王成俊， 洪 玲， 喬紅軍， 梁小兵， 薛 媛

(陜西延長石油(集團(tuán))有限責(zé)任公司 研究院, 陜西 西安 710075)

0 杏子川油田簡況

杏子川油田王214注水區(qū)位于陜北安塞縣王家灣鄉(xiāng)銀山峁村，注水井9口，受益井43口，含油面積3.687 km2，水驅(qū)控制面積2.27 km2，區(qū)塊地質(zhì)儲量274×104t，注采層位為三疊系延長組長21油層；油層平均有效厚度17.3 m，孔隙度為17%，滲透率為7.96×10-3μm2，地層原油體積系數(shù)為1.029，地層原油粘度為16.056 mPa·s，地層水總礦化度24 855 mg/L，屬于低粘、高礦化度、低孔、低滲油藏，試驗(yàn)前，區(qū)塊采油速度低(1.16%)，采出程度低(7.21%)，綜合遞減率快(7%)，采收率低(20%).延長油田利用生物活性復(fù)合驅(qū)油技術(shù)有效的解決了上述問題.

1 生物活性復(fù)合驅(qū)油技術(shù)機(jī)理

生物活性復(fù)合驅(qū)油技術(shù)是利用生物活性表活劑與非離子表面活性劑復(fù)配，將生物技術(shù)與化學(xué)技術(shù)結(jié)合起來，發(fā)揮兩者的協(xié)同效應(yīng)，改變巖石表面潤濕性，提高原油相對滲透率，乳化原油，降低原油粘度，使不可動原油隨注入水一起流動，提高原油的流動性.同時降低注入水和巖石界面張力，使注入水在較低壓力下進(jìn)入細(xì)微孔道中，驅(qū)替出細(xì)微孔隙中的不動原油，增加注入水的波及體積，從而提高原油的采收率[1,2].

2 生物活性復(fù)合驅(qū)油劑篩選與性能評價

2.1驅(qū)油劑的篩選

經(jīng)過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)對比分析研究，篩選出抗鹽抗鈣性好、較高驅(qū)油效率、適用范圍廣的11#非離子表活劑和15#生物表活劑.其可在100 000 mg/L鹽度的水中或Ca2+濃度9 000 mg/L的水中較好溶解，抗鹽抗鈣性能較好；與煤油之間的油水界面張力較低(見圖1)；濃度為0.3%的11#表面活性劑在人造均質(zhì)巖心中驅(qū)油效率增加值為9.33%.濃度為2%的15#生物表活劑在裂縫型天然巖心中驅(qū)油效率增加值為9.85%.研究表明，15#生物表活劑可適用于礦化度大于10×104mg/L、Ca2+濃度大于9 000 mg/L的裂縫-孔隙型油藏；11#非離子表活劑適用于礦化度大于10×104mg/L、Ca2+濃度大于9 000 mg/L的孔隙型油藏，且具有降低注入壓力的作用，能有效解決低滲透油藏注水壓力高的問題.

圖1 表活劑濃度與油水界面張力的關(guān)系曲線

2.2 抗鹽抗鈣性能

將11#非離子表活劑、15#生物表活劑及助劑按照一定比例進(jìn)行復(fù)配，制成生物活性復(fù)合驅(qū)油劑按0.5%濃度分別溶于0、25、50、100 g/L含氯化鈉的鹽水中和1 000、2 500、5 000 mg/L含氯化鈣的鹽水中，觀察驅(qū)油劑在鹽水中的溶解情況(表1).實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析表明，該驅(qū)油劑溶解性能很好，抗鹽在100 000 mg/L以上，抗鈣在5 000 mg/L以上.

表1 抗鹽、抗鈣、抗鎂實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

2.3 界面張力

為了驅(qū)油劑在不同礦化度水中的界面活性，在一定驅(qū)油劑濃度下測定不同鹽度對油水界面張力的影響.結(jié)果表明，隨著礦化度的增加，油水界面張力呈先上升后下降的趨勢，但變化幅度很小(表2)，所以試驗(yàn)用表面活性劑的抗鹽性較穩(wěn)定.同時也可以看出在高礦化度條件下該表面活性劑油水界面張力相對較低.

同樣，保持水的總礦化度為10 000 mg/L，配制不同鈣離子含量的0.5%驅(qū)油劑溶液，測試其與煤油的界面張力.實(shí)驗(yàn)結(jié)果(見表3)顯示，隨著鈣離子濃度的增加，油水界面張力呈下降趨勢，但變化幅度很小，所以試驗(yàn)用表面活性劑的抗鹽性較穩(wěn)定.

表2 不同礦化度條件下表面活性劑界面張力(mN/m)

表3 不同鈣離子濃度下的表面活性劑界面張力(mN/m)

2.4 潤濕性

參考石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn) SY/T5152-1999油藏巖石潤濕性測定方法，利用自吸法測定巖石潤濕性，測定結(jié)果見表4.從表4的實(shí)驗(yàn)結(jié)果可以看出，1號巖心和5號巖心的初始潤濕性都是強(qiáng)親水，在各自中注入驅(qū)油劑溶液后，巖石的潤濕類型發(fā)生了變化，由強(qiáng)親水變?yōu)橛H水，說明驅(qū)油劑可改變巖石的潤濕性，利于提高洗油效率[3-10].

2.5 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

模擬試驗(yàn)區(qū)油藏溫度、采用地層水和注入水，采用杏子川油田長2油層天然巖心，進(jìn)行巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，確定驅(qū)油劑的驅(qū)油效率.

圖2是巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)的不同注入倍數(shù)下的驅(qū)油效率和注入壓力的變化曲線.從曲線看出：隨著驅(qū)油劑的注入，巖心洗油效率在不斷增加，驅(qū)油劑濃度在0.1%～0.3%時洗油效率增加幅度較大.同時，驅(qū)油劑能顯著降低注入壓力，使注入壓力下降幅度大于50%.

表4 自吸法測定油藏巖石潤濕性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖2 驅(qū)油劑巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)曲線

3 礦場實(shí)施工藝流程

成本低、簡單、易操作是礦場實(shí)施工藝的主要特點(diǎn).本次試驗(yàn)驅(qū)油劑礦場注入方式采用在現(xiàn)有注水干線上高壓點(diǎn)滴式加入驅(qū)油劑.注入方式采取在現(xiàn)有注水配水間管線上外加注入驅(qū)油劑的加藥裝置.驅(qū)油劑自儲罐由注入泵按照一定速度泵入各個注入井的單井注入管線中，與注入水混合注入地下.流程示意圖見圖3，主要由0.5m3的帶攪拌的加藥罐2個，柱塞泵2臺(用一備一)，閘門2套(用一備一)，不銹鋼管線等組成.

圖3 王214試驗(yàn)區(qū)驅(qū)油劑加藥流程圖

4 現(xiàn)場試驗(yàn)

試驗(yàn)區(qū)自2010年5月注入高效驅(qū)油劑，配液濃度為0.5%，至2012年7月共注入驅(qū)油劑269.8 t，共注入0.41 PV.試驗(yàn)區(qū)共有10個注采井組，和試驗(yàn)前井組動態(tài)數(shù)據(jù)對比結(jié)果進(jìn)行動態(tài)特征分類(表5)，可以看出，試驗(yàn)后有60%的井組動態(tài)表現(xiàn)為日產(chǎn)液上升、含水穩(wěn)定或下降、日產(chǎn)油上升.

表5 王214試驗(yàn)區(qū)注采井組動態(tài)特征分類表

圖4 王214試驗(yàn)區(qū)長21油層砂巖厚度分布圖

從試驗(yàn)區(qū)石油地質(zhì)特征和生產(chǎn)動態(tài)反映特征分析，砂巖厚度及油層物性是影響井組整體效果的主要因素，見效好的井組長21砂體厚度均在40 m以上，位于主砂體上，孔隙度和滲透率相對較好，王305、王308、王311-2井組和王7井組處于砂體邊部，原始含油飽和度低，注水期間為低產(chǎn)液，高含水，效果一般(如圖4所示).

自注入驅(qū)油劑3月(約0.005 PV)后，區(qū)塊整體見效，反映出日產(chǎn)液增加，含水下降，日產(chǎn)油增加的特征，截至2012年5月，油井見效率為90%，試驗(yàn)區(qū)日產(chǎn)液量由試驗(yàn)前的215.92 t/d增加到281. 63.19 t/d，日產(chǎn)油量由74.88 t/d增加到105.18 t/d，平均原油產(chǎn)量增加40%，綜合含水率由65.3%降低到62.6%，變化幅度不大，至今區(qū)塊累計增油13 555 t，水驅(qū)曲線預(yù)測提高采收率6.08%，階段投入產(chǎn)出比為1∶5.06，試驗(yàn)取得顯著效果(如圖5、圖6所示).

圖5 試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)油量曲線

圖6 王214試驗(yàn)區(qū)水驅(qū)特征曲線

5 結(jié)論

(1)生物活性表活劑與非離子型表活劑復(fù)配，能產(chǎn)生很好的協(xié)同效應(yīng)，降低體系的界面張力，還能夠降低主表面活性劑的用量，同時使表面活性劑抗鹽和抗鈣能力、驅(qū)油效率等得到強(qiáng)化.

(2)礦場試驗(yàn)驗(yàn)證了生物活性驅(qū)油劑技術(shù)可以大幅度增加油井產(chǎn)量，提高采收率，具有投入產(chǎn)出比高的特點(diǎn)，適合低滲透油田推廣應(yīng)用.

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