王麗莉 李文宏 張永強(qiáng) 蔡永斌 范 偉 張 康

(1.中國石油長慶油田分公司勘探開發(fā)研究院，西安 710018;2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實(shí)驗(yàn)室，西安 710018)

隴東侏羅系油藏已開發(fā)20余年，目前整體進(jìn)入中高含水開發(fā)期。油藏較強(qiáng)的平面非均質(zhì)性和儲層敏感性導(dǎo)致侏羅系油藏注水開發(fā)矛盾突出，含水上升快，以馬嶺北三區(qū)為代表的部分區(qū)塊水驅(qū)開發(fā)效果差，油井見效后很快進(jìn)入中高含水階段，水驅(qū)增油難度大［1－2］。大慶、勝利等油田開展聚表二元驅(qū)提高采收率取得較好的成效，從先導(dǎo)試驗(yàn)到工業(yè)試驗(yàn)的增油降水效果顯著，提高采收率10% ～20%［3－4］。目前二元驅(qū)主要應(yīng)用于滲透率大于500×10－3μm2的高滲透油層［5］，侏羅系儲層滲透較低，多數(shù)是小于100 ×10－3μm2，孔喉小，分選差，注入清水和地層水礦化度高，鈣鎂離子含量較高，開展化學(xué)驅(qū)難度大。實(shí)驗(yàn)從北三區(qū)儲層特征、流體特征著手，選擇中石油勘探開發(fā)研究院研發(fā)的新型甜菜堿表面活性劑，開展馬嶺北三區(qū)延10油藏?zé)o堿二元驅(qū)實(shí)驗(yàn)，評價聚表二元體系在北三區(qū)油藏條件下的增黏性、油水界面張力、驅(qū)油效率等，研究低滲透高礦化度油藏二元驅(qū)適應(yīng)性，為隴東侏羅系油藏提高采收率探索新方法。

1 儲層性質(zhì)及開發(fā)狀況

馬嶺北三區(qū)主力油藏為侏羅系延10，油層物性較差，非均質(zhì)性強(qiáng)，有效孔隙度變化范圍為7.68%～17.6%，滲透率變化范圍為(3.17 ～827.973) ×10－3μm2，平均為70.25 ×10－3μm2，屬中孔低滲性儲層，突進(jìn)系數(shù)4.23，變異系數(shù) 0.66，儲層喉道細(xì)，平均喉道半徑1.1～5.7μm，分選差。地層原油黏度2.3 mPa·s，地層水礦化度為26217 ～27936 mgL，鈣鎂離子為400～600 mgL。目前地層采出水礦化度約 17000 mgL，鈣鎂離子 400 mgL，注入水礦化度4560 mgL，鈣鎂離子 300 mgL。

1999年10月北三區(qū)開始注水開發(fā)，目前可采儲量采出程度高達(dá)82.51%，產(chǎn)液含水高達(dá)90%以上。由于注入水方向性驅(qū)動等因素的影響，控水穩(wěn)油難度大，產(chǎn)量遞減大，迫切需要開展化學(xué)驅(qū)等措施增油穩(wěn)產(chǎn)。

2 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容

2.1 實(shí)驗(yàn)材料

2.1.1 實(shí)驗(yàn)用驅(qū)油劑

聚合物:水解聚丙烯酰胺干粉，分子量200萬～2000萬，固含量大于88%，水解度25% ～30%。

表面活性劑:中國石油勘探開發(fā)研究院研發(fā)的新型甜菜堿，無堿與油水能形成超低界面張力。

2.1.2 實(shí)驗(yàn)用油水

馬嶺北三區(qū)注入清水、地層采出水經(jīng)0.45 μm濾膜過濾，用于配二元體系，飽和巖心及水驅(qū)，實(shí)驗(yàn)油為北三區(qū)地層脫水原油和模擬油(2.35 mPa·s)，原油用于測界面張力，模擬油用于飽和巖心形成殘余油飽和度。

2.1.3 實(shí)驗(yàn)巖心

實(shí)驗(yàn)巖心為貝雷巖心和北三區(qū)延10儲層鉆切的天然巖心，直徑2.5 cm，長約10 cm的圓柱體，洗油烘干;巖砂是用北三區(qū)天然巖心粉碎，烘干，過60～100目篩。

2.2 實(shí)驗(yàn)儀器裝置

實(shí)驗(yàn)中黏度主要應(yīng)用RS600流變儀測定，界面張力用SVT20N旋轉(zhuǎn)滴界面張力儀測定，巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)在大型恒溫裝置中進(jìn)行，巖心夾持器2.5 cm×20 cm，主要通過油氣水計量分離器分別計量實(shí)驗(yàn)過程中產(chǎn)生的油、水，穩(wěn)定性評價在恒溫箱中進(jìn)行，吸附實(shí)驗(yàn)在恒溫振蕩空氣浴中進(jìn)行。

2.3 實(shí)驗(yàn)方法和步驟

實(shí)驗(yàn)主要依據(jù)石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SYT6576—2003《用于提高石油采收率的聚合物評價的推薦作法》，SYT 6424－2000《復(fù)合驅(qū)油體系性能測試方法》，實(shí)驗(yàn)溫度為50℃，模擬北三區(qū)油藏。

2.3.1 二元體系增黏性

根據(jù)注入清水和高礦化度采出水配制的分子量200萬～2000萬的聚合物溶液黏度測試結(jié)果，考慮到北三區(qū)儲層滲透低、非均質(zhì)性強(qiáng)，選擇800萬和2000萬分子量的聚合物分別用注入清水和地層采出水配制不同濃度的二元體系溶液，測表觀黏度。

2.3.2 界面張力

聚合物濃度為1200 mgL，表活劑濃度范圍為0.025% ～0.2%，測量二元體系界面張力。

2.3.3 熱穩(wěn)定性

由于礦化度和鈣鎂離子對二元體系溶液黏度影響較大［6］，因此需要評價北三區(qū)注入水配二元體系長時間在油藏溫度下的穩(wěn)定性。配制聚合物濃度1200 mgL的二元體系，分裝在125 mL的血清瓶中，50℃溫度下恒溫加熱，定期取出測量黏度，與初始黏度進(jìn)行對比。

2.3.4 吸附性

北三區(qū)儲層填隙物含量8% ～16.7%，填隙物中高嶺石黏土礦物含量1.4%，黏土對表面活劑的吸附性大于其他礦物對表面活劑的吸附［7］，將會影響表面活性劑降低界面張力的效果，吸附性是配制濃度0.1% ～0.2%菜堿表活劑的二元體系，按比例在具塞三角瓶中加入巖砂和二元體系溶液，在50℃恒溫振蕩吸附24 h，測界面張力，同一體系經(jīng)過多次新巖砂吸附后測界面張力。

2.3.5 巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

(1)飽和油水及驅(qū)替步驟。先用地層水抽真空飽和巖心，抽真空時間大于10 h，以0.1 mLmin的恒速注入模擬油直到不能出水，給巖心形成殘余油飽和度，老化10 h。驅(qū)替開始先進(jìn)行清水驅(qū)，水驅(qū)至含水98%后轉(zhuǎn)為二元體系驅(qū)，二元驅(qū)驅(qū)至不再出油后，再水驅(qū)至含水100%，驅(qū)替過程中流速恒定0.1 mLmin，為了防止竄流，整個過程中環(huán)壓高于注入壓力 2.0 MPa。

(2)不同注入量驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。在三塊滲透率接近北三區(qū)儲層滲透率的貝雷巖心，進(jìn)行不同二元體系注入量的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，二元體系注入體積分別為0.3 PV、0.5 PV、0.7 PV，然后再實(shí)施后續(xù)水驅(qū)至含水100%。

(3)不同注入方式的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。在三塊滲透接近北三區(qū)儲層滲透率的貝雷巖心，先進(jìn)行水驅(qū)，再進(jìn)行二元體系驅(qū)及后續(xù)水驅(qū)，二元體系注入方式分別按主段塞(二元體系)+保護(hù)段塞(聚合物溶液)、主段塞(高濃度二元體系)+副段塞(低濃度二元體系)+保護(hù)段塞(聚合物溶液)、一段塞(二元體系)的三種注入方式，二元體系注入0.5PV后，水驅(qū)至含水100%。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

3.1 北三區(qū)水配二元體系增黏性

二元體系表觀黏度如圖1和圖2所示，兩個聚合物二元體系黏度都較高，與單一聚合物溶液的黏度值相近，黏度未受表面活性劑影響。400 mgL濃度的黏度都大于北三區(qū)地層原油黏度，隨著濃度增大，黏度越大，分子量越大，抗鹽性越強(qiáng)。在滿足孔喉匹配的情況下，盡量選擇分子量較大的聚合物，大濃度溶液，有利于增黏驅(qū)油［8］。

圖1 800萬分子量聚合物黏濃曲線

圖2 2000萬分子量聚合物黏濃曲線

從聚合物濃度1200 mgL二元體系在50℃溫度下的黏度穩(wěn)定性評價結(jié)果看，北三區(qū)清水配制二元體系在北三區(qū)油藏溫度下的熱穩(wěn)定性良好，增黏性較好，65 d黏度保留率大于85%。北三區(qū)油藏溫度下二元體系穩(wěn)定性，如表1所示。

表1 北三區(qū)油藏溫度下二元體系穩(wěn)定性

3.2 二元體系與北三區(qū)原油界面張力

界面張力測試結(jié)果見圖3，平衡界面張力都能達(dá)到10－3數(shù)量級，動態(tài)最低界面張力達(dá)到0.001 mNm。甜菜堿表活劑適應(yīng)性較強(qiáng)，不受高礦化度影響，北三區(qū)地層高礦化度采出水配的甜菜堿表活劑界面張力也能達(dá)到10－3數(shù)量級見圖4，此甜菜堿二元體系降低北三區(qū)油水的界面張力效果較好。

圖3 注入清水配二元體系界面張力

3.3 二元體系在北三區(qū)巖砂的吸附

巖砂吸附性結(jié)果表明，甜菜堿表面活性劑抗吸附較強(qiáng)，濃度越大達(dá)到低界面張力的吸附次數(shù)越多，表活劑濃度為0.1%的二元體系通過5次新鮮巖砂吸附后的界面張力仍達(dá)到10－3數(shù)量級，濃度為0.15%、0.2%的活性劑吸附8次后，界面張力仍能達(dá)到10－3數(shù)量級。圖5所示為0.1%甜菜堿二元體系巖砂吸附界面張力曲線，圖6所示為0.2%甜菜堿二元體系巖砂吸附界面張力曲線。

圖4 采出水配甜菜堿界面張力

圖5 0.1%甜菜堿二元體系巖砂吸附界面張力曲線

圖6 0.2%甜菜堿二元體系巖砂吸附界面張力曲線

3.4 北三區(qū)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

兩塊滲透率分別為36.61×10－3μm2和53.33×10－3μm2的巖心，用 2000 萬分子量、1200 mgL濃度的溶液驅(qū)替，注入壓力未發(fā)生異常突變現(xiàn)象，阻力系數(shù)為5.2～12.44，殘余阻力系數(shù)為 1.47～2.56，二元體系驅(qū)后最終驅(qū)油效率比水驅(qū)增加了15.3%，提高驅(qū)油效率比較顯著，結(jié)果見表2。20×10－3μm2滲透率的巖心，用2000萬分子量聚合物體系不能注入。有研究表明，聚合物分子量越低，濃度越低，越有利于注入［9］。用800萬分子量配800 mgL濃度的溶液，可注入的最小滲透率達(dá)到6×10－3μm2，但阻力系數(shù)57.91和殘余阻力系數(shù)5.92相對比較大;因此在低滲透非均質(zhì)油藏，滲透率極差大，應(yīng)該選擇不同分子量聚合物復(fù)配，段塞注入，二元體系具有一定的封堵性，又不會發(fā)生堵塞［10］。

3.5 注入量對驅(qū)油效率的影響

不同注入量驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明二元體系注入量越大，提高驅(qū)油效率越大，如表3所示。在經(jīng)濟(jì)效益許可的情況下，應(yīng)盡量增大二元體系注入量。

3.6 注入方式對驅(qū)油效率的影響

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，三種注入方式提高驅(qū)油效率差別不大，多段塞組合的主段塞+副段塞+保護(hù)段塞的注入方式，提高驅(qū)油效率相對最大。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。

表2 北三區(qū)儲層巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表3 不同二元體系注入量的巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表4 二元體系不同注入方式的巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4 結(jié)論

(1)選擇與孔喉匹配的聚合物形成的二元體系，可在低滲透油藏開展驅(qū)油試驗(yàn)，建議選擇高低不同分子量聚合物分別與表活劑形成二元體系，段塞注入，既能封堵大孔道，又不會發(fā)生堵塞。

(2)甜菜堿二元體系抗吸附性、抗鹽性較好，能與北三區(qū)油水形成超低界面張力，具有一定的封堵性，又有良好的可注入性。北三區(qū)低滲透油藏巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，二元體系提高驅(qū)油效率15%，注入量越大，提高驅(qū)油效率越高。

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