石 靜，曹緒龍，王紅艷，郭淑鳳，夏晞冉

(中國(guó)石化勝利油田分公司，山東 東營(yíng) 257000)

0 引 言

化學(xué)驅(qū)是中國(guó)注水開發(fā)油田提高采收率的重要手段，勝利油田化學(xué)驅(qū)資源豐富，但油藏受地層溫度、地層水礦化度、二價(jià)離子含量、原油黏度等因素影響，對(duì)化學(xué)驅(qū)油體系的耐溫性、抗鹽性、增黏性提出了更高要求[1-3]。勝利油田于2003年在孤島油田東區(qū)開展了低濃度表面活性劑(聚合物)二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了明顯的礦場(chǎng)應(yīng)用效果[4-7]。2007年以來(lái)，二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)在勝利油田進(jìn)行了工業(yè)化推廣應(yīng)用，二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)已成為勝利油田化學(xué)驅(qū)的主導(dǎo)技術(shù)[8-9]。截至目前，勝利油田適合化學(xué)驅(qū)的Ⅰ、Ⅱ類油藏已全部覆蓋，由于稠油黏度高，水油流度比差異大，水驅(qū)指進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，平均水驅(qū)采收率僅為15.5%。孤島油田東區(qū)地面原油黏度為1 500～3 000 mPa·s，地層溫度為71 ℃，注入水的總礦化度為7 156 mg/L，Ca2+、Mg2+含量為230 mg/L，是典型的高溫、高鹽普通稠油油藏。以孤島油田東區(qū)Ng3-4單元作為先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)開展高溫、高鹽稠油油藏二元復(fù)合驅(qū)技術(shù)攻關(guān)，以期為該類油藏經(jīng)濟(jì)高效地提高原油采收率。

1 實(shí)驗(yàn)方法與試劑

1.1 實(shí)驗(yàn)試劑

石油磺酸鹽(SLPS)，勝利油田中勝公司生產(chǎn)，有效物質(zhì)含量為34%；非離子表面活性劑(GD-1)，山東東營(yíng)遠(yuǎn)大公司生產(chǎn)，有效物質(zhì)含量為50%；超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺，山東東營(yíng)長(zhǎng)安化工集團(tuán)生產(chǎn)，活性成分為90.3%，水解度為24.4%，分子質(zhì)量為22×106；氯化鈣，分析純，天津化學(xué)試劑有限公司。

實(shí)驗(yàn)用油為孤島東區(qū)3-025井脫水原油，實(shí)驗(yàn)用水為孤島15-2站過(guò)濾污水。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

石油磺酸鹽質(zhì)譜掃描：利用Waters Quattro micro API 液質(zhì)聯(lián)用儀對(duì)石油磺酸鹽質(zhì)荷比進(jìn)行連續(xù)掃描，從而得到石油磺酸鹽質(zhì)譜圖。

黏度測(cè)定：用清水配制5 000 mg/L聚合物母液，然后用污水稀釋成不同濃度的聚合物溶液，利用Physica MCR301流變儀測(cè)定溶液黏度，剪切速率為7.34 s-1，實(shí)驗(yàn)溫度為71.0 ℃。

界面張力測(cè)定：采用TX500C型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測(cè)定油水動(dòng)態(tài)界面張力曲線，油水體積比約為1 200，轉(zhuǎn)速為5 000 r/min，實(shí)驗(yàn)溫度為71.0 ℃。

物理模擬實(shí)驗(yàn)：70 ℃下水驅(qū)至含水率為95%，轉(zhuǎn)注不同化學(xué)驅(qū)配方0.3倍孔隙體積，再轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水率為100%結(jié)束。

2 高溫、高鹽稠油油藏二元復(fù)合驅(qū)油體系設(shè)計(jì)

2.1 聚合物優(yōu)選

流度比是影響采收率的主要因素，對(duì)于地下原油黏度較高的普通稠油油藏，通過(guò)提高驅(qū)替液黏度可較大幅度改善流度比，從而提高采收率[10-14]。利用物理模擬和數(shù)值模擬方法，研究了普通稠油油藏聚合物驅(qū)水油黏度比與提高采收率的關(guān)系(表1)。由表1可知：當(dāng)水油黏度比為0.150時(shí)，數(shù)值模擬提高采收率為7.0個(gè)百分點(diǎn)；當(dāng)水油黏度比為0.508時(shí)，提高采收率為13.0個(gè)百分點(diǎn)；當(dāng)水油黏度比為0.150～0.508時(shí)，提高采收率幅度較大；當(dāng)水油黏度比大于0.500時(shí)，提高采收率增幅不明顯，經(jīng)濟(jì)效益變差，因此，普通稠油油藏實(shí)施聚合物驅(qū)的合理原油黏度比區(qū)間為0.150～0.500。孤島油田東區(qū)50 ℃地面脫氣原油黏度為1 500～3 000 mPa·s，地下原油黏度為50～96 mPa·s，驅(qū)替液的有效黏度需要達(dá)到14.4 mPa·s以上。

表1 聚合物驅(qū)水油黏度比與提高采收率數(shù)據(jù)

對(duì)常規(guī)聚丙烯酰胺(分子質(zhì)量為15×106)、超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺(分子質(zhì)量為22×106)的耐溫性能進(jìn)行了研究(圖1)，實(shí)驗(yàn)溫度為45～85 ℃，聚合物的濃度為1 500 mg/L。由圖1可知，隨著溫度升高，2種類型聚合物溶液的黏度均呈下降趨勢(shì)，但相同溫度下超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺的黏度是常規(guī)聚丙烯酰胺的2倍以上，表明超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺與常規(guī)聚丙烯酰胺相比有更好的耐溫性能。

圖1 不同類型聚合物的黏度與溫度的關(guān)系

2種聚合物在孤島東區(qū)Ng3-4單元的油藏條件下(71.0 ℃)的增黏性能評(píng)價(jià)結(jié)果見表2。由表2可知，濃度為1 800 mg/L的常規(guī)聚丙烯酰胺溶液黏度為20.3 mPa·s，而超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺在相同濃度條件下，黏度為45.0 mPa·s。在礦場(chǎng)實(shí)施過(guò)程中，聚合物溶液經(jīng)過(guò)炮眼剪切后，實(shí)際有效黏度通常是配注黏度的1/3，由此折算濃度為1 800 mg/L的超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺的有效黏度為15.0 mPa·s，能滿足孤島油田東區(qū)化學(xué)驅(qū)黏度的要求。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，通過(guò)提高聚合物分子質(zhì)量和提高聚合物的使用濃度，能實(shí)現(xiàn)流度控制的目的，且超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺與常規(guī)聚丙烯酰胺相比具有較好的增黏性能。

表2 不同類型聚合物黏度與濃度的關(guān)系

2.2 表面活性劑體系優(yōu)化

2.2.1 石油磺酸鹽優(yōu)化

磺酸鹽是目前應(yīng)用最為廣泛的驅(qū)油用表面活性劑，特別是石油磺酸鹽(SLPS)與原油適應(yīng)性好，在勝利油田得到了工業(yè)化推廣[15]。在孤島油田東區(qū)油水條件下，室內(nèi)測(cè)試了礦場(chǎng)用的單一石油磺酸鹽產(chǎn)品，活性劑溶液與該區(qū)塊原油的油水界面張力較高，因此，需要對(duì)石油磺酸鹽結(jié)構(gòu)進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整。孤島油田東區(qū)原油屬于稠油油藏，其膠質(zhì)瀝青質(zhì)等重質(zhì)組分含量較高，分子質(zhì)量明顯高于常規(guī)稀油，因此，對(duì)石油磺酸鹽的調(diào)整方案為增加SLPS中的大分子質(zhì)量成分，降低小分子質(zhì)量成分。常規(guī)油藏用SLPS分子質(zhì)量主要分布為180～490，平均分子質(zhì)量為375，而普通稠油油藏用SLPS的平均分子質(zhì)量為420，與常規(guī)油藏用SLPS相比，分子質(zhì)量為380～480的大分子成分增至40%，分子質(zhì)量小于300的成分降至30%。圖2為不同表面活性劑體系復(fù)配時(shí)間與原油之間的動(dòng)態(tài)界面張力關(guān)系。由圖2可知，優(yōu)化前SLPS的界面張力最低值為7.4×10-2mN/m，優(yōu)化后SLPS的界面張力最低值降至2.0×10-2mN/m，表明優(yōu)化后的SLPS對(duì)普通稠油的適應(yīng)性明顯改善。

圖2 不同表面活性劑體系復(fù)配時(shí)間與原油之間的動(dòng)態(tài)界面張力關(guān)系

2.2.2 表面活性劑復(fù)配體系對(duì)界面張力的影響

優(yōu)化后的SLPS可有效降低孤島油田東區(qū)普通稠油的界面張力，但仍達(dá)不到超低界面張力的要求。前期研究結(jié)果表明，磺酸鹽類陰離子表面活性劑的界面效率高，但在油水界面的飽和吸附量低，飽和吸附時(shí)界面層內(nèi)仍存在大量空腔；烷醇酰胺類非離子表面活性劑的界面效率低，但其界面飽和吸附量大，兩者之間具有明顯的協(xié)同增效作用，即選擇分子質(zhì)量適當(dāng)?shù)姆请x子表面活性劑能楔入陰離子表面活性劑界面層中的空腔，使界面上表面活性劑的吸附總量增大，提高界面活性[16]。由圖2可知，優(yōu)化后的SLPS與烷醇酰胺類非離子表面活性劑GD-1按質(zhì)量比1∶1混合后的復(fù)配體系，能很快將孤島東區(qū)普通稠油的界面張力降至1.95×10-3mN/m，進(jìn)一步證明表面活性劑復(fù)配是增強(qiáng)表面活性劑界面活性的有效途徑。

由于孤島油田東區(qū)鈣鎂離子含量較高，表面活性劑體系的抗鈣能力需要提高，加入鈣離子后表面活性劑體系的界面張力見圖3。由圖3可知，單一SLPS抗鈣能力有限，隨著鈣離子濃度增加，單一SLPS的界面張力明顯變差，這是由于生成了石油磺酸鈣沉淀造成的；0.2%SLPS+0.2%GD-1復(fù)配體系隨著鈣離子濃度增加，油水界面張力從1.95×10-3mN/m升至7.40×10-3mN/m(鈣離子濃度為500mg/L)，在實(shí)驗(yàn)范圍內(nèi)油水界面張力均能保持超低水平，表明加入GD-1后復(fù)配體系抗鈣能力增強(qiáng)，能滿足高鈣鎂油藏的需要。

圖3 單一SLPS及復(fù)配表面活性劑體系的抗鈣能力對(duì)比

2.3 二元復(fù)合驅(qū)油體系設(shè)計(jì)

在聚合物與表面活性劑相互作用研究的基礎(chǔ)上開展二元復(fù)合驅(qū)油體系設(shè)計(jì)，室內(nèi)推薦二元復(fù)合驅(qū)配方為0.18%HPAM+0.2%SLPS+0.2%GD-1，復(fù)合體系的黏度為45 mPa·s，界面張力為4.4×10-3mN/m。表面活性劑對(duì)聚合物溶液的黏度基本無(wú)影響，而加入超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺后，油水界面張力仍能達(dá)到超低，說(shuō)明聚合物與表面活性劑的配伍性良好。

利用物理模擬實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)不同驅(qū)油體系的驅(qū)油效果。用煤油和孤島東區(qū)3-025井脫水原油配制模擬油，70 ℃下原油黏度為50 mPa·s；用孤島15-2站過(guò)濾污水配制聚合物和表面活性劑溶液；使用石英砂充填的管式模型，長(zhǎng)度為30 cm，直徑為1.5 cm，模型氣測(cè)滲透率為1 500×10-3μm2。驅(qū)油步驟為巖心飽和水、飽和油后，先水驅(qū)至含水率為95%，再轉(zhuǎn)注不同配方的化學(xué)劑段塞，后續(xù)水驅(qū)至含水率為100%結(jié)束實(shí)驗(yàn)。不同配方提高采收率的物理模擬結(jié)果見表3。由表3可知：在化學(xué)劑注入段塞均為0.3倍孔隙體積時(shí)，單一表面活性劑驅(qū)提高采收率幅度很小，比水驅(qū)提高采收率1.2個(gè)百分點(diǎn)；單一聚合物驅(qū)比水驅(qū)提高采收率12.4個(gè)百分點(diǎn)；二元復(fù)合驅(qū)體系比水驅(qū)提高采收率17.4個(gè)百分點(diǎn)，二元驅(qū)提高采收率幅度優(yōu)于單一聚合物驅(qū)和單一表面活性劑驅(qū)的總和；將表面活性劑的用量按價(jià)格折算成聚合物的用量，聚合物段塞為0.6倍孔隙體積，單一聚合物驅(qū)提高采收率幅度為16.1個(gè)百分點(diǎn)，在同等經(jīng)濟(jì)條件下，仍然比二元復(fù)合驅(qū)低1.3個(gè)百分點(diǎn)。

表3 不同配方提高采收率的物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果

針對(duì)孤島油田東區(qū)原油黏度高、注入水礦化度高、鈣鎂離子高的油藏條件，研制了由超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺與石油磺酸鹽(SLPS)和烷醇酰胺類非離子表面活性劑(GD-1)復(fù)配的新型二元復(fù)合驅(qū)油體系。超高分子質(zhì)量聚丙烯酰胺在孤島油田東區(qū)油藏條件下具有較好的耐溫性和增黏性，SLPS與GD-1復(fù)配能大幅度提高復(fù)合驅(qū)油體系的界面活性和抗鈣鎂能力。礦場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果顯示，復(fù)配的新型二元復(fù)合驅(qū)油體系驅(qū)油效果明顯優(yōu)于單一聚合物驅(qū)，表明將聚合物的擴(kuò)大波及能力與表面活性劑的洗油能力結(jié)合起來(lái)，能更大幅度提高稠油油藏的采收率。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

孤島油田東區(qū)自1978年3月投入開發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水開發(fā)階段，選定試驗(yàn)區(qū)孤島油田東區(qū)Ng3-4單元，含油面積為3.3 km2，有效厚度為19 m，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為1 092×104t，綜合含水率為94.7%，采出程度為27.1%，設(shè)計(jì)注入井45口，油井83口。2011年5月開始在孤島油田東區(qū)北Ng3-4單元注入前置調(diào)剖段塞(0.1倍孔隙體積0.24%HPAM)，2012年10月注入二元主體段塞(0.18%HPAM +0.2%SLPS+0.2%GD-1)，截至2016年8月累計(jì)注入0.433 倍孔隙體積，完成方案設(shè)計(jì)的66.7%。

二元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)實(shí)施過(guò)程中，最早顯現(xiàn)的特征是注入壓力發(fā)生明顯變化。先導(dǎo)試驗(yàn)前試驗(yàn)區(qū)的平均注入壓力為7.5 MPa，實(shí)施二元復(fù)合驅(qū)后，油壓升至11.4 MPa，壓力上升3.9 MPa。這是由于注入的二元復(fù)合驅(qū)體系的黏度比注入水的黏度高得多，導(dǎo)致地層滲流阻力增加，注入井井底原滲流通道導(dǎo)流能力下降，促進(jìn)液流轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大波及體積。

與實(shí)施先導(dǎo)試驗(yàn)前相比，日產(chǎn)油從279 t/d增至778 t/d，綜合含水率從94.7%降至80.9%，下降了13.8個(gè)百分點(diǎn)，降水增油效果顯著。截至2016年8月，試驗(yàn)區(qū)明顯見效井為80口，見效率為96.4%，單井平均累計(jì)增油8 125 t，試驗(yàn)區(qū)已累計(jì)增油65×104t，提高采收率6.0個(gè)百分點(diǎn)，預(yù)測(cè)可提高采收率11.3個(gè)百分點(diǎn)。

4 結(jié) 論

(1) 針對(duì)孤島東區(qū)高溫、高鈣鎂和原油黏度高的油藏特點(diǎn)，通過(guò)提高石油磺酸鹽平均分子質(zhì)量、石油磺酸鹽與非離子表面活性劑復(fù)配來(lái)提高界面活性及抗鈣鎂能力，設(shè)計(jì)出適合高溫、高鈣鎂、稠油油藏的高效二元復(fù)合驅(qū)配方。

(2) 孤島油田東區(qū)Ng3-4單元高溫、高鈣鎂、稠油油藏二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)取得成功，降水增油效果顯著，已累計(jì)增油65×104t，提高采收率6.0個(gè)百分點(diǎn)，先導(dǎo)試驗(yàn)的成功為同類油藏大幅度提高采收率提供了指導(dǎo)。