對象，開展了聚/表二元復合體系流度控制作用對采收率影響實驗研究，這對進一步加深聚/表二元復合驅驅油機理和提高礦場實施效果具有參考價值。

1 實驗部分

1.1 藥劑和原料

聚合物為疏水締合聚合物AP-P7，由中國石油大港油田采油工藝研究院提供，有效質量分數為90%。表面活性劑為官109PS985，由大港油田采油工藝研究院提供，有效質量分數為40%。

實驗用油為模擬油，由大港孔南地區(qū)儲層原油與煤油混合而成，油藏溫度條件下黏度為50 mPa·s。實驗用水為大港孔南地區(qū)注入水和地層水，注入水水質分析見表1。

表1 水質分析結果

1.2 巖心

實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結二維縱向非均質人造巖心[10]，包括高中低三個滲透層，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×寬×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm，各個小層厚度為1.5 cm。

1.3 儀器及實驗步驟

采用驅替實驗裝置評價聚/表二元體系驅油效果，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。

實驗步驟：

① 在室溫下，巖心抽真空飽和地層水，計算孔隙體積和孔隙度；

② 在油藏溫度條件下，進行滲透率測試；

③ 在油藏溫度條件下，飽和模擬油(黏度50 mPa·s)，計算含油飽和度；

④ 在油藏溫度條件下，水驅到設計含水率，計算水驅采收率；

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

實驗注入速度為0.8 mL/min。

1.4 方案設計

1.4.1 流度控制作用對聚/表二元復合驅采收率的貢獻率

(1) “聚合物溶液/原油”黏度比(μp/μo)和滲透率變異系數對驅油效果的影響

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

(2) “聚/表二元體系/原油”黏度比(μsp/μo)對增油效果的影響

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

1.4.2 藥劑質量濃度對聚/表二元復合驅增油效果的影響

(1) 表面活性劑質量濃度的影響

方案3-1～方案3-4：水驅至含水率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)水驅至含水率98%。

(2) 聚合物質量濃度的影響

方案4-1～方案4-4：水驅至含水率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)水驅至含水率98%。

1.4.3 溶劑水對聚/表二元復合驅增油效果的影響

方案5-1～方案5-3：水驅至含水率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)水驅至含水率98%。

2 結果分析

2.1 流度控制作用對采收率的貢獻率

2.1.1 黏度比(μp/μo)對增油效果的影響

(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)對聚合物驅增油效果影響實驗結果見表2。

表2 不同黏度比(μp/μo)的采收率實驗數據

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，擴大波及體積效果提高，采收率增加。進一步分析表明，當黏度比(μp/μo)在0.5～2.0時，聚合物驅采收率增幅較大。

(2) 動態(tài)特征

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV數關系見圖1。

圖1 不同黏度比(μp/μo)時注入壓力、含水率和采收率與PV數關系

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，液流轉向效果提高，含水率下降，采收率增加。進一步分析表明，當黏度比(μp/μo)為1～2時，注入壓力增幅較大，這有利于增加中低滲透層吸液壓差，增加波及系數和提高采收率。

2.1.2 黏度比(μsp/μo)對驅油效果的影響

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)對聚/表二元驅增油效果影響實驗結果見表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，擴大波及體積效果提高，采收率增加。進一步分析表明，當黏度比(μsp/μo)在1～2時，聚/表二元驅采收率增幅較大。

表3 不同黏度比(μsp/μo)的采收率實驗數據

2.1.3 流度控制作用對化學驅采收率的貢獻率 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，表明兩種驅油劑流度控制能力近似相同。由此可見，兩種驅油劑采收率差異是由于洗油能力不同造成的[11-12]。為了描述驅油劑流度控制和洗油能力對驅油效果(采收率)的影響，定義驅油劑流度控制和洗油能力對采收率(η)的貢獻率(δ)：

δ流度控制能力=η聚合物驅/η聚/表二元驅

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采收率的貢獻率計算結果見表4。

表4 采收率貢獻率數據

從表4中可以看出，隨黏度比(μsp/μo)即聚合物質量濃度增加，聚/表二元體系流度控制作用對采收率貢獻率增加，但增幅逐漸減小。進一步分析表明，在影響化學驅增油效果基本要素中，流度控制作用對采收率貢獻率要遠大于洗油作用的貢獻率。

2.2 藥劑質量濃度對增油效果的影響

2.2.1 表面活性劑 表面活性劑質量濃度對聚/表二元體系驅油效果影響實驗結果見表5。

表5 不同表面活性劑質量濃度的采收率實驗數據

從表5中可以看出，隨聚/表二元體系中表面活性劑質量濃度增加，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 聚合物質量濃度對聚/表二元驅油效果影響實驗結果見表6。

表6 不同聚合物質量濃度的采收率實驗數據

從表6中可以看出，隨聚合物質量濃度增大，聚/表二元體系黏度增加，流度控制能力增強，波及系數增加，采收率增大。進一步分析表明，當聚合物質量濃度達到2 000 mg/L時，聚/表二元體系黏度明顯增加，表明此時聚合物分子鏈間締合作用明顯加強，形成了具有“網狀”結構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過濾，得到“軟化水”，用其配制聚合物溶液?；驅⒕酆衔锔煞叟c除垢劑一塊分散到注入水中攪拌2 h，此過程中生成垢微顆粒就會均勻分散在聚合物溶液內(簡稱“含垢水”)，并通過聚合物溶液攜帶進入巖心。溶劑水處理方式對聚/表二元體系(Cp=1 400 mg/L，Cs=2 000 mg/L)驅油效果影響實驗結果見表7。

表7 不同注入水類型的采收率實驗數據

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，降低了二價陽離子對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，擴大波及體積效果較好。而含垢水中含有微米級固體顆粒，它們隨聚合物溶液進入巖心孔隙，并在其中發(fā)生滯留，可以起到封堵大孔道和改善液流轉向效果作用，因而采收率增幅最大。綜上所述，由于目標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，這將對聚合物增黏能力造成不利影響。

(2) 動態(tài)特征

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV數關系見圖2。

圖2 不同注入水類型時注入壓力、含水率和采收率與PV數關系

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/表二元體系驅替實驗過程中，含垢水注入壓力最高，擴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，此過程中生成垢微顆粒就會均勻分散在聚合物溶液內，成垢顆粒粒徑檢測結果見表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，當聚合物溶液攜帶懸浮垢顆粒進入優(yōu)勢通道或特高滲透層(見圖3)后，固體顆粒會進一步強化聚/表二元復合體系的液流轉向作用，取得更好擴大波及體積和提高采收率效果。

表8 成垢顆粒粒徑測試

注：D10代表粒徑分布曲線中縱坐標累計分布10%所對應的橫坐標直徑值，D25、D50、D75、 D90 以此類推。

圖3 調驅劑液流轉向原理示意圖

Fig.3 Diagram of fluid diversion theory

3 結論

(1) 對于非均質油藏，與洗油能力相比較，驅油劑流度控制能力對化學驅采收率貢獻率超過70%。因此，提高驅油劑流度控制能力是提高化學驅采收率的最有效途徑。

(2) 從技術和經濟兩方面考慮，推薦目標油藏聚/表二元復合驅合理黏度比(μp/μo)為1～2。

(3) 通過在聚合物干粉熟化過程中添加除垢劑，不僅可以消除鈣鎂離子對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固體顆?？梢噪S聚合物溶液進入巖石孔隙，產生良好液流轉向效果，技術經濟效果十分顯著。

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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

中國石油重大礦場試驗項目“孔南地區(qū)高凝高粘油藏化學復合驅最佳流度界定實驗研究”經費資助(DGYT-2014-JS-306)。

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

TE32+7

A

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

投稿網址：http://journal.lnpu.edu.cn