倪洪濤

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大慶油田X區(qū)塊三元復合驅采出規(guī)律研究

倪洪濤

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

以大慶油田三元復合驅工業(yè)化區(qū)塊為研究對象，應用礦場統(tǒng)計、數值模擬方法量化了三元復合驅中影響毛管準數的黏度和界面張力，分析了采出液化學劑、離子濃度變化規(guī)律。結果表明：三元復合驅技術能大幅度提高原油采收率19.58個百分點；油層中用于參與驅替的三元復合體系黏度只有初始黏度的30%～45%；化學劑運移30%的井距時，可保持較好的界面活性，運移至采出井處，三元復合驅體系界面張力大部分躍升至10-1mN/m以上，對驅油效率的貢獻減弱；三元復合驅化學劑見劑順序為聚合物、堿、表面活性劑，見劑時間分別為注入孔隙體積倍數的0.12、0.45和0.56。

大慶油田；三元復合驅；界面張力

經過二十多年的攻關研究，大慶油田三元復合驅技術已形成較為完善的復合體系性能評價、篩選及礦場跟蹤調整技術，目前已進入工業(yè)化推廣階段[1-3]。X區(qū)塊是已完成的工業(yè)化推廣區(qū)塊，在生產過程中采出端表現出很好的規(guī)律性，并取得了較好的開發(fā)效果?？偨Y三元復合體系采出變化規(guī)律，有助于深入了解三元復合驅開采規(guī)律，為三元復合驅降低生產成本、進一步提高開發(fā)效果提供新思路[4-6]。

1 X區(qū)塊概況及效果

X區(qū)塊面積為4.77 km2，注采井距為141 m，采用五點法面積井網，總井數214口，其中注入井109口，采出井105口。開采目的層有效厚度為5.7 m，平均有效滲透率為515×10-3μm2。目的層埋深為940.68 m，原始地層壓力為11.23 MPa，原始地層溫度為50.1 ℃。

X區(qū)塊選用的三元復合體系配方為國產烷基苯磺酸鹽表面活性劑（S）、強堿NaOH（A）及2 500×104分子量聚合物。注入化學劑過程分為：前置聚合物段塞、三元主段塞、三元副段塞、后續(xù)聚合物段塞四個階段，全過程共注入化學劑段塞1.21 PV，注入方案如表1。該區(qū)塊注入化學劑前綜合含水為96%，注入0.63 PV化學劑后含水率最低達到80.4%，全過程受效井比例達98.1%，化學驅階段采出程度為23.11%，比水驅提高采收率19.58個百分點，累積增油104.516×104t，取得較好的開發(fā)效果。

表1 X區(qū)塊三元復合驅實際注入方案

2 X區(qū)塊三元復合體系變化規(guī)律研究

2.1 三元復合體系黏度變化規(guī)律

三元復合體系增加驅替液黏度有利于控制油水流度比，擴大平面和縱向上的波及體積，X區(qū)塊初期注入三元復合體系黏度平均為60 mPa·s。在化學劑全面突破后，注入黏度逐漸下降，這樣既降低了化學劑費用，又可以防止化學劑主段塞被后續(xù)水驅段塞突破稀釋，可以更好地發(fā)揮化學劑驅油效果。化學劑在注入0.12孔隙體積倍數時并見劑后，采出液黏度逐漸升高，當注入孔隙體積倍數為0.64時，注入端開始降低化學劑黏度，化學劑在油層中繼續(xù)運移孔隙體積倍數的0.23，采出液黏度達到最大，為8 mPa·s（圖1）。

圖1 X區(qū)塊黏度隨注入孔隙體積倍數變化規(guī)律

根據套管反排液取樣分析，化學劑經過地面管線、井筒和射孔眼進入地層后，黏損率為45%～60%，到采出端黏度還剩下10%左右，這樣，在油層中參與驅替的三元復合體系黏度只有初始黏度的30%～45%。而多孔介質的剪切、巖石礦物吸附滯留、微生物和熱的氧化降解等也會使黏度降低，真正對驅油效果有貢獻的毛管準數進一步降低。

2.2 三元復合體系界面張力變化規(guī)律

在油藏溫度條件下，強堿三元復合體系與X區(qū)塊原油界面張力測定結果表明，當表面活性劑質量分數為0.05%～0.30%、堿質量分數為0.6%～1.4%范圍內變化時，該三元體系能與區(qū)塊原油形成10-3mN/m超低界面張力。超低界面張力區(qū)域較寬，并向低堿低活性劑濃度偏移（圖2）。

圖2 注入三元復合體系界面活性分布

利用數值模擬方法輸入化學劑初始界面張力，考慮化學劑在油層中損耗，計算出三元復合驅段塞注入完成后的界面張力分布情況。計算結果表明，化學劑運移30%的井距，可保持較好的界面活性，但注入井附近殘余油較少，地層吸附化學劑的能力強，復合體系段塞中的化學劑大部分消耗在近井地帶?；瘜W體系在運移至采出井處時，界面張力大部分躍升至10-1mN/m以上，這與現場采出端取樣檢測結果相符。而油田開發(fā)過程中，真正的潛力部位是在采出井附近，界面張力的上升，降低了毛管準數，使得化學劑對采出井附近驅油效率的貢獻被削弱。

2.3 采出液化學劑質量分數變化規(guī)律

在三元復合體系中，由于3種化學劑的物理化學性質不同，它們在液-液和液-固相互作用中損耗也不同，從而表現出不同的滲流規(guī)律[7-8]。X區(qū)塊三元復合體系驅采出端化學劑出現的順序為聚合物、堿、表面活性劑。聚合物溶液受不可及孔隙體積的影響，運移速度快，聚合物溶液相對吸附量最少，化學劑注入孔隙體積倍數為0.12時，采出井見聚合物，堿溶液注入濃度大，與巖石礦物的化學反應消耗量也大；注入孔隙體積倍數為0.45時，采出井見堿，在注入化學劑孔隙體積倍數1.0處出現峰值，表面活性劑相對吸附量最大；在注入孔隙體積倍數為0.56時，采出井見表面活性劑就達到峰值（圖3）。化學劑色譜分離使化學劑中堿與表面活性劑的協(xié)同作用減弱，減少了超低界面張力的作用距離，驅油效果變差。化學劑突破時間和峰值可以為設計注入化學劑合理用量提供參考。

圖3 采出液化學劑相對采出質量分數隨注入孔隙體積倍數變化

2.4 采出液離子濃度變化規(guī)律

強堿三元復合體系注入地層后，一方面和地層中流體發(fā)生物理化學反應，另一方面與巖石礦物發(fā)生化學反應，打破原流體和巖石礦物間的平衡狀態(tài)，使地下流體中離子組成和含量發(fā)生變化[9-10]。 水中溶解的CO2會與水分子反應生成H2CO3，油井見效前地層水pH值小于8.5，溶液中以HCO3-離子為主，采出液中HCO3-離子濃度基本不變。隨著三元復合體系中堿的注入，采出液的pH值會越來越高，當pH值大于8.5時，采出液中HCO3-離子濃度逐漸下降，而CO32-離子濃度逐漸上升（圖4）。

圖4 采出液陰離子濃度、pH值隨注入孔隙體積倍數變化

油井見效前采出液基本都是原有儲層中的流體，Ca2+和Mg2+離子濃度基本保持不變，見效后Ca2+和Mg2+離子濃度增加。這主要因為三元復合體系中Na+可與黏土礦物表面的Ca2+和Mg2+離子發(fā)生離子交換，交換出來的Ca2+、Mg2+離子來不及完全反應就被采出。隨著三元復合體系注入體積倍數的增加，pH值逐漸增加，CO32-離子濃度不斷增加，開始大幅出現碳酸鹽垢，采出液中Ca2+和Mg2+離子濃度逐漸下降。當pH值達到9.2以后，Si4+離子濃度開始大幅度升高（圖5）。Si4+離子經過縮合、脫水生成無定型二氧化硅，在井筒的溫度、壓力及動力學條件下生產硅酸鹽垢。大慶油田采出液滿足pH大于等于9、Si4+大于30 mg/L就可以判定油井結垢，三元復合驅后期主要以硅垢為主。垢質的形成降低了三元復合驅的注采能力，在生產過程中應采用弱堿體系降低注入井和采出井結垢現象。

圖5 采出液陽離子濃度隨注入孔隙體積倍數變化

3 結論

（1）三元復合驅技術能大幅度提高原油采收率，大慶玉田X區(qū)塊三元復合驅階段采出程度為23.11%，比水驅提高采收率19.58個百分點。

（2）油層中用于參與驅替的三元復合體系黏度只有初始黏度的30%～45%。

（3）化學劑運移30 %的井距，可保持較好的界面活性?；瘜W劑在運移至采出井處界面時張力大部分躍升至10-1mN/m以上，對驅油效率的貢獻被削弱。

（4）X區(qū)塊三元復合體系驅化學劑突破順序為聚合物、堿、表面活性劑，見劑時間分別為注入孔隙體積倍數的0.12、0.45、0.56，堿溶液在注入化學劑孔隙體積倍數的1.0處出現峰值，表面活性劑突破達到峰值。

（5）pH值大于8.5時，采出液中HCO3-離子濃度逐漸下降，CO32-離子濃度逐漸上升，開始出現碳酸鹽垢，Ca2+和Mg2+離子濃度逐漸下降。pH值達到9.2以后，Si4+離子濃度開始大幅度升高，三元復合驅后期主要以硅垢為主。

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編輯：王金旗

1673–8217（2017）05–0088–03

TE 357.42

A

2017–03–30

倪洪濤，工程師，1982年生，2009年畢業(yè)于大慶石油學院油氣田開發(fā)專業(yè)，現從事三次采油專業(yè)工作。

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發(fā)”項目“大慶長垣特高含水油田特高采收率示范工程”（2011ZX05052）。