蘇　鑫， 盧祥國， 曹偉佳， 楊懷軍， 張　杰

(1.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；2.中國石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280)

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Ca2+和Mg2+對聚/表二元體系性能影響研究
——以大港孔南高鹽高溫高凝油藏為例

蘇鑫1， 盧祥國1， 曹偉佳1， 楊懷軍2， 張杰2

(1.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；2.中國石油大港油田公司 采油工藝研究院，天津 300280)

近年來，隨著石油消費量增加和新增探明儲量減少，石油公司開始重視非常規(guī)油藏開發(fā)工作。大港油田孔南地區(qū)屬于高溫高鹽高凝油藏。為提高無堿聚/表二元復合驅增油降水效果，以大港孔南地區(qū)儲層地質和流體為模擬對象，開展了溶劑水處理方式對聚/表二元體系性能影響研究。結果表明，消除注入水中Ca2+和Mg2+可以增加疏水締合聚合物締合程度，增大聚合物溶液和聚/表二元體系黏度和滯留量，進而增強液流轉向效果。在疏水締合聚合物溶液中加入成垢劑后，不僅可以消除鈣鎂離子，而且還能夠形成微小垢顆粒，它們由聚合物溶液攜帶集中進入巖石孔隙，進一步增強了疏水締合聚合物溶液和聚/表二元體系液流轉向能力。與注入水和除垢水相比，含垢水配制聚/表二元體系液流轉向能力較強，采收率增幅較大。

高鹽高凝油藏；聚/表二元體系；水處理方法；性能特征；實驗評價

隨著國內老油田含水逐漸升高，“穩(wěn)油控水”任務日趨艱巨。聚合物驅油技術以其設備投入少、注入工藝簡單和采收率增幅較大等特點而受到廣泛重視，已經成為大慶、勝利和渤海等油田持續(xù)高產穩(wěn)產的主要技術措施[1-3]。與聚合物驅相比較，強堿或弱堿三元復合驅采收率增幅較大，但堿引起結垢和采出液乳化等問題制約了該項技術應用范圍和規(guī)模。近年來，無堿聚/表二元復合驅油技術開始受到重視，已在大港、遼河、吉林、新疆和長慶等油田進行了礦場試驗[4-7]，收到了明顯增油降水效果。大港油田孔南地區(qū)屬于高溫高鹽高凝油藏，溶劑水中Ca2+和Mg2+含量高，對聚/表二元體系性能造成不利影響。為提高無堿聚/表二元復合驅增油降水效果，本研究以大港油田孔南地區(qū)油藏條件為研究平臺，開展了注入水處理方式對聚/表二元復合體系性能影響實驗研究和機理分析，這對改進聚/表二元復合驅增油效果具有重要參考價值。

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，有效質量分數為90%。表面活性劑為官109PS985，由大港油田采油工藝研究院提供，有效質量分數為40%。

實驗用油為模擬油，由大港孔南地區(qū)儲層原油與煤油混合而成，油藏溫度條件下黏度為50 mPa·s。實驗用水為大港孔南地區(qū)注入水，水質分析結果見表1。

表1　水質分析結果

向注入水中加入軟化劑并攪拌，將水中生成微顆粒類物質過濾，得到“軟化水”(或“除垢水”)。將聚合物干粉與軟化劑一塊分散到注入水中攪拌2 h，此過程中生成垢微顆粒就會均勻分散在聚合物溶液內，得到“含垢水”。

滲流特性實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結人造柱狀巖心[8-9]，幾何尺寸:Φ2.5 cm×10 cm，滲透率Kg= 100×10-3、300×10-3、600×10-3、3 500×10-3μm2。傳輸運移實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結均質長巖心Kg=2 000×10-3μm2，外觀幾何尺寸：長×寬×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm。驅替實驗用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結人造非均質巖心，外觀幾何尺寸：長×寬×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm。巖心包括高中低三個滲透層，各小層厚度為1.5 cm。巖心滲透率參數設計見表2。

表2　滲透率參數設計

1.2儀器設備

采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀測試驅油劑(聚合物溶液和聚/表二元體系)視黏度，分別使用“0”號轉子(0～100 mPa·s)，轉速為6 r/min；“1”號轉子(100～200 mPa·s)，轉速為30 r/min；“2”號轉子(200～1 000 mPa·s)，轉速為30 r/min，測試溫度55 ℃。

采用驅替實驗裝置測試驅油劑傳輸運移能力、滲流特性(阻力系數、殘余阻力系數和注入壓力與PV數關系)及增油效果(注入壓力、含水率、采收率與PV數關系)，實驗裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。除平流泵和手搖泵外，其它部分置于55 ℃恒溫箱內。

實驗過程注液流量為0.8 mL/min，壓力數據記錄時間間隔為30 min。

1.3方案設計

1.3.1溶劑水處理方式對聚合物溶液和聚/表二元體系增黏性的影響采用注入水和軟化水配制質量濃度為1 000、2 000、3 000 mg/L和4 000 mg/L聚合物溶液和聚/表二元體系(Cs=0.2%)，測量其增黏性。

1.3.2溶劑水處理方式對聚合物溶液和聚/表二元體系滲流特性的影響在巖心滲透率Kg=3 500×10-3μm2條件下，考察水處理方式(注入水、含垢軟化水和除垢軟化水)對驅油劑(聚合物溶液Cp=0.2%和聚/表二元體系Cp=0.2%，Cs=0.2%)滲流特性的影響。

1.3.3溶劑水處理方式對聚合物溶液傳輸運移能力的影響方案1-1至方案1-3：采用3種溶劑水(注入水、含垢水、除垢水)配制聚合物溶液(Cp=0.2%)，將其注入巖心，在人造均質巖心(Kw=2 000×10-3μm2)入口端，距入口1/3和2/3處分別設置3個測壓點。實驗時聚合物溶液從模型一端注入(1.0 PV)，另一端流出，定期記錄入口和各點壓力。通過考察巖心前部區(qū)域壓差(測壓點1與測壓點2的壓力差)、中部區(qū)域壓差(測壓點2與測壓點3的壓力差)和后部區(qū)域壓差及其變化規(guī)律，借以評價聚合物溶液在多孔介質內傳輸運移能力。

1.3.4溶劑水處理方式對聚/表二元體系增油效果的影響方案2-1至方案2-3(實驗用水分別為注入水、含垢水、除垢水)：水驅至含水率98%+0.6 PV聚/表二元體系(Cp=0.2%，Cs=0.2%)+后續(xù)水驅至含水率98%。

2　結果分析

2.1成垢劑加藥量計算

氫氧化鈉-碳酸鈉法：

(1)

Mg2++2NaOH=Mg(OH)2↓+2Na+

(2)

Ca2++Na2CO3=CaCO3↓+2Na+

(3)

2.2溶劑水處理方式對聚/表二元體系增黏性影響

采用注入水和軟化水配制聚合物溶液和聚/表二元體系，其中表面活性劑質量分數為0.2%，聚合物質量分數為0.1%、0.2%、0.3%和0.4%，其黏度測試結果見表3和表4。

表3　聚合物溶液黏度測試結果

從表3和表4中可以看出，在水型相同條件下，隨聚合物質量分數增加，疏水締合聚合物溶液和聚/表二元體系黏度增加。當聚合物質量分數達到0.2%時，黏度增幅急劇增大，表明疏水締合聚合物臨界締合質量分數介于0.1%和0.2%。在聚合物濃度相同條件下，與注入水相比較，軟化水配制聚合物溶液和聚/表二元體系黏度較高，表明除垢劑去除了水中鈣鎂離子，而鈣鎂離子將對聚合物分子鏈上負離子之間靜電排斥起到屏蔽作用，導致聚合物分子線團卷曲[10]，黏度降低。

表4　聚/表二元體系黏度測試結果

2.3溶劑水處理方式對聚/表二元體系滲流特性的影響

3種溶劑水配制聚合物溶液和聚/表二元體系(Cp=0.2%)滲流特性實驗結果見表5，實驗過程中注入壓力與PV數關系見圖1。

表5　阻力系數和殘余阻力系數

注：含垢水是指將成垢劑與聚合物干粉同時加入注入水中，垢顆粒會懸浮在聚合物溶液中。除垢水是將成垢劑先加入注入水中，用將垢顆粒過濾清除后的水配制聚合物溶液。

從表5和圖1可以看出，溶劑水類型對聚合物溶液和聚/表二元體系滲流特性存在影響。在3種溶劑水中，含垢水配制聚合物溶液和聚/表二元體系阻力系數和殘余阻力系數較大，注入壓力較高，其次為除垢水，再次為注入水。與除垢水相比較，盡管含垢水配制驅油劑黏度較低，但由于其中含有微小垢顆粒(見表6)，這些垢顆粒由聚合物攜帶進入巖心孔道，并在其中發(fā)生滯留，起到封堵大孔道作用[11]。因此，含垢水配制驅油劑阻力系數和殘余阻力系數較大，液流轉向效果好。

圖1　注入壓力與PV數關系

表6　垢顆粒粒徑測試

2.4溶劑水處理方式對聚合物傳輸運移能力的影響

采用3種溶劑水配制聚合物溶液(Cp=0.2%)，將其注入巖心(Kg=2 000×10-3μm2)測試其傳輸運移能力。實驗過程中巖心各部分壓差測試結果見表7。

表7　壓差實驗數據

注：Δp1為巖心前部壓差，Δp2為巖心中部壓差，Δp3為巖心后部壓差。

從表7可看出，聚合物溶液配制方式對其在多孔介質內傳輸運移能力存在影響。在聚合物注入過程中，“方案1-2” Δp1/Δp3值最大，其次為“方案1-1”，“方案1-3”最小。在后續(xù)水驅階段，各個方案巖心內各部分壓差分布具有類似規(guī)律，這再次說明了含垢水中的微小垢顆粒能夠進入巖心孔道并發(fā)生滯留，起到一定的封堵作用。除此之外，“方案1-2”Δp1值遠高于方案“方案1-1”和“方案1-3”，而Δp2值卻相差不多。由此可以看出，微小垢顆粒大部分都滯留在近井地帶，對近井地帶的封堵作用較強。

2.5溶劑水處理方式對聚/表二元體系滲流特性的影響

溶劑水處理方式對聚/表二元體系(Cp=0.1%，Cs=0.2%)驅油效果影響實驗結果見表8。

表8　采收率實驗數據

從表8中可以看出，在3種溶劑水配制聚/表二元體系中，含垢水的增油效果最好，其次為軟化水，再其次為注入水。分析表明，與注入水相比較，軟化水去除了水中鈣鎂離子，降低了二價陽離子對聚合物分子鏈抑制作用，有利于聚合物分子伸展和締合，因而聚/表二元體系黏度較高，流度控制能力較強，擴大波及體積效果較好。而含垢水不但有利于聚合物分子伸展和締合，其中還含有微米級固體顆粒，它們隨聚合物溶液進入巖心孔隙，并在其中發(fā)生滯留，可以起到封堵大孔道和改善液流轉向效果作用(見圖2)，因而采收率增幅最大。

圖2　注入壓力、含水率和采收率與PV數關系

3　結論

(1) 消除注入水中鈣鎂離子可以增加疏水締合聚合物締合程度，增加聚合物溶液及聚/表二元體系黏度和滯留量，進而增大滲流阻力和液流轉向能力。

(2) 在疏水締合聚合物溶液中加入除垢劑，這不僅可以消除鈣鎂離子，而且還能夠形成微小垢顆粒，這些顆粒由聚合物溶液攜帶集中進入近井地帶的巖石孔隙，進一步改善疏水締合聚合物溶液和聚/表二元體系液流轉向能力。

(3) 與注入水和除垢水相比，含垢水配置的聚/表二元體系的波及體積較大，采收率增幅較高，增油效果較好。

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(編輯閆玉玲)

The Effect of Ca2+and Mg2+on Polymer/Surfactant Binary Combination:Taking the Reservoirs of Kongnan Block in Dagang Oilfield as an Example

Su Xin1, Lu Xiangguo1, Cao Weijia1, Yang Huaijun2, Zhang Jie2

(1.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecoveryofEducationMinistry,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318，China; 2.OilProductionTechnologyResearchInstituteofDagangOilfieldCompany,CNPC,Tianjin300280，China)

In recent years, more attention was paid to unconventional reservoir development due to the increase in oil consumption and the reduction of new proved reserves. The reservoirs of Kongnan Block in Dagang Oilfield belong to the high temperature, high salinity and hypercoagulable reservoirs. In order to improve the effect of polymer/surfactant binary combination flooding, the effect of solvent water treatment on polymer/surfactant binary combination based on Kongnan Block of Dagang Oilfield reservoir geological characteristics and fluid properties was studied. The results show that, elimination of the Ca2+and Mg2+in the injected water can enhance the association of hydrophobic associated polymer and improve the viscosity and flow-turning ability of polymer/surfactant binary combination. After adding into the polymer/surfactant binary combination, not only can eliminate the adverse effect of Ca2+and Mg2+on the salt resistance of hydrophobic associated polymer, but also can form a large number of particles which can further enhance flow-turning ability by entering reservoir porosity. Compared with injected water and softened water, the flow-turning ability and recovery of the polymer/surfactant binary combination which is configured by softened water with particles are better.

High salinity and hypercoagulable reservoirs; Polymer/surfactant binary combination; Solvent water treatment; Performance characteristics; Experimental evaluation

1006-396X(2016)02-0071-05

投稿網址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-10-26

2015-12-20

中國石油大港油田“孔南地區(qū)高凝高粘油藏化學復合驅最佳流度界定實驗研究”基金資助(DGYT-2014-JS-306)。

蘇鑫(1991-)，男，碩士研究生，從事提高采收率技術研究；E-mail：suxin14@126.com。

盧祥國(1960-)，男，博士，教授，博士生導師，主要從事提高采收率原理與技術相關研究；E-mail：luxiangg2003@aliyun.com。

TE34

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.02.014