張　杰， 楊懷軍， 曹偉佳， 蘇　鑫， 盧祥國

(1.中國石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280；2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318)

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高凝高黏高鹽均質油藏聚/表二元復合驅合理黏度比
——以大港孔南地區(qū)儲層條件為例

張杰1， 楊懷軍1， 曹偉佳2， 蘇鑫2， 盧祥國2

(1.中國石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280；2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318)

針對大港油田孔南地區(qū)高凝高黏高鹽油藏的特點，采用巖心流動實驗裝置和巖心驅油實驗裝置，開展了聚合物/表面活性劑二元復合體系驅油效率及其影響因素的研究，分析了聚/表二元復合驅采收率增幅與巖心滲透率之間關系機理。結果表明，對于非均質性較弱儲層，隨巖心滲透率增加，聚/表二元體系阻力系數和殘余阻力系數減小。隨聚/表二元體系與原油黏度比(μsp/μo)和巖心滲透率增大，采收率增幅增加，但增幅增加速度減小。隨儲層平均滲透率增加，巖石吼道尺寸增大，不可及體積減小。因此，儲層平均滲透率大小會影響聚/表二元復合體系儲層適應性，進而影響聚/表二元復合驅增油效果。從技術和經濟角度考慮，目標油藏均質儲層聚/表二元復合驅合理黏度比(μsp/μo)范圍在0.5～1.0。

高凝高黏高鹽油藏；聚/表二元體系；均質巖心；驅油效率；影響因素；物理模擬

自聚合物驅在大慶油田推廣應用以來，其規(guī)模和范圍逐年擴大，目前以聚驅為主的化學驅年產油量超過1 000×104t[1-3]。與聚合物驅相比較，三元復合驅增油降水效果更加明顯，在水驅基礎上可以提高采收率20%[4]。但現有三元體系中堿會與地層巖石礦物成分發(fā)生反應，生成的溶解物會以垢的形式在采油井井壁附近區(qū)域、人工舉升系統(tǒng)和地面管線中沉積，進而影響油井產能[5-6]。與三元復合驅相比，聚/表二元復合驅不僅可以避免結垢問題，而且還具有良好的流度控制能力。因此，無堿聚/表二元復合驅室內研究和礦場試驗開始受到石油科技工作者的高度重視，2003年，勝利油田在孤東七區(qū)54-61開展了聚/表二元復合驅礦場試驗，取得了較好的增油降水效果[7-9]。為了進一步完善復合驅油技術的發(fā)展，適應大港油田孔南地區(qū)儲層高凝高黏高鹽油藏開發(fā)技術需求，本文以目標油藏儲層巖石和流體物性為模擬對象，開展了聚/表二元復合體系驅油效率及其影響因素實驗研究，確定了大港油田孔南地區(qū)均質儲層合理黏度比，這為聚/表二元復合驅注入工藝參數優(yōu)選提供了實驗依據。

1　實驗部分

1.1實驗材料

聚合物為疏水締合聚合物AP-P7，由中國石油大港油田采油工藝研究院提供，有效含量為90%。表面活性劑為官109PS985，由大港油田采油工藝研究院提供，有效含量為40%。

實驗用油為模擬油，由大港孔南地區(qū)儲層高凝原油與煤油混合而成。實驗用水為大港孔南地區(qū)注入水和地層水，注入水水質分析見表1。

表1　水質分析結果

實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結人造巖心[10]，滲流特性實驗用巖心為柱狀巖心，外觀尺寸Φ2.5 cm×10 cm。驅油效率實驗用巖心為均質方巖心，外觀幾何尺寸：高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2儀器設備

采用驅替實驗裝置評價聚/表二元復合體系滲流特性和驅油效率，該裝置包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等，除手搖泵和平流泵外，其余部件置于油藏溫度保溫箱內。

驅油實驗步驟：

① 在室溫下，巖心抽真空飽和地層水，計算孔隙體積和孔隙度；

② 在油藏溫度為78 ℃條件下，水測滲透率；

③ 在油藏溫度為78 ℃條件下，飽和模擬油，計算含油飽和度；

④ 在油藏溫度為78 ℃條件下，水驅到設計含水率，計算水驅采收率；

⑤ 在油藏溫度為78 ℃條件下，注入化學劑段塞，后續(xù)水驅到含水率98%，計算采收率。

實驗注入速度為0.8 mL/min。

1.3方案設計

1.3.1聚/表二元復合體系滲流特性在聚/表二元復合體系組成(聚合物質量分數為0.2%，表面活性劑質量分數為0.2%)和水型(注入水)一定條件下，考察巖心滲透率(Kg=100、300、600、3 500 mD)對滲流特性的影響。

1.3.2聚/表二元復合體系驅油效率及其影響因素

(1) 原油黏度和巖心滲透率的影響(其中聚/表二元體系注入體積為0.6 PV)

在聚/表二元復合體系黏度為50 mPa·s條件下，考察原油黏度(黏度比μsp/μo=0.25、0.33、0.5、1.0、2.0)和巖心滲透率(Kg=100、300、600、1 000 mD)對聚/表二元復合驅油效率的影響。

(2) 聚/表二元復合體系黏度和巖心滲透率的影響(其中聚/表二元體系注入體積為0.6 PV)

在原油黏度為50 mPa·s條件下，考察聚/表二元復合體系黏度(黏度比μsp/μo=0.5、1.0、2.0、3.0、4.0)和巖心滲透率(Kg=100、300、600、1 000 mD)對聚/表二元復合驅油效率的影響。

2　結果分析

2.1聚/表二元復合體系滲流特性

巖心滲透率對聚/表二元復合體系(注入水，聚合物質量分數為0.2%，表面活性劑質量分數為0.2%)滲流特性影響實驗結果見表2，實驗過程中注入壓力與PV數關系見圖1。

表2　阻力系數和殘余阻力系數

圖1　注入壓力與PV數關系

Fig.1Relation of injection pressure and PV

從表2和圖1中可以看出，巖心滲透率對聚/表二元體系滲流特性存在影響。隨巖心滲透率增加，巖心孔喉尺寸增大，聚合物滯留量減小，孔喉過流斷面增加，流動阻力減小，注入壓力降低，聚/表二元復合體系阻力系數和殘余阻力系數減小。

2.2聚/表二元復合體系驅油效率及其影響因素

2.2.1原油黏度和巖心滲透率的影響

(1) 采收率

聚/表二元復合體系黏度固定(μsp=50 mPa·s)條件下，原油黏度(黏度比μsp/μo)和巖心滲透率對聚/表二元復合驅驅油效率(采收率)影響實驗結果見圖2。

圖2　采收率增幅與黏度比關系

Fig.2Relation of recovery and viscosity ratio

從圖2中可以看出，在巖心滲透率相同和聚/表二元復合體系黏度固定(μsp=50 mPa·s)條件下，隨原油黏度減小即黏度比(μsp/μo)增加，聚/表二元復合驅采收率增加，當黏度比(μsp/μo)在0.5～1.0時，采收率增速較快。在黏度比(μsp/μo)相同條件下，隨巖心滲透率增加，聚/表二元復合驅采收率增幅增加，但增速趨于平緩。從技術和經濟兩方面考慮，合理黏度比(μsp/μo)范圍在0.5～1.0。

(2) 動態(tài)特征

當巖心滲透率為Kg=100 mD，實驗過程中壓力、含水率和采收率與PV數關系見圖3。

圖3注入壓力、含水率、采收率與PV數關系(Kg=100 mD)

Fig.3Relation of injection pressure，moisture content，recovery and PV(Kg=100 mD)

從圖3中可以看出，在巖心滲透率Kg=100 mD條件下，在聚/表二元體系注入階段，隨注入PV數增加，化學藥劑在巖心中滯留量增大，孔隙過流斷面減小，流動阻力增加，注入壓力升高并趨于穩(wěn)定，含水率下降，采收率升高。隨原油黏度減小即黏度比(μsp/μo)增加，注入壓力降低，含水率降低，采收率增加。

2.2.2復合體系黏度和巖心滲透率的影響

(1)采收率

在原油黏度固定(μo=50 mPa·s)條件下，聚/表二元復合體系黏度(黏度比μsp/μo)和巖心滲透率對聚/表二元復合驅驅油效率(采收率)影響實驗結果見圖4。

圖4　采收率增幅與黏度比關系

Fig.4Relation of recovery and viscosity ratio

從圖4中可以看出，在原油黏度(μsp/μo)固定條件下，隨巖心滲透率增加，采收率增幅增加，但增加幅度降低。在巖心滲透率相同條件下，隨聚/表二元復合體系黏度減小即黏度比(μsp/μo)增大，采收率增幅增加，但增加幅度減小。當黏度比(μsp/μo)在0.5～1.0變化時，采收率增幅變化較大。從技術和經濟角度考慮，合理黏度比(μsp/μo)范圍在0.5～1.0。

(2)動態(tài)特征

當巖心滲透率為Kg=300 mD，實驗過程中壓力、含水率和采收率與PV數關系見圖5。

圖5　注入壓力、含水率、采收率與PV數關系(Kg =300 mD)

從圖5中可以看出，在聚/表二元復合體系注入階段，隨注入PV數增加，注入壓力逐漸升高并趨于穩(wěn)定。在巖心滲透率Kg=300 mD條件下，隨原油黏度減小即黏度比(μsp/μo)增大，注入壓力升高，含水率降低，采收率增加。

2.3機理分析

從圖2和圖4中可以看出，當巖心滲透率值較小(Kg≤600 mD)時，隨滲透率增加，采收率增幅較大。巖心滲透率值較大(Kg>600 mD)時，隨滲透率增加，采收率增幅較小。聚/表二元復合驅采收率增幅與巖心滲透率之間出現上述變化關系，是與聚/表二元復合體系中聚合物分子聚集體與巖心孔喉尺寸間適應性關系變化密切相關。

疏水締合聚合物是近年來新開發(fā)的聚合物產品，它大分子鏈上帶有少量疏水基團，通過它們間的疏水締合作用形成“網狀”分子聚集體，由此獲得優(yōu)良增黏和抗鹽性，進而開始被應用于高黏、高凝、高鹽油藏提高采收率技術實踐中[11-12]。研究表明，黏度是聚合物溶液內摩擦力大小的評價指標，它與聚合物分子聚集體結構形態(tài)密切相關(見圖6)。普通超高分聚合物(部分水解聚丙烯酰胺)擁有“線性-網狀”分子聚集體，疏水締合聚合物擁有“片-網狀”分子聚集體(見圖6)，前者分子線團尺寸Dh較小，后者較大(見表3)。由于聚合物分子結構形態(tài)差異，導致二者包絡水分子能力差異，進而造成增黏性差異。通過疏水基團間締合作用可以提高聚合物增黏性，但這也會引起聚合物分子聚集體與巖石孔喉間適應性問題[13-14]。

圖6　聚合物分子聚集體電鏡

Fig.6Electron microscopy figure of Polymer molecules aggregate

表3　Dh測試結果

研究表明，化學驅油劑(聚合物、聚/表二元復合體系和堿/表/聚三元復合體系)在儲層巖石孔隙內傳輸運移和滯留(化學吸附和機械捕集)，這會造成高滲透層或大孔道滲流阻力增加[15-16]，導致全井注入壓力提高、中低滲透層(孔隙)吸液壓差增加，最終實現液流轉向、擴大波及體積和提高采收率目的(見圖7)。因此，驅油劑中聚合物分子聚集體與巖石孔喉間匹配關系對于提高化學驅增油效果十分重要。

圖7　調驅劑液流轉向原理示意圖

Fig.7The principle diagram of oil displacement agent fluid flowing

巖心壓汞實驗數據見表4。由表4可知，隨滲透率增加，平均吼道半徑增大，聚合物分子聚集體不可及孔隙體積減小，可及孔隙體積增加。進一步分析發(fā)現，巖心滲透率與吼道半徑間關系并非線性關系，當滲透率超過Kg=515 mD時(見表4)，吼道半徑增幅明顯增大，這也是聚/表二元復合驅采收率增幅與巖心滲透率之間呈現圖2和圖4中變化特征的重要原因。

3　結論

(1) 隨聚/表二元體系與原油黏度比(μsp/μo)增大，采收率增幅增加，但增加幅度減小。

(2) 從技術和經濟角度考慮，目標油藏均質儲層聚/表二元復合驅合理黏度比(μsp/μo)范圍在0.5～1.0。

表4　巖心壓汞測試數據

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(編輯宋官龍)

Reasonable Viscosity Ratio of Polymer/Surfactant Combination System in High Condensation and High Viscosity and High Salt and Homogeneous Reservoir:Take the Kongnan Reservoir of Dagang Oilfiled as Research Object

Zhang Jie1, Yang Huaijun1, Cao Weijia2, Su Xin2, Lu Xiangguo2

(1.OilProductionTechnologyResearchInstitute，DagangOilfield，PetroChina，Tianjin300280,China;2.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

In recent years, with the growth of oil consumption and the reduce of new proved reserves, the development of high viscosity oil reservoir was paid more and more attention. As Kongnan block of Dagang oilfield has characteristics of hypercoagulability, high viscosity and high salinity, core flow experimental apparatus and core displacement experiment apparatus were used to study the effect of oil displacement efficiency of polymer/surfactant combination system, and analyze the mechanism of the relationship between recovery growth and core permeability. The results showed that, for the weak heterogeneous reservoir, with the increase of core permeability, the resistance coefficient and residual resistance coefficient of the polymer/surfactant combination system were decreased. With the increase of viscosity ratio (μsp/μo) and core permeability, the oil recovery increased, but the increase rate decreased. With the increasing of the core permeability, the size of the rock increased, while the inaccessible pore volume decreased. So the adaptability of the reservoir and the polymer/surfactant combination system was affected by the average permeability, and then the effect of the polymer flooding of the polymer/surfactant combination system flooding was influenced. Comprehensively considering technical and economic effects，the reasonable viscosity ratio (μsp/μo) in polymer flooding should be about 0.5～1.0．

Hypercoagulable and high viscosity reservoir and high salt； Polymer/surfactant combination system； Homogeneous core； Oil displacement efficiency； Influencing factors； Physical simulation

1006-396X(2016)04-0029-06投稿網址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-12-07

2016-02-19

中國石油重大礦場試驗項目(DGYT-2014-JS-306)。

張杰(1967-)，男，博士，高級工程師，從事提高采收率技術研究；E-mail: zhangjie@petrochina.com.cn。

TE345

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.04.006