二元復合驅提高普通稠油采收率室內試驗研究

侯力嘉

（遼河油田公司 勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010）

二元復合驅提高普通稠油采收率室內試驗研究

侯力嘉

（遼河油田公司 勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010）

二元復合驅現已成為三次采油技術研究的新方向，由于普通稠油粘度高，二元復合驅研究較少。本文遼河油田普通稠油油藏H1塊為研究對象，在室內開展了二元復合驅提高采收率研究。首先，通過對聚合物理化指標檢測，篩選出了適合該區塊聚合物P2500；然后通過對四種表活劑界面性能進行評價，篩選出了兩種表活劑W1、L2。為了確定地下最佳工作粘度，開展了不同油水粘度比的增油效果物模評價，確定了最佳粘度比為1.5。最后結合聚合物粘-濃曲線,確定二元復合體系配方為：0.18%P2500+0.20%L2。室內驅油實驗表明：驅油效率比水驅提高27.36%，具有良好的增油效果。

二元復合驅；普通稠油；油水粘度比；驅油效率

遼河油田稠油資源占有較大比例，普通稠油（油層溫度下粘度大于50mPa·s）開采通常以常規注水開發為主。隨著開發不斷深入，已進入特高含水開發階段，為滿足礦場實際需求，亟需轉換開發方式。目前二元復合驅油技術已成為三次采油技術研究的新方向[1-4]。二元復合驅既具有擴大波及體積、又降低油水界面張力的優點，同時因為無堿對地層傷害較小，不會造成井筒嚴重結垢。但是二元驅難點在于因為沒有堿的協同作用，配方的篩選困難，特別是表活劑的篩選，同時，由于普通稠油油藏粘度較高，配方粘度設計也是難點。通過對遼河油田稠油主力區塊油藏地質特征和油水性質分析，選擇典型普通稠油區塊H1作為研究對象，開展二元復合驅提高普通稠油采收率室內試驗研究。

該區塊位于遼河斷陷盆地中央凸起南部傾沒帶南端，是該油田主力的斷塊。該塊物性較好，為高孔高滲透層，平均孔隙度為29.1%，平均滲透率為633×10-3μm2，屬于中-強非均質性儲層。該區塊目前日產油335t·d-1，綜合含水85.0%，采出程度38.4%。由于長期水驅開發，該塊儲層非均質性加劇，開發矛盾突出，繼續依靠注水開發難以大幅度提高采收率，因此針對該塊開展二元復合驅提高普通稠油采收率室內試驗研究。

1 實驗部分

1.1 儀器及樣品

TX-500C型旋轉滴全量程界面張力儀；驅替裝置（遼河自研）；PET-I/2型多功能動態聚合物評價裝置；DV-Ⅱ++Pro布氏粘度計等。

現場用聚合物P2500，相對分子量為2500萬，固含量為 88.6%?，F場用表活劑 W1、L2、N3、G4，有效物含量為45%～50%。

實驗用油為遼河油田H1脫水原油，地層溫度為 70℃，地下原油黏度為 80mPa·s，密度 0.9644g·cm-3，膠質瀝青質含量為37.27%。驅替實驗用油為模擬油，由H1脫水原油與煤油混合而成。實驗用水為H1區塊回注污水，離子組成見表1。

實驗模型：人造柱狀均質物理模型（長10cm，直徑2.5cm），人造層內非均質物理模型（30×4.5×4.5cm）[5]。

表1 離子組成表Tab.1 Ion composition

1.2 實驗方法

1.2.1 聚合物性能檢測 實驗方法按SY/T5862-2008《驅油用聚合物技術要求》進行。

1.2.2 界面張力評價 實驗方法按SY/T5370-1999《表面及界面張力測定方法》進行。

1.2.3 驅油性能評價 實驗方法按SY/T6424-2000《復合驅油體系性能測試方法》進行。實驗溫度為地層溫度70℃。

2 結果與討論

2.1 聚合物性能單劑檢測

對聚合物進行檢測，結果見表2。根據檢驗的結果，該聚合物滿足SY/T5862-2008的標準，可以用作驅油聚合物。

表2 驅油聚合物參數測定結果Tab.2 Detection results of polymer

圖1 聚合物粘濃曲線Fig.1 Viscosity-concentration curve of polymer

根據圖1粘濃曲線可以看出，隨著聚合物濃度的增加，粘度不斷增加，當聚合物含量大于1500mg·L-1，粘度上升較快。

2.2 表面活性劑的篩選

為了篩選出能夠使油水界面張力達到超低（＜10-3mN·m-1）的表面活性劑的種類和濃度，在地層溫度70.0℃下，用旋轉滴界面張力儀測定不同濃度的表活劑溶液界面張力值，實驗結果見表3。

表3 4種不同表面活性劑的界面性能Tab.3 Interfacial tension of 4 kinds of surfactants

由表3可以看出，表面活性劑W1，L2可以在較低的濃度下，較寬的范圍內降低油水的界面張力到超低，N3、G4則不能，故選用表活劑W1和L2進行二元體系的篩選。

2.3 二元復合體系篩選

2.3.1 二元體系粘度的確定 根據目前礦場實驗，稀油油藏一般要求體系是原油粘度的3-7倍，但是稠油油藏由于地下原油粘度較高，無法根據礦場經驗選擇合適粘度，因此，開展了不同體系粘度/原油粘度比物模實驗，確定最合適的粘度。

方案采用 1∶0.2、1∶0.8、1∶1、1∶1.5、1∶2、1∶3 6種油水粘度比的驅油實驗，獲得了驅油效率與油水粘度比之間的關系，結果見圖2。

圖2 油水粘度比對驅油效率的影響Fig.2 Influence of oil-water viscosity ratio on oil recovery efficiency

從圖2可以看出，隨著油水粘度比的增大，驅油效率逐漸增大；當粘度比在1.5時，驅油效率增幅相對最大，當粘度比超過1.5時，采收率雖也有所提高，但提升幅度并不明顯。按以上規律，當原油粘度為 80mPa·s時，驅替液最佳工作粘度應設計120mPa·s，既能滿足配方體系較好的發揮驅洗作用，也能讓生產成本得到控制。

由于體系經過炮眼和多孔介質剪切后，會有粘度損失，在設計配方體系需要客觀評價粘度損失情況。通過模擬現場化學劑注入過程，研制真實井筒粘度損失“打靶”實驗裝置，按照炮眼剪切粘損評價方法，計算出體系經過炮眼前后粘度損失在22.6%，注入井口粘度在155mPa·s，對應聚合物粘濃曲線，聚合物濃度為 1800 mg·L-1。

2.3.2 二元體系表活劑種類及濃度選擇 對W1，L2進行二元體系界面性能評價，在表活劑濃度為0.2%條件下，測定 800、1200 、1400、1600 mg·L-1多種聚合物濃度條件下二元體系界面張力值，結果圖3。

圖3 兩種表活劑在不同粘度體系下的界面張力值Fig.3 IFT curve of the two S/P compound systems at various viscosity conditions

實驗結果表明，W1二元體系達到超低界面張力的最高粘度為68mPa·s，L2二元體系達到超低界面張力的最高粘度為123.2mPa·s.根據上面的結果驅替液最佳工作粘度應設計為120mPa·s，可見L2可以滿足要求。

2.2.2 二元體系表面活性劑濃度的確定 采用人造柱狀均質巖心進行物模實驗，評價0.18%P2500+0.30%L2，0.18%P2500+0.25%L2，0.18%P2500+0.20%L2，0.18%P2500+0.15%L2，0.18%P2500+0.10%L2 4 種二元體系的驅油效率，結果見圖4。當表活劑濃度為0.1%～0.2%時，驅油效率提升明顯，當表活劑濃度超過0.2%，驅油效率雖有所提高但提高程度不明顯，綜合考慮驅油效率和化學劑成本，推薦二元體系配方為0.18%P2500+0.20%L2。

圖4 不同表活劑濃度二元復合體系較水驅驅油效率提高程度Fig.4 Oil displacement efficiency of different S/P compound systems with different surfactant concentrations

2.4 二元配方體系的確定

根據界面張力和粘度兩方面綜合來考慮，結合現場的應用成本，選定二元配方體系為0.18%P2500+0.20%L2。

2.5 二元配方體系的驅油效果

為了確定驅油體系的效果，開展了室內物理模擬實驗。實驗選用的巖心為人造非均質模型，當含水為98%時進行轉注配方根據遼河錦16現場二元驅實施經驗，采用三段式注入，設計前置段塞為0.2%P2500，注入量分別為0.1PV，主段塞為0.18%P2500+0.2%L2，注入量為0.55PV，保護段塞為0.18%P2500，注入量為0.1PV。根據室內實驗可以得出：采用了二元化學驅后采收率可以大幅度的提升，相比水驅提高驅油效率27.36%，結果見圖5。

圖5 二元復合驅驅油效率曲線Fig.5 Oil displacement efficiency changing curve during S/P flooding

3 結論

（1）從H1塊的油藏地質特征、開發狀況以及室內二元驅油實驗研究可以看出，二元復合驅可以進一步改善H1的開發效果，可作為開采的接替技術。

（2）評價并篩選了一種聚合物，兩種表活劑。

（3）在二元體系達到超低界面張力條件下，當體系油水粘度比1.5時，驅油效率增幅相對最大，當粘度比超過1.5時，采收率提升幅度不明顯。

（4）在確定體系粘度基礎上，通過測定聚合物與表活劑的復配之后的界面性能，穩定性等，最終篩選出了最佳的二元體系配方：0.18%P2500+0.20%L2。

（5）通過室內的驅替試驗結果得出：無堿二元驅可以大幅度的提高采收率，室內試驗的增幅可以達到27.36%。

［1］ 陳文林，盧祥國，于濤，等.大二元復合驅注入參數優化實驗研究［J］.特種油氣藏，2010，17（5）：97-99.

［2］ 王德民.大慶油田“三元”“二元”“一元”驅油研究［J］.大慶石油地質開發，2003,22（3）：1-9.

［3］ 張運來，盧祥國，朱國華，等.特殊油藏聚合物驅物理模擬實驗研究［J］.特種油氣藏，2008,15（4）：75-78.

［4］ 侯吉瑞，劉中春，岳湘安.低堿ASP三元復合驅技術的適用界限分析［J］.石油大學學報，2003,27（3）：46-50.

［5］ 盧國祥，高振環，閆文華.人造巖心滲透率影響因素試驗研究［J］.大慶石油地質開發，1994,13（4）：53-55.

Study on Increase of heavy oil recovery using surfactant/polymer compound system

HOU Li-jia
（Research Institute of Oil Exploration and Development,Liaohe Oilfield of Petrochina,Panjin 124010，China）

Surfactant/polymer（S/P）flooding system has become a new trend in the research of tertiary recovery technology.There was few researches of S/P flooding focus on heavy oil because of the high viscosity.In Liaohe Oilfield,H1 heavy oil reservoir was taken as the research object,and experimental study on EOR of S/P flooding has been carried out in the laboratory.Firstly,the polymer P2500was selected by evaluation;two kinds of surfactants were selected out by determining the interfacial tension.In order to determine the optimum working viscosity,the physical model evaluation of was carried out,and the optimum viscosity ratio is 1.5.Finally,according to the viscosity-concentration curve of polymer,the recommended formula S/P compound system is:0.18%P2500+0.20%L2.The flooding experiment proved that:the oil recovery was 27.36 percentage points higher than that of water flooding,which has an obvious oil-increase effect.

surfactant/polymer compound system;heavy oil;oil-water viscosity ratio;oil displacement efficiency

TE327

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170952

2017-06-16

侯力嘉（1990-），女，2012年畢業于長江大學應用化學專業，現主要從事提高油田采收率工作。