劉灝亮， 趙法軍， 張新宇， 孫 鐸， 安 毅

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

大慶油田杏十二試驗(yàn)區(qū)活性水驅(qū)油體系優(yōu)選研究

劉灝亮， 趙法軍， 張新宇， 孫 鐸， 安 毅

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

針對(duì)大慶油田L(fēng)區(qū)塊產(chǎn)水率高的問(wèn)題，在杏十二試驗(yàn)區(qū)開(kāi)展活性水驅(qū)油體系研究。結(jié)合區(qū)塊油藏條件，選取合適的表面活性劑，通過(guò)室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)對(duì)活性水驅(qū)油體系進(jìn)行優(yōu)選。結(jié)果表明，表面活性劑能有效降低油水界面張力，提高石油采收率，且隨著活性水注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，注入壓力增大。在室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，當(dāng)1#活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)超過(guò)0.08%時(shí)，采收率增長(zhǎng)幅度明顯變緩。最終結(jié)合實(shí)驗(yàn)結(jié)果與經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法，篩選出適合杏十二試驗(yàn)區(qū)的驅(qū)油體系，即甜菜堿型表面活性劑與地層水以質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.08%配成活性水，最優(yōu)用量為0.25 PV。

驅(qū)油體系； 活性水； 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)； 提高采收率； 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

隨著國(guó)內(nèi)大量油田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期，采出液含水率大幅增加，注水開(kāi)發(fā)方式已不能滿足正常的生產(chǎn)要求。為進(jìn)一步提高驅(qū)油效率，以提高最終石油采收率，可采用化學(xué)驅(qū)油技術(shù)，如堿水驅(qū)、表面活性劑驅(qū)、聚合物驅(qū)以及三元復(fù)合驅(qū)[1]。由于表面活性劑驅(qū)具有提高采收率幅度大、有效時(shí)間長(zhǎng)、適應(yīng)性強(qiáng)等優(yōu)點(diǎn)，在現(xiàn)場(chǎng)得到了大規(guī)模應(yīng)用，具有較大發(fā)展?jié)摿2-3]?；钚运?qū)是將表面活性劑水溶液作為驅(qū)油劑的驅(qū)油方法，現(xiàn)場(chǎng)常將表面活性劑溶解于地層水中，配成活性水溶液注入儲(chǔ)層進(jìn)行驅(qū)油?；钚运?qū)主要的增油機(jī)理有3個(gè)方面：一是溶劑稀釋法，降低原油黏度，改善油水流度比；二是改變地層巖石表面潤(rùn)濕性，降低油水界面張力，減小毛細(xì)管阻力；三是通過(guò)乳化攜帶作用，以降低原油在多孔介質(zhì)中的流動(dòng)阻力。由于表面活性劑成本偏高，因此大量研究也集中在表面活性劑優(yōu)選方面，以選取經(jīng)濟(jì)高效的表面活性劑[4-7]。經(jīng)過(guò)數(shù)十年研究，已有多種類(lèi)型表面活性劑投入到實(shí)際的礦場(chǎng)應(yīng)用中，如石油磺酸鹽驅(qū)油體系[8-9]、甜菜堿型表面活性劑驅(qū)油體系[10]、二元復(fù)配驅(qū)油體系等[11]，并取得了理想效果。

針對(duì)大慶油田L(fēng)區(qū)塊產(chǎn)水率偏高問(wèn)題，在杏十二試驗(yàn)區(qū)開(kāi)展活性水驅(qū)油體系研究。試驗(yàn)區(qū)油藏類(lèi)型為構(gòu)造油藏，儲(chǔ)層巖性為硬質(zhì)長(zhǎng)石砂巖，以細(xì)砂巖為主，含有少量的中粒砂巖以及粉砂巖，粒度中值0.17 mm。膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，膠結(jié)類(lèi)型為孔隙-接觸式，其粒間孔隙為主要孔隙形式，有效孔隙度0.26，平均滲透率為31.54 mD。儲(chǔ)層原始含油飽和度為74.5%，油層潤(rùn)濕性為弱親油，油層溫度為45 ℃，原始地層壓力11.14 MPa。地層水總礦化度8 172 mg/L，氯離子質(zhì)量濃度2 455 mg/L，水型為NaHCO3型。

本文在對(duì)杏十二試驗(yàn)區(qū)剩余油分布特征進(jìn)行研究的基礎(chǔ)上，與室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)相結(jié)合，用該區(qū)塊地層水與表面活性劑配制活性水，在模擬該區(qū)塊油藏條件下，測(cè)定活性水界面張力，通過(guò)不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)、注入量下的活性水巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)對(duì)驅(qū)油效果進(jìn)行評(píng)價(jià)，優(yōu)選表面活性劑的類(lèi)型、質(zhì)量分?jǐn)?shù)及注入量，并通過(guò)計(jì)算和經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)[12-13]，最終篩選出適用于該區(qū)塊的活性水注入體系，為下一步試驗(yàn)區(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)提供理論依據(jù)，更好地指導(dǎo)礦場(chǎng)試驗(yàn)的實(shí)施。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料與設(shè)備

實(shí)驗(yàn)用水取自該區(qū)塊的地層水，使用前經(jīng)0.2 μm微孔過(guò)濾，除去固體雜質(zhì)。所用原油取自該區(qū)塊，使用前用電脫水儀進(jìn)行脫水。

活性水由該區(qū)塊地層水配成，1#活性水的主要組分為非離子+陰離子型表面活性劑，甜菜堿型；2#活性水的主要組分為陽(yáng)離子改性季銨鹽型表面活性劑，石油磺酸鹽型，所用表面活性劑均由大慶油田采油廠提供。

主要實(shí)驗(yàn)設(shè)備：Texas-500型旋滴界面張力儀(美國(guó)科諾工業(yè)有限公司)，ISCO泵(美國(guó)Teledyne分析儀表公司)，壓力傳感器、標(biāo)準(zhǔn)數(shù)字壓力表(浙江杭州富陽(yáng)華儀儀表有限公司)，真空泵(浙江黃巖天龍真空泵廠)，恒溫箱(江蘇南通市中京機(jī)械有限公司)，磁力攪拌器(中國(guó)江蘇省金壇市友聯(lián)儀器研究所)。

實(shí)驗(yàn)選用滲透率為30 mD的人造巖心開(kāi)展不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)活性水驅(qū)油效果評(píng)價(jià)，巖心由東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院提供。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 活性水界面張力測(cè)試 以質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.05%、0.08%、0.10%及0.20%配制1#活性水和2#活性水。模擬該區(qū)塊地層溫度45 ℃，利用Texas-500型懸滴界面張力儀對(duì)活性水界面張力進(jìn)行測(cè)試，觀察在不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下不同類(lèi)型活性水的界面張力大小，對(duì)活性水類(lèi)型進(jìn)行優(yōu)選。該型懸滴界面張力儀工作原理是通過(guò)旋轉(zhuǎn)使液滴處于一定的離心場(chǎng)中，液滴的形狀由旋轉(zhuǎn)速度和兩液體之間的界面張力決定，調(diào)整轉(zhuǎn)速可以改變液滴的平衡形狀以便于以一定的角速度自轉(zhuǎn)，在離心力、重力及界面張力的作用下，低密度的液滴在高密度的液體中形成一長(zhǎng)橢球形或圓柱形液滴。當(dāng)液滴的長(zhǎng)寬比大于4時(shí)，可利用公式(1)計(jì)算界面張力：

(1)

式中，δ為界面張力，mN/m；Δy為油滴寬度差值，cm；T為旋滴儀轉(zhuǎn)速周期，1/s；0.164 3為油水相密度差，g/cm3；0.561 5為儀器常數(shù)。

1.2.2 不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)活性水驅(qū)油效果評(píng)價(jià) 依據(jù)界面張力測(cè)試實(shí)驗(yàn)結(jié)果，優(yōu)選出1#活性水溶液進(jìn)行驅(qū)油效果評(píng)價(jià)。在溫度45 ℃、環(huán)壓11.2 MPa條件下，分別將質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%、0.08%、0.10%、0.20%的1#活性水注入飽和油后的人造巖心，考察不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)活性水對(duì)巖心驅(qū)油效果影響。實(shí)驗(yàn)步驟如下：

(1)將巖心飽和水后裝入巖心夾持器內(nèi)，恒溫至地層溫度45 ℃，加環(huán)壓模擬地層壓力。

(2)向巖心內(nèi)注入原油，進(jìn)行油驅(qū)水，直至出口端沒(méi)有水出現(xiàn)為止，并結(jié)合已知巖心參數(shù)，計(jì)算含油飽和度。

(3)在恒速下注入水，進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，直至驅(qū)到出口端沒(méi)有油出現(xiàn)為止。在此過(guò)程中，記錄產(chǎn)水量、產(chǎn)液量及壓力、注入時(shí)間，計(jì)算殘余油飽和度。

(4)以2 mL/min的速率向巖心注入活性水，每隔5 min記錄一次產(chǎn)液量、產(chǎn)水量及壓力，當(dāng)原油體積讀數(shù)小于0.2 mL時(shí)，停注，計(jì)算活性水采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 界面張力分析

圖1為1#和2#活性水界面張力動(dòng)態(tài)曲線。由圖1(a)可知，隨著測(cè)量時(shí)間增加，活性水的界面張力逐漸降低，當(dāng)測(cè)量時(shí)間超過(guò)40 min后，不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)活性水溶液界面張力都達(dá)到超低界面張力，當(dāng)活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.05%時(shí)，活性水溶液界面張力為4.182×10-4mN/m，而當(dāng)活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.25%時(shí)，活性水溶液界面張力為5.710×10-4mN/m。而對(duì)于圖1(b)中2#活性水溶液，隨著測(cè)量時(shí)間和活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，活性水溶液界面張力均未達(dá)到超低界面張力水平。故優(yōu)選1#活性水進(jìn)行接下來(lái)的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。

(a) 1#活性水

(b) 2#活性水圖1 1#和2#活性水界面張力動(dòng)態(tài)曲線

2.2 活性水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)效果評(píng)價(jià)

圖2為1#活性水注入量與采收率關(guān)系曲線。由圖2可知，隨著活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，活性水采收率逐漸增加。當(dāng)活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)依次為0.05%、0.08%、0.10%、0.20%，最終采收率分別提高8.2%、11.5%、11.7%、11.8%。

圖2 1#活性水注入量與采收率關(guān)系曲線

圖3為1#活性水采收率提高幅度曲線。由圖3可知，隨著活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，活性水驅(qū)油采收率提高幅度逐漸增加。然而，隨著活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.08%，活性水驅(qū)最終采收率提高幅度開(kāi)始變緩，不能明顯改善活性水驅(qū)采收率。因此，選取0.08%為該活性水驅(qū)油體系最優(yōu)質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

圖3 1#活性水采收率提高幅度曲線

圖4為1#活性水驅(qū)注入壓力變化曲線。由圖4可知，隨著活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，注入壓力也隨之增加，相應(yīng)的巖心采收率也提高，主要是因?yàn)榛钚运趲r石孔隙中的波及體積擴(kuò)大，使活性水與殘余油進(jìn)一步接觸，將殘留在孔隙中的原油驅(qū)替出來(lái)，提高洗油效率，進(jìn)而提高石油采收率。隨著活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，更多活性水進(jìn)入殘余油所在孔隙并與之接觸，驅(qū)替阻力增加，故注入端壓力增大。

圖4 1#活性水驅(qū)注入壓力變化曲線

2.3 活性水注入量的優(yōu)化

盡管大量注入活性水會(huì)持續(xù)提高石油采收率，但表面活性劑使用成本較高，隨著注入量的增加，采收率提高幅度明顯變緩，經(jīng)濟(jì)收益降低，因此需要結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)的方法，對(duì)活性水注入量進(jìn)行優(yōu)選，在提高采收率的同時(shí)，使經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最大化。

選定質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.08%的1#活性水，根據(jù)注入量與采收率的關(guān)系，結(jié)合當(dāng)前國(guó)際油價(jià)，對(duì)不同注入量的活性水經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)果見(jiàn)表1。對(duì)不同方案經(jīng)濟(jì)效益的計(jì)算結(jié)果表明，當(dāng)注入量為0.25 PV時(shí)，投入產(chǎn)出比最高，經(jīng)濟(jì)效益最大。

表1 不同注入量下1#活性水經(jīng)濟(jì)效益對(duì)比

3 結(jié) 論

(1)活性水能有效降低油水界面張力，減小毛細(xì)管阻力，將殘留在巖石孔隙中的石油驅(qū)替出來(lái)，提高石油采收率。

(2)在活性水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，隨著活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，注入壓力增大。這是因?yàn)殡S著活性水在巖石孔隙中波及體積不斷擴(kuò)大，活性水與殘余油發(fā)生接觸，將殘余油洗下并從采出端產(chǎn)出。隨著活性水質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，更多活性水進(jìn)入殘余油所在孔隙并與之接觸，驅(qū)替阻力增加，故注入端壓力增大。

(3)結(jié)合試驗(yàn)區(qū)塊儲(chǔ)層條件，開(kāi)展活性水界面張力測(cè)試實(shí)驗(yàn)以及不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下活性水室內(nèi)模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，并對(duì)活性水注入量進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià)，最終篩選出適合杏十二試驗(yàn)區(qū)的驅(qū)油驅(qū)體系為1#活性水，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.08%，注入量為0.25 PV。

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(編輯 宋官龍)

Optimization of Activated Water Driving System for Xing-12 Test Block in Daqing Oilfield

Liu Haoliang， Zhao Fajun， Zhang Xinyu， Sun Duo， An Yi

(SchoolofPetroleumEngineering，NortheastPetroleumUniversity，DaqingHeilongjiang163318，China)

In view of excessive water yield of L block in Daqing oilfield, studies of activated water driving system were conduct in Xing-12 test block. Combined with block reservoir condition, suitable surfactants were selected, and optimization of driving system for activated water was carried out by the result of laboratory physical simulation experiment. It can be found that oil/water interfacial tension effectively decreased and oil recovery was enhanced with addition of surfactant. And injection pressure also rises up with increase of concentration of surfactant. In the laboratory oil driving experiment, the growth range of recovery ratio tended to slow down when the mass fraction of 1#activated water exceeded to 0.08%. Eventually the paper combines with experiment results and methods of economic assessment, the oil driving system suitable for Xing-12 test block is screened out. That is the mass fraction 0.08% activated water prepared with betaine type surfactant and formation water, and optimal dosage is 0.25 PV.

Driving system; Activated water; Laboratory experiment; Enhanced oil recovery(EOR); Economic assessment

1672-6952(2017)02-0042-03

2016-12-06

2016-12-27

“十三五”油氣國(guó)家重大專項(xiàng)“稠油火驅(qū)提高采收率技術(shù)”(2016ZX05055006-003)、“稠油多介質(zhì)蒸汽驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用”(2016ZX05012-001)；黑龍江省自然科學(xué)基金項(xiàng)目“火燒油層供氫催化裂解改質(zhì)稠油內(nèi)在反應(yīng)機(jī)理研究”(E2015036)。

劉灝亮(1993-)，男，碩士研究生，從事提高采收率理論與技術(shù)研究；E-mail：2272508184@qq.com。

趙法軍(1974-)，男，博士，副教授，從事提高采收率理論與技術(shù)研究；E-mail：fajzhao@163.com。

TE 357

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.02.009

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn