唐先榮 任紅梅 張宏 祖莉華 柏潔 王洪濤

中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院

別古莊油田京11斷塊油藏三元復(fù)合體系配方優(yōu)化

唐先榮 任紅梅 張宏 祖莉華 柏潔 王洪濤

中國石油華北油田分公司勘探開發(fā)研究院

針對華北別古莊油田京11斷塊油藏儲(chǔ)集層黏土含量高（29%）、地層原油黏度低（11.0 mPa·s）、酸值低（0.28 mgKOH/g原油）、油藏溫度低（54 ℃）、水驅(qū)采收率高（＞50%）等特點(diǎn)，優(yōu)化出適合該油藏的三元復(fù)合體系：1 500 mg/L聚合物J4+3 000 mg/L表面活性劑ES+12 000 mg/L碳酸鈉。開展了該復(fù)合體系熱穩(wěn)定性、老化、吸附等評價(jià)實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，體系老化90 d和天然巖心砂三次吸附后，熱穩(wěn)定性較好（黏度保持率為50.6%），仍能達(dá)到10-3mN/m超低界面張力。采用高低滲透率雙管模型，開展了老化前后復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)對比研究。在綜合含水90%時(shí)，改注0.3 PV未老化復(fù)合體系，綜合采收率提高31.1百分點(diǎn)；改注0.3 PV老化90 d后的三元復(fù)合體系，綜合采收率提高22.2百分點(diǎn)，比老化前降低8.9百分點(diǎn)，說明三元復(fù)合體系老化后對驅(qū)油效果有較大影響。分析發(fā)現(xiàn)體系老化后黏度降低較多、界面張力升高，是導(dǎo)致驅(qū)油效率下降的原因。研究結(jié)果對今后體系優(yōu)化具有一定指導(dǎo)作用，體系優(yōu)化中分別測定不同體系老化前后的黏度和界面張力，根據(jù)其變化情況即可最終優(yōu)化出較佳的復(fù)合驅(qū)油體系。

別古莊油田；京11斷塊油藏；三元復(fù)合體系；配方優(yōu)化；熱穩(wěn)定性；界面張力；吸附；老化；驅(qū)油效率

別古莊油田京11斷塊油藏經(jīng)過一次、二次開發(fā)之后，仍有大量剩余油滯留油藏中，有必要采取措施，進(jìn)一步提高別古莊油田京11斷塊油藏采收率。從增油機(jī)理看，復(fù)合驅(qū)既可提高波及體積又可提高驅(qū)油效率；從地質(zhì)條件看，京11斷塊油藏平面及層間矛盾突出，復(fù)合體系中的聚合物驅(qū)可封堵水流優(yōu)勢通道，進(jìn)一步擴(kuò)大水驅(qū)波及體積；從剩余油分布看，京11斷塊油藏目前剩余油高度分散，殘余油飽和度較高，表面活性劑和堿劑可以驅(qū)替到之前水驅(qū)未波及到的剩余油，降低殘余油飽和度，進(jìn)一步提高驅(qū)油效率。增油機(jī)理、地質(zhì)條件和剩余油分布均滿足復(fù)合驅(qū)技術(shù)要求。

針對別古莊油田京11斷塊油藏特征，首先確定驅(qū)油劑單劑，然后開展表活劑濃度對三元復(fù)合體系界面張力影響實(shí)驗(yàn)、熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)、老化時(shí)間對界面張力影響實(shí)驗(yàn)、天然巖心砂吸附對界面張力影響實(shí)驗(yàn)，優(yōu)化出較佳的三元復(fù)合體系。最后采用高低滲透率雙管填砂模型，以合注分采的方式，開展復(fù)合體系老化前后驅(qū)油實(shí)驗(yàn)對比評價(jià)研究。

1 實(shí)驗(yàn)

Experimental

1.1 藥劑、油水樣品及驅(qū)油實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?/h3>

Chemicals、Oil / water samples and models

化學(xué)試劑：聚合物J2，分子量2 464×104，水解度24.6%，有效含量90.2%，北京恒聚公司提供；聚合物J4，分子量2 260×104，水解度22.2%，有效含量89.1%，江蘇愛森公司提供；表面活性劑ES，磺酸鹽表面活性劑，有效含量42.5%，實(shí)驗(yàn)室自主合成； M4和M5，磺酸鹽表面活性劑，有效含量分別為40.5%和40.2%，中國石油勘探開發(fā)研究院提供；表面活性劑B5，磺酸鹽表面活性劑，有效含量40.0%，北京恒聚公司提供；堿劑為碳酸鈉，化學(xué)純試劑；實(shí)驗(yàn)用水為別古莊油田古一聯(lián)注入水，離子濃度分別為：Na++ K+3 540 mg/L、Mg2+22 mg/L、Ca2+53.6 mg/L、Cl–4737.5 mg/L、117.5 mg/L、1 925.9 mg/L，總礦化度10 396.5 mg/L，水型NaHCO3；實(shí)驗(yàn)用油為別古莊油田古一聯(lián)脫水原油，油藏溫度（54 ℃）下黏度為11.0 mPa·s。驅(qū)油實(shí)驗(yàn)物理模型為高滲和低滲填砂管模型，模型長50 cm，直徑2.5 cm，具體實(shí)驗(yàn)條件見驅(qū)油實(shí)驗(yàn)評價(jià)部分。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器和設(shè)備

Experimental instruments

Texas-500 型旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀、HAAKEMARS流變儀、攪拌器和物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置等。

2 體系配方優(yōu)化

Formulation optimization

2.1 聚合物的確定

Determination of polymer

用古一聯(lián)注入水，將J2、J4兩種聚合物分別配制成 600、900、1 200、1 500、1 800、2 100 mg/L 的溶液，用HAAKE-MARS流變儀，在54 ℃和剪切速率7.34 s–1下，分別測定各聚合物溶液黏度。測定結(jié)果見圖1。

圖1 聚合物濃度與黏度關(guān)系Fig.1 Relation between viscosity and concentration of Palymer

從圖1看出，2種聚合物溶液在1 200 mg/L以下時(shí)，黏度增加趨勢基本相同；1 200 mg/L以上，聚合物J4溶液增黏性好于聚合物J2。夏蕙芬等（2007）對黏彈性聚合物溶液提高微觀驅(qū)油效率的機(jī)理研究表明，黏彈性越大， 攜帶出的殘余油量越多， 驅(qū)替效率越高［1］。對于同類聚合物，聚合物溶液的黏彈性一般與聚合物濃度成正相關(guān)。隨濃度增加聚合物黏度增大，但增大到一定程度后，聚合物驅(qū)油置換率會(huì)變差，因此聚合物溶液黏度應(yīng)控制在一個(gè)合理的區(qū)間。廖廣志等（2001）通過大量均質(zhì)和非均質(zhì)巖心模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究，給出了三元復(fù)合驅(qū)油和聚合物驅(qū)油合理的流度比。對于非均質(zhì)巖心，三元復(fù)合體系中聚合物溶液與原油流度比控制在0.50～0.25采收率較高；對于均質(zhì)巖心，三元復(fù)合體系中聚合物溶液與原油流度比控制在0.50～0.33采收率較高［2］。古一聯(lián)脫水原油黏度（54 ℃）為11.0 mPa·s，在1 500 mg/L 下，J2和J4聚合物溶液的黏度分別為32.0 mPa·s 和34.6 mPa·s，聚合物溶液與原油流度比為 0.50～0.25，符合非均質(zhì)巖心（或油藏）三元復(fù)合體系中聚合物流度比控制要求，能確保體系有足夠的黏度，起到改善流度比和擴(kuò)大波及體積的作用，達(dá)到提高原油采收率的目的，因此聚合物濃度確定為1 500 mg/L。

2.2 堿劑濃度確定

Determination of alkali concentration

李麗等（2005）針對ASP三元復(fù)合體系的界面性質(zhì)研究及性能改進(jìn)研究認(rèn)為：在三元復(fù)合驅(qū)油體系中加入堿性物質(zhì)有助于提高驅(qū)替效率， 這是因?yàn)榧尤氲膲A性試劑與原油中的活性酸組分之間能發(fā)生中和反應(yīng)，生成次生表面活性劑，產(chǎn)生協(xié)同效應(yīng)，在驅(qū)油過程中起到了重要的補(bǔ)充和支撐作用，有助于提高原油采收率。同時(shí)，堿濃度過低， 容易很快被原油的酸組分以及鹽水中和， 或者被黏土交換點(diǎn)上的二價(jià)離子消耗掉； 堿濃度過高又容易與礦物發(fā)生反應(yīng)形成沉淀而被消耗，同時(shí)會(huì)引起結(jié)垢問題［3］。

別古莊油田京11斷塊油藏原油酸值為0.28 mg KOH/g原油（ 中和每克原油所需KOH的毫克數(shù)），小于0.5 mg KOH/g原油的原油屬于低酸值原油［4］。選用堿性稍弱的碳酸鈉作為復(fù)合體系配方用堿劑，考慮到油藏儲(chǔ)集層黏土含量高達(dá)29%，吸附損失較大，確定別古莊油田京11斷塊油藏三元復(fù)合驅(qū)堿劑碳酸鈉濃度為12 000 mg/L。

2.3 表面活性劑的確定

Determination of surfactant concentration

孫建峰等（2010）對各種類型的表面活性劑做了詳細(xì)研究，認(rèn)為磺酸鹽類表面活性劑在三元復(fù)合驅(qū)中的應(yīng)用較為廣泛［5］。本次主要評價(jià)磺酸鹽類表面活性劑。

固定碳酸鈉濃度為12 000 mg/L，開展不同濃度表面活性劑ES、M4、M5和B5與京11原油的界面張力影響實(shí)驗(yàn)研究，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。從圖2中看出，表面活性劑在1 000 ～8 000 mg/L范圍時(shí)，ES和B5均能達(dá)到10–3mN/m超低界面張力，而M4和M5只能達(dá)到10–2mN/m數(shù)量級(jí)，故選擇ES和B5兩種表面活性劑?？紤]到表面活性劑在地層中的吸附損耗等影響，現(xiàn)場實(shí)際使用濃度確定為3 000 mg/L。

圖2 不同表面活性劑與原油界面張力的關(guān)系Fig. 2 Relation between surfactant concentration and interfacial tension

3 三元復(fù)合體系配方優(yōu)化評價(jià)

Evaluation of the ASP formulation system

通過聚合物、表面活性劑和堿劑單劑的確定，初步篩選出三元復(fù)合體系配方：1 500 mg/L聚合物（J2、J4）+3 000 mg/L 表面活性劑（ES、B5） +12 000 mg/L碳酸鈉，對初步篩選的三元復(fù)合體系，開展詳細(xì)優(yōu)化評價(jià)研究［6-9］。

3.1 表面活性劑濃度對三元復(fù)合體系界面張力影響

The effects of surfactant concentration on the interfacial tension of the ASP system

實(shí)驗(yàn)方法：固定碳酸鈉濃度為12 000 mg/L，聚合物濃度為1 500 mg/L，將ES和B5表面活性劑濃度從3 000 mg/L開始，以500 mg/L的梯度降到500 mg/L，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖3。

圖3 降低表活劑濃度對三元復(fù)合體系界面張力的影響Figure 3 Relation curve between surfactant concentration reduction and interfacial tension

從圖3看出，表面活性劑ES和表面活性劑B5與1 500 mg/L聚合物J4組成的三元復(fù)合體系，在濃度逐漸降低的過程中，仍能達(dá)到10–3mN/m超低界面張力狀態(tài)，且達(dá)到超低界面張力的濃度范圍較寬，初步優(yōu)化出1 500 mg/L聚合物J4+3 000 mg/L表面活性劑ES+12 000 mg/L碳酸鈉和1 500 mg/L聚合物J4+3 000 mg/L表面活性劑B5+12 000 mg/L碳酸鈉2套三元復(fù)合體系，并對2套體系開展進(jìn)一步評價(jià)研究，以下分別簡稱為ES三元復(fù)合體系和B5三元復(fù)合體系。

3.2 三元復(fù)合體系熱穩(wěn)定性

Thermal stability of the ASP system

將優(yōu)化出的ES、B5三元復(fù)合體系分別裝入100 mL密閉耐溫的玻璃瓶中，放入實(shí)驗(yàn)溫度54 ℃的恒溫箱中老化，按實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)要求定期測定老化后的體系黏度，測定結(jié)果見表1。

從表1看出，ES三元復(fù)合體系，老化實(shí)驗(yàn)前30 d，體系黏度下降較快，以后黏度下降速度減緩，90d后黏度保持率為50.6%；B5三元復(fù)合體系，老化實(shí)驗(yàn)前15 d，黏度下降較快，以后黏度下降速度減緩，90 d后黏度保持率為38.5%。ES三元復(fù)合體系比B5三元復(fù)合體系熱穩(wěn)定性好。

表1 三元復(fù)合體系熱穩(wěn)定實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 1 Expermental data of thermal stabity the ASP system

3.3 老化時(shí)間對三元復(fù)合體系界面張力的影響

The effects of aging time on the interfacial tension of the ASP system

老化方法同上，按要求定期測定老化后的復(fù)合體系界面張力，測定結(jié)果見表2。

從表2看出，ES三元復(fù)合體系恒溫老化90 d后，仍能保持10–3mN/m超低界面張力狀態(tài)；B5三元復(fù)合體系恒溫老化90 d后，不能保持10–3mN/m超低界面張力狀態(tài)?？梢姡匣?0 d后，ES三元復(fù)合體系比B5三元復(fù)合體系降低界面張力的能力好。

表2 三元復(fù)合體系老化前后界面張力測定數(shù)據(jù)Table 2 Expermental data of the interfacial tension of the ASP system over the aging time

3.4 吸附對三元復(fù)合體系界面張力的影響

The effects adsorption on the interfacial tension of the ASP system

京11斷塊主力含油層系為沙河街組沙四段，由一套暗色泥巖與粉砂巖的不等厚薄互層組成；砂巖成分以石英為主，其次為長石；膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，較疏松；黏土礦物以高嶺石為主，次為伊-蒙混層，油層水敏、速敏和鹽敏性較強(qiáng)；膠結(jié)類型為接觸-孔隙型，分選中等。

吸附實(shí)驗(yàn)選用京276井天然巖心，其礦物組成為：石英33.6%，鉀長石6.6%，鈉長石9.4%，方解石9.1%，白云石類6.9%，菱鐵礦4.4%，黃鐵礦1.0%，黏土29%。儲(chǔ)集層黏土含量高，體系注入地層后，被黏土礦物吸附量較大，不利于體系降低界面張力。

將京276井天然巖心粉碎，用60目標(biāo)準(zhǔn)篩過篩后，再用120目標(biāo)準(zhǔn)篩過篩，得到用于吸附實(shí)驗(yàn)的60～120目標(biāo)準(zhǔn)天然巖心砂。

按砂液質(zhì)量比1∶5將天然巖心砂分別與ES、B5三元復(fù)合體系盛裝在耐溫密封瓶中，在54 ℃下以90次/min恒溫振蕩24 h后，用離心機(jī)以5 000 r/min的轉(zhuǎn)速離心5 min，取上部澄清液與古一聯(lián)脫水原油，測定吸附后的界面張力。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。從表3看出，經(jīng)過3次靜態(tài)吸附，ES、B5三元復(fù)合體系界面張力都能保持在10-3mN/m數(shù)量級(jí)，達(dá)到超低界面張力狀態(tài)，抗吸附能力較強(qiáng)。

表3 三元復(fù)合體系吸附后界面張力測定數(shù)據(jù)Table 3 Change of the interfacial tension of the ASP systemon the adsorption times

4 三元復(fù)合體系驅(qū)油效果評價(jià)

Flooding tests of ASP system

在三元復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)評價(jià)中，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《復(fù)合驅(qū)油體系性能測試方法》并未對復(fù)合體系老化前后驅(qū)油實(shí)驗(yàn)做出明確要求。劉義剛等［10］利用人造非均質(zhì)巖心開展了復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究，以合注合采的方式開展驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，只能籠統(tǒng)地反映整個(gè)模型提高采收率的幅度，不能真實(shí)地反映高低滲透層提高采收率的幅度；吳文祥等［11］開展的三元復(fù)合驅(qū)油體系物理模擬實(shí)驗(yàn)研究，則是以單個(gè)或單層巖心開展的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，只能反映復(fù)合體系提高均質(zhì)油層采收率的幅度，不能反映復(fù)合體系在非均質(zhì)模型的調(diào)剖和驅(qū)油效果。本次三元復(fù)合體系驅(qū)油效果評價(jià)使用高低滲透率雙管模型，分別對老化前后的復(fù)合體系開展驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，采用合注分采的方式，分別計(jì)量高低滲透模型的產(chǎn)出液，然后再分別計(jì)算高低滲透模型采收率和綜合采收率，能較真實(shí)地反映復(fù)合體系在非均質(zhì)模型的調(diào)剖和驅(qū)油作用。

4.1 模型設(shè)計(jì)和制作

Model design and making

別古莊油田京11斷塊油藏長期注水開發(fā)，形成了高滲透條帶或高滲透通道，使得后續(xù)注入水未波及到低滲透層，大量剩余油滯留其中。為了比較真實(shí)地反映油藏的實(shí)際情況，更好地模擬復(fù)合體系對高滲透通道的封堵作用和對低滲透油層的驅(qū)油作用，驅(qū)油實(shí)驗(yàn)采用高滲透模型模擬高滲透通道、低滲透模型模擬低滲透油層。

低滲透模型以別古莊油田京11斷塊油藏油層平均滲透率140 mD作為標(biāo)準(zhǔn)，高滲透模型滲透率為低滲模型滲透率的4倍左右。用粒徑較小的石英砂制作低滲透砂管模型，用粒徑較大的石英砂制作高滲透砂管模型，開展驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究。

實(shí)驗(yàn)開始前，分別將高低滲模型抽真空，飽和別古莊油田京11斷塊油藏古一聯(lián)注入水，計(jì)算模型孔隙體積、水測滲透率，滿足實(shí)驗(yàn)要求后，將高低滲透模型放入實(shí)驗(yàn)溫度為54 ℃的物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)裝置中，恒溫24 h后，分別飽和京11斷塊古一聯(lián)脫水原油，直到不出水為止，計(jì)算含油飽和度。將飽和好原油的高滲透和低滲透模型并聯(lián)接入驅(qū)替實(shí)驗(yàn)流程中，采用合注分采的方式開展驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。

4.2 ES三元復(fù)合體系老化前后驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)

The effects of ageing on the oil recovery of the ES ASP system

未老化復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)：高滲模型滲透率為586 mD，低滲模型滲透率為146 mD；老化90 d復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)：高滲模型滲透率為578 mD，低滲模型滲透率為143 mD。

在水驅(qū)至綜合含水90%時(shí)，改注0.3 PV未老化ES三元復(fù)合體系，再繼續(xù)水驅(qū)到綜合含水98%以上或不出油結(jié)束實(shí)驗(yàn)，復(fù)合驅(qū)綜合采收率提高31.1百分點(diǎn)；在水驅(qū)至綜合含水90%時(shí)，改注0.3 PV老化90 d后的ES三元復(fù)合體系，復(fù)合驅(qū)綜合采收率提高22.2百分點(diǎn)，結(jié)果見表4。ES體系老化90 d后對驅(qū)油效果有較大影響。原因是：一方面體系老化后，界面張力升高，由 4.6×10–4mN/m 升高到 4.5×10–3mN/m，一定程度上影響了體系的驅(qū)油效率；另一方面黏度明顯降低，由老化前的34.6 mPa·s降低到老化后的17.5 mPa·s，黏度保持率為50.6%，嚴(yán)重影響了體系擴(kuò)大波及體積的能力，降低了復(fù)合體系提高采收率的能力。

表4 ES三元復(fù)合體系未老化和老化90 d驅(qū)油實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 4 Comparion of the oil recovery of the 90 days aged ES ASP system with that of not aged

4.3 B5三元復(fù)合體系老化前后驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)

The effects of ageing on the oil recovery of the B5 ASP system

未老化復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)：高滲模型滲透率為602 mD，低滲模型滲透率為151 mD；老化90 d復(fù)合體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)：高滲模型滲透率為598 mD，低滲模型滲透率為149 mD。

在水驅(qū)至綜合含水90%時(shí)，改注0.3 PV未老化的B5三元復(fù)合體系，再繼續(xù)水驅(qū)到綜合含水98%以上或不出油結(jié)束實(shí)驗(yàn)，復(fù)合驅(qū)綜合采收率提高30.3百分點(diǎn)；在水驅(qū)至綜合含水90%時(shí)，改注0.3PV老化90 d后的B5三元復(fù)合體系，復(fù)合驅(qū)綜合采收率提高19.3百分點(diǎn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5?？梢钥闯?，B5體系老化90 d后驅(qū)油效果明顯變差。原因是在老化90 d后，界面張力由 8.45×10–4mN/m升高到8.4×10–2mN/m，未達(dá)到超低界面張力狀態(tài)，嚴(yán)重影響了驅(qū)油效率；黏度由32.6 mPa·s降低到13.0 mPa·s，黏度保持率為38.5%，也嚴(yán)重影響了體系擴(kuò)大波及體積的能力，兩者的疊加效應(yīng)極大降低了復(fù)合體系提高采收率的能力。

表5 B5三元復(fù)合體系未老化和老化90 d驅(qū)油實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 5 Comparion of the oil recovery of the 90days aged B5 ASP system with that of not aged

綜合分析對比：老化90 d后，ES、B5體系的驅(qū)油效果都變差，但ES三元復(fù)合體系在老化后，無論在黏度、界面張力、吸附和驅(qū)油效率等方面，均優(yōu)于B5三元復(fù)合體系，因此最終確定選用ES三元體系，即1 500 mg/L聚合物J4+3 000 mg/L表面活性劑ES+12 000 mg/L碳酸鈉。

5 結(jié)論

Conclusions

（1）通過降低三元復(fù)合體系表面活性劑濃度實(shí)驗(yàn)、長期熱穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)、天然巖心砂附吸實(shí)驗(yàn)以及驅(qū)油實(shí)驗(yàn)等評價(jià)研究，優(yōu)化出適合別古莊油田京11斷塊油藏的三元復(fù)合體系為：1 500 mg/L聚合物J4+3 000 mg/L表面活性劑ES+12 000 mg/L碳酸鈉。該體系在老化前后，均可與別古莊油田京11斷塊油藏原油形成10-3mN/m超低界面張力。

（2）采用合注分采的方式，在水驅(qū)至綜合含水為90%時(shí)，改注0.3 PV老化前后的ES三元復(fù)合體系，綜合采收率提高22.2～31.1百分點(diǎn)。

（3）三元復(fù)合體系老化后，黏度降低越多，界面張力升得越高，該體系的驅(qū)油效果越差。在今后體系優(yōu)化過程中，只要檢測體系老化后的黏度和界面張力，即可最終優(yōu)化出較佳的復(fù)合驅(qū)油體系，從而可簡化驅(qū)油實(shí)驗(yàn)過程。

Referencs∶

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（修改稿收到日期 2017-07-26）

〔編輯 付麗霞〕

Optimization of alkaline- surfactant- polymer flooding system of Jing 11 block in Bieguzhuang oil field

TANG Xianrong, REN Hongmei, ZHANG Hong, ZU Lihua, BAI Jie, WANG Hongtao

Research Institute of Exploration and Development,Huabei Oil field Company,PetroChina,Renqiu062552,Hebei,China

Jing 11 block in Bieguzhuang oil field has the characteristics such as high clay content(29%) , low crude oil viscosity(11 mPa·s) , low acid value(0. 28 mgKOH/g crude oil), low reservoir temperature( 54 ℃), high water flooding recovery(＞50%). An alkaline- surfactant- polymer flooding system which contains 12 000 mg/L of sodium carbonate, 3 000 mg/L of ES surfactant and1500mg/L of J4 polymer was optimized base on those characteristics. The thermal stability, low inter-facial tension as well as anti-adsorption ability of the system were explicitly investigated. The results showed that the system exhibited good thermal stability (viscosity retention rate was 50. 6 %) and the interfacial tension was still in ultra low levels after 90 days of ageing and three times of adsorption on the oil sands. The flooding experiments of the unaged and aged alkaline/surfactant/polymer system (ASP) were performed on heterogeneous double-tube sand pack models respectively. The experimental data showed that with a 90-percent cut in water, 31. 1% additional oil was produced by injecting 0. 3 porevolume of the unaged flooding system. Under the same operational condition, 22. 2 % additional oil was recovered when the aged system was injected. The 8. 9% fall in the oil recovery indicated that the ageing affected the results of the oil recovery. It was found that a decrease in the viscosity and an increase in the inter-facial tension of the ASP system were the causes of the reduction in oil recovery, which could play a guiding role in optimizing the flooding system. That is to say, both the viscosity and the inter-facial tension of the unaged flooding system and that of the aged system have to be measured. The optimum ASP system could be screened based on the higher visicosity retention and lower inter-facial tension after ageing.

Bieguzhuang oil field; Jing 11 block; asp system; formulation optimization; thermal stability; inter-facial tension; adsorption; ageing; oil recovery

唐先榮，任紅梅，張宏，祖莉華，柏潔，王洪濤. 別古莊油田京11斷塊油藏三元復(fù)合體系配方優(yōu)化［J］. 石油鉆采工藝，2017，39（5）：611-616.

TE357

A

1000 – 7393（ 2017 ）05 – 0611 – 06 DOI∶10.13639/j.odpt.2017.05.015

中國石油天然氣股份有限公司重大科技專項(xiàng)“華北油田持續(xù)有效穩(wěn)產(chǎn)勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)研究與應(yīng)用”（編號(hào)2017E-15）。

唐先榮，高級(jí)工程師，主要從事油氣田開發(fā)實(shí)驗(yàn)研究工作。通訊地址：（062552）河北省任丘市建設(shè)路華北油田勘探開發(fā)研究院。電話：0317-2711479。E-mail：yjy_txr@petrochina.com.cn

: TANG Xianrong, REN Hongmei, ZHANG Hong, ZU Lihua, BAI Jie, WANG Hongtao. Optimization of alkaline- surfactant- polymer flooding system of Jing 11 block in Bieguzhuang oil field［J］. Oil Drilling &Production Technology, 2017, 39(5)∶611-616.