李栓 劉想平 徐太平

摘 ? ? ?要： DW油藏是一個(gè)以中高孔中高滲儲(chǔ)層為主的淺層復(fù)雜斷塊油藏，其地層水礦化度高，地層溫度低。該油藏目前水驅(qū)采收率油低，化學(xué)驅(qū)提高該油藏采收率潛力大。本文開展了表面活性劑聚合物二元驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)評(píng)價(jià)，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)篩選了適合DW油藏地層水礦化度高特點(diǎn)的表面活性劑和聚合物，測(cè)試了表面活性劑和聚合物的性能參數(shù)，優(yōu)化了注入質(zhì)量濃度、注入段塞尺寸等。對(duì)表面活性劑聚合物二元驅(qū)篩選出的現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)井組105-8X，建立了該井組地質(zhì)模型及油藏模擬模型，并對(duì)其生產(chǎn)歷史進(jìn)行了模擬擬合，得到了較好擬合結(jié)果。用擬合好的模型以及優(yōu)選出的表面活性劑和聚合物體系的物理參數(shù)，對(duì)該井組進(jìn)行了化學(xué)驅(qū)模擬計(jì)算。結(jié)果表明：在試驗(yàn)井組105-8X使用該體系驅(qū)油可提高采收率4.0%。

關(guān) ?鍵 ?詞：高礦化度地層水;表面活性劑聚合物驅(qū);先導(dǎo)試驗(yàn);物理模擬;數(shù)值模擬;提高采收率;評(píng)價(jià)

中圖分類號(hào)：TE357.46 ? ? ?文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ? ? ? 文章編號(hào)： 1671-0460（2020）10-2181-05

Abstract： DW reservoir is a shallow complex reservoir with middle and high permeability and high salinity of formation water， low formation temperature. The current oil recovery rate of this reservoir by waterflooding is low， but the potential of chemical flooding to increase the recovery rate of this reservoir is large. In this paper， the evaluation on pilot test of surfactant polymer flooding was carried out. The polymers and surfactants were screened and their performance parameters were tested in lab experiments， and the injection concentration， injection slug size of the pilot were optimized. A geological model and reservoir simulation model of the selected field pilot test well group 105-8 X， were established， and its production history was fitted， and good fitting results were obtained. The chemical flooding simulation of the well group was performed by using the fitting model and the physical parameters of selected polymer and surfactant system. The evaluation showed that the incremental oil recovery in the pilot well group could be 4.0%.

Key words： High salinity of formation water; Surfactant-polymer flooding; Pilot; Physical modeling; Numerical simulation; EOR; Evaluation

化學(xué)驅(qū)自20世紀(jì)80年代在國內(nèi)外成功應(yīng)用，已經(jīng)成為老油田提高采收率的常用技術(shù)手段，并取得了良好的開發(fā)效果[1-2]。雖然化學(xué)驅(qū)中的堿-表面活性劑-聚合物三元復(fù)合驅(qū)在我國幾個(gè)油田先導(dǎo)性礦場(chǎng)試驗(yàn)中取得了良好效果，在大慶油田已進(jìn)入工業(yè)化試驗(yàn)與應(yīng)用階段[3]，但其中的堿會(huì)引起油井結(jié)垢嚴(yán)重，對(duì)地層的傷害，腐蝕采油舉升設(shè)備，使產(chǎn)出液乳化嚴(yán)重，難以處理，且減弱聚合物增黏作用，增大體系聚合物用量。因此，近年來表面活性 ? ? 劑-聚合物（SP）二元驅(qū)研究與試驗(yàn)成為熱點(diǎn)。表面活性劑-聚合物二元驅(qū)是以驅(qū)替液體系中聚合物增加驅(qū)替液的黏度和黏彈性，改變油水流度比，以提高波及效率，同時(shí)表面活性劑降低油水界面張力、改變潤濕性、乳化原油來提高驅(qū)油效率[3]，從而實(shí)現(xiàn)大幅度提高采收率的一種復(fù)合驅(qū)方法。

DW油藏是一個(gè)斷裂系統(tǒng)發(fā)育、斷塊眾多的淺層復(fù)雜油藏，儲(chǔ)層主要為巖屑砂巖，以中高孔中高滲儲(chǔ)層為主，平面上、縱向上物性差異較大。DW油藏溫度低，地面原油黏度平均為1.10 mPa·s，地層水礦化度高達(dá)1.9×105～2.5×105 mg·L-1，目前平均含水率高達(dá)89.9%，水驅(qū)采出程度低，用表面活性劑聚合物二元驅(qū)提高該油藏采收率潛力較大。本文在實(shí)驗(yàn)室進(jìn)行了一系列實(shí)驗(yàn)，篩選了適合DW油藏地層水礦化度高特點(diǎn)的表面活性劑和聚合物，測(cè)試了表面活性劑和聚合物的性能參數(shù)，優(yōu)化了注入質(zhì)量濃度、注入段塞尺寸等，并對(duì)篩選出的現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)井組105-8X進(jìn)行了表面活性劑聚合物二元驅(qū)數(shù)模技術(shù)評(píng)價(jià)研究。

1 ?聚合物篩選及性能評(píng)價(jià)

1.1 ?聚合物黏度-質(zhì)量分?jǐn)?shù)關(guān)系

對(duì)進(jìn)口及國產(chǎn)10種三次采油用聚合物進(jìn)行初步篩選評(píng)價(jià)，將粗篩選出的聚合物ADPAM-2、ADPAM-6按聚合物驅(qū)配注方式（油藏溫度30 ℃）進(jìn)行了聚合物溶液黏度測(cè)試，結(jié)果見圖1。兩聚合物溶液的黏度隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)增大而增加，在不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下兩聚合物溶液的黏度差別不大，而且這2種聚合物溶液在一定質(zhì)量分?jǐn)?shù)范圍內(nèi)均能滿足黏度的需要。

1.2 ?pH值對(duì)體系的影響

為了評(píng)價(jià)聚合物體系對(duì)高鹽油藏的適應(yīng)性，測(cè)試了2種聚合物體系質(zhì)量濃度為2 000 mg·L-1，當(dāng)pH值分別調(diào)節(jié)到4、5、6、7、9、10、11時(shí)的黏度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該體系在pH值為6～11寬范圍內(nèi)均有較好的黏度。DW油藏地層水pH值為6.8，證明2種聚合物在高鹽油藏條件下具有較好的適應(yīng)性，可以滿足要求。

1.3 ?聚合物吸附滯留實(shí)驗(yàn)

以DW油藏砂樣、礦場(chǎng)用水，對(duì)2種聚合物進(jìn)行了靜態(tài)吸附實(shí)驗(yàn)研究，測(cè)試結(jié)果見表1。

由實(shí)驗(yàn)測(cè)試結(jié)果可以看出，聚合物ADPAM-2具有較好的增黏性、剪切恢復(fù)性、良好的抗鹽性能。故選擇ADPAM-2用于DW油藏高鹽條件下的驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)。而且測(cè)得聚合物ADPAM-2滯留量為 ? 68 μg·g-1。

1.4 ?阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)測(cè)試

用長巖心管物模驅(qū)油試驗(yàn)測(cè)試了聚合物ADPAM-2驅(qū)油體系在不同條件下阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，試驗(yàn)參數(shù)及結(jié)果見表2。由表2可以看出，聚合物ADPAM-2驅(qū)油體系具有較高的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，可較大幅度提高驅(qū)油體系的波及系數(shù)。根據(jù)此試驗(yàn)結(jié)果，推薦使用段塞尺寸為0.2 PV，質(zhì)量濃度為2 000 mg·L-1。

2 ?表面活性劑篩選及性能評(píng)價(jià)

采用初篩選出的ADHQ-10、ADHQ-1、ADHQ-4表面活性劑進(jìn)行室內(nèi)驅(qū)油體系性能評(píng)價(jià)。

2.1 ?表面張力及界面張力測(cè)試

室內(nèi)測(cè)試了不同質(zhì)量濃度下油水表面張力和水的表面張力，結(jié)果見圖2、圖3。從圖2和圖3可以看出，ADHQ-1、ADHQ-4、ADHQ-10表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時(shí)即可滿足需求。

2.2 ?pH值對(duì)體系的影響

為了評(píng)價(jià)表面活性劑體系對(duì)高鹽油藏的適應(yīng)性，測(cè)試了質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的ADHQ-1、ADHQ-4、ADHQ-10表面活性劑體系，當(dāng)pH值分別調(diào)節(jié)為4、5、6、7、9、10、11時(shí)的界面張力。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，ADHQ-1、ADHQ-4、ADHQ-10表面活性劑體系在pH值為5～9寬范圍內(nèi)均有較低的界面張力，可以在DW油藏地層水pH值為6.8的條件下應(yīng)用。

與ADHQ-1、ADHQ-4相比，ADHQ-10驅(qū)油劑具有更低的表面張力、油水界面張力，良好的抗鹽性能。故選用ADHQ-10作為DW高鹽油藏條件下的驅(qū)油先導(dǎo)試驗(yàn)的驅(qū)油劑。

2.3 ?表面活性劑的吸附實(shí)驗(yàn)

用ADHQ-10進(jìn)行了不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)下吸附實(shí)驗(yàn)，測(cè)試結(jié)果見表3。表面活性劑吸附量隨質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而增加，故表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)不宜選擇過大，否則吸附量太大。選擇初始質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%～0.30%的表活劑進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)驅(qū)油為宜。

2.4 ?表面活性劑驅(qū)油模擬試驗(yàn)

針對(duì)DW油藏特點(diǎn)進(jìn)行了表面活性劑驅(qū)油室內(nèi)物模試驗(yàn)。試驗(yàn)采用ф25.4×100 mm巖心，ADHQ-10表面活性劑，DW油藏現(xiàn)場(chǎng)注入水，以及產(chǎn)自DW油藏的脫水原油。根據(jù)正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)法，對(duì)驅(qū)油試驗(yàn)常見4個(gè)影響因素（注入質(zhì)量濃度、滲透率、注入速度、段塞尺寸），設(shè)計(jì)了4個(gè)不同可能取值范圍的物模驅(qū)油試驗(yàn)（見表4）。根據(jù)表4進(jìn)行了16次物模驅(qū)油試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果及4個(gè)影響因素對(duì)提高采收率的影響程度列于表5。

表5中Ⅰj、Ⅱj、Ⅲj、Ⅳj分別表示正交表中第j列的一、二、三、四水平所對(duì)應(yīng)的平均綜合評(píng)判值; Rj表示每一因素的最大級(jí)差，其大小就是該參數(shù)對(duì)本表評(píng)價(jià)目標(biāo)（提高采收率）的敏感程度。驅(qū)替模擬試驗(yàn)表明：

1）滲透率、注入速度、注入質(zhì)量濃度、注入段塞尺寸對(duì)提高采收率的影響依次變大。

2）注入段塞尺寸對(duì)提高采收率的影響最大，在其他條件相同的情況下，隨著注入段塞尺寸的增加，提高采收率幅度增加，當(dāng)段塞尺寸大于0.2 PV后，提高采收率的增幅趨緩。從經(jīng)濟(jì)可行性考慮，推薦注入0.2 PV。

3）表面活性劑的質(zhì)量濃度對(duì)提高采收率的影響位于第二位，在其他條件相同的情況下，隨著注入質(zhì)量濃度增加，提高采收率幅度增加。

4）從經(jīng)濟(jì)效益角度考慮，推薦注入段塞尺寸為0.2 PV，質(zhì)量濃度為3 000 mg·L-1。

5）ADHQ-10能較大幅度提高原油采收率。

3 ?表面活性劑聚合物二元驅(qū)體系優(yōu)化

為了更大限度地提高采收率，進(jìn)行了兩組巖心驅(qū)替物理模擬實(shí)驗(yàn)，用于優(yōu)化表面活性劑聚合物二元驅(qū)體系注入體積（見表6）。

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，表面活性劑聚合物二元驅(qū)提高采收率幅度高于單一體系。注入體積從0.2 PV提高到0.3 PV，提高采收率的幅度不大，推薦現(xiàn)場(chǎng)注入表面活性劑聚合物二元驅(qū)油體系體積為0.2 PV。

4 ?化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)數(shù)值模擬評(píng)價(jià)

DW油藏是一個(gè)斷塊眾多的淺層復(fù)雜油藏，面積4.75 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量7.853×106 t，可采儲(chǔ)量2.089×106 t。根據(jù)表面活性劑聚合物二元驅(qū)試驗(yàn)選井組原則，選定該油藏中以注水井105-8X為中心及周圍對(duì)應(yīng)的5口采油井為試驗(yàn)井組，該井組主力油層為K12，油層厚度較大。

4.1 ?地質(zhì)模型的建立

研究井組105-8X內(nèi)均為直井，井組區(qū)無斷層。平面上由油井向外推半個(gè)井距確定范圍?？v向上包含全部生產(chǎn)小層。根據(jù)收集到的該油藏的數(shù)據(jù)，所建立的地質(zhì)模型如圖4。工區(qū)儲(chǔ)量為7.98×104 ?t。

4.2 ?油藏水驅(qū)歷史擬合

根據(jù)地質(zhì)模型和其他資料建立了該井組區(qū)域的油藏模擬模型，并進(jìn)行了生產(chǎn)歷史擬合。從歷史擬合結(jié)果圖5和圖6可看出，初期擬合程度低，末期擬合程度高。初期擬合程度低主要是由于DW油藏相滲曲線在低含水飽和度時(shí)數(shù)據(jù)點(diǎn)少，插值計(jì)算與實(shí)際存在出入。

從擬合后模型的含油飽和度來看， 平面上低滲區(qū)原油流動(dòng)性差，不易被采出，低滲區(qū)剩余油相對(duì)較高;縱向上層間矛盾突出，剩余油分布復(fù)雜。105-8X井組平均單井射開層數(shù)16個(gè)，油井均為多層合采。從含油飽和度變化分析，上部的幾個(gè)小層原始含油飽和度高，目前采出程度高，是主要出油層系。

4.3 ?表面活性劑聚合物二元驅(qū)前后指標(biāo)預(yù)測(cè)

用生產(chǎn)歷史擬合的油藏模型，對(duì)105-8X井組進(jìn)行注水模擬，按照生產(chǎn)歷史擬合終止時(shí)開發(fā)方式和生產(chǎn)參數(shù)，繼續(xù)105-8X井組注水，到2017年10月井組綜合含水達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限含水98%，到2017年10月階段產(chǎn)油累計(jì)2.44×104 ?t，井組水驅(qū)開發(fā)采收率30.6%。

4.4 ?化學(xué)驅(qū)后指標(biāo)預(yù)測(cè)

按照0.2 PV表面活性劑聚合物實(shí)施化學(xué)驅(qū)，實(shí)施后第4個(gè)月，井組含水大幅下降，2016年2月井組含水將降至最低90.5%。2021年8月，井組到達(dá)極限含水98%。轉(zhuǎn)化學(xué)驅(qū)后，極限產(chǎn)油2.76×104 ?t，采收率34.6%，與水驅(qū)相比，采收率增加4.0%，見圖7、圖8。

5 ?結(jié) 論

根據(jù)DW油藏的特點(diǎn)，進(jìn)行了一系列物理模擬評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，優(yōu)化出了適合于DW油藏最佳驅(qū)替體系，測(cè)得了表面活性劑和聚合物的物理參數(shù)。巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，最佳注入段塞為：0.2 PV表面活性劑+聚合物;最佳注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)為：2 000～3 000 μg·g-1聚合物+3 000 μg·g-1表面活性劑。

根據(jù)篩選出的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)105-84井組資料，建立了地質(zhì)模型和油藏模型，對(duì)該井組生產(chǎn)歷史進(jìn)行了擬合，取得了較好的擬合結(jié)果。數(shù)值模擬研究預(yù)測(cè)該井組通過優(yōu)化出的最佳驅(qū)替體系驅(qū)替后可提高采收率4.0%。

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