渤海油田新型驱油剂驱油效果研究

姜维东，张 健，吕 鑫

（1.中海石油高效开发国家重点实验室，北京 100027；2.中海石油研究总院）

渤海油田新型驱油剂驱油效果研究

姜维东1，2，张 健1，2，吕 鑫1，2

（1.中海石油高效开发国家重点实验室，北京 100027；2.中海石油研究总院）

针对渤海油田高效开发面临的技术需求，以提高采收率为目标，利用现代物理模拟方法，对六种新型驱油剂的流动性能和驱油效果进行了评价。结果表明，六种驱油剂中，泡沫复合体系的流动性能和驱油效果最好，其次为二元复合体系和PA－2聚合物溶液，PA－1聚合物溶液和“PA－1聚合物＋ES微球”体系较差。聚合物驱后进一步提高采收率增油效果较差。

渤海油田；新型驱油剂；流动性能；驱油效果；物理模拟

近年来，随着石油勘探难度的逐渐增加和国际油价的持续升高，提高采收率新技术尤其是化学驱油技术研究和应用愈来愈受到石油科技工作者的重视，化学驱实施对象已从常规油藏向稠油、高温和高矿化度等特殊油藏转移，产品已从“高分”、“超高分”聚合物向“抗盐”、“缔合型”和“功能型”聚合物升级［1－2］。由于受化学驱油技术研究和油价水平的限制，陆地油田化学驱实施时机一般都选择在水驱开发的中后期［3－4］。与陆地油田相比，海上油田不仅前期勘探和后期开采操作费用巨大，而且采油平台使用寿命短、生产操作费用高和水驱采收率低等特点，提高其开发效率更是急需解决的难题之一。本文从渤海油田开发实际需求出发，针对渤海油田地质条件［5－7］，利用室内物理模拟方法，制作与实际油藏非均质特征和岩石胶结状况相似的人造胶结模型，对六种新型驱油剂的流动性能和驱油效果进行了评价，为渤海油田化学驱油技术方案的制定提供实验依据。

1 实验材料及仪器

1.1 实验材料

聚合物为PA－1聚合物、PAS－1聚合物、PA－2聚合物、PAS－2聚合物。表面活性剂为BHF、ES。起泡剂，交联剂。配聚水为渤海某油田现场混配注入水和模拟注入水，总矿化度为9 374.12 mg／L（表1）；模拟油为该油田脱水脱气原油和煤油混合而成，65℃时粘度为72 mPa·s。

1.2 岩心

物理模型为石英砂环氧树脂胶结柱状岩心和二维纵向层内非均质岩心［8］，参数分别为：

（1）柱状岩心：几何尺寸φ2.5 cm×10 cm，气测渗透率1 200×10－3μm2。

（2）二维纵向非均质岩心：包括高、中、低3个渗透层，气测渗透率分别为3 000×10－3、2 000×10－3μm2和1 000×10－3μm2，厚度均为1.5 cm。外观几何尺寸为：长×宽×高＝30 cm×4.5 cm×4.5 cm。

1.3 实验仪器及设备

驱油剂流动性及驱油效果实验测试仪器装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于65℃恒温箱内（图1）。

流动性实验的阻力系数和残余阻力系数是描述化学剂在多孔介质内滞留量大小的技术指标，通常用符号FR和FRR来表示，其定义为：

图1 实验设备及流程示意

其中，δP1——岩心水驱压差；δP2——聚合物驱压差；δP3——后续水驱压差。上述驱替过程必须保持注液速度相同，聚合物注入量应当达到4～5 PV。

上述注入过程注入速度1 mL／min，液体注入量达到3～5 PV以上，数据采集时间间隔为10 min。

2 实验方案

2.1 流动性能方案

方案1－1：水驱至压力稳定＋5 PV PA－1聚合物驱（CP＝1 750 mg／L）＋后续水驱；

方案1－2：水驱至压力稳定＋5 PV二元复合驱（PAS－1聚合物，BHF表面活性剂，混合水（污水∶清水＝2∶1）配制CP＝2 000 mg／L，CS＝0.5%，剪切20 s）＋后续水驱；

方案1－3：水驱至压力稳定＋5 PV（PA－2聚合物，污水配母液CP＝5 000 mg／L，清水稀释到CP＝1 750 mg／L，剪切20 s）＋后续水驱；

方案1－4：水驱至压力稳定＋5 PV二元复合驱（聚合物PA－1，表面活性剂为ES微球，污水配聚合物母液CP＝5 000 mg／L，清水稀释到CP＝1 450 mg／L，CS＝1 000 mg／L，剪切20 s后）＋后续水驱；

方案1－5：水驱至压力稳定＋5 PV泡沫驱（PAS－2聚合物，污水配制母液CP＝5 000 mg／L，清水稀释到CP＝3 000 mg／L，C（起泡剂）＝500 mg／L，C（交联剂）＝250 mg／L，C（稳定剂）＝50 mg／L，注入前剪切20 s形成泡沫）＋后续水驱。

方案1－6：水驱至压力稳定＋3 PV PA－1聚合物驱（CP＝1 750 mg／L）＋后续水驱；

方案1－7：水驱至压力稳定＋3 PV PA－1聚合物驱（CP＝1 750 mg／L）＋水驱至压力稳定＋3 PV利用剂（絮凝剂，质量分数5%）＋0.1 PV交联剂（2 500 mg／L））＋放置6 h＋后续水驱。

2.2 驱油效果

方案2－0：水驱到95%；

方案2－1：水驱到70%＋0.3 PV聚合物驱（PA－1聚合物，污水配制母液CP＝5 000 mg／L，清水稀释到CP＝1 750 mg／L，剪切20 s）＋后续水驱；

方案2－2：水驱到70%＋0.3 PV二元复合驱（PAS－1聚合物，BHF表面活性剂，混合水（污水∶清水＝2∶1）配制CP＝2 000 mg／L，CS＝0.5%，剪切20 s）＋后续水驱；

方案2－3：水驱到70%＋0.3 PV聚合物驱（PA－2聚合物，污水配母液CP＝5 000 mg／L，清水稀释到CP＝1 750 mg／L，剪切20 s）＋后续水驱。

方案2－4：水驱70%＋0.3 PV二元复合驱（聚合物PA－1，表面活性剂为ES微球，污水配聚合物母液CP＝5 000 mg／L，清水稀释到CP＝1 450 mg／L，CS＝1 000 mg／L，剪切20 s后）＋后续水驱。

方案2－5：水驱70%＋0.3 PV泡沫驱（PAS－2聚合物，污水配制母液CP＝5 000 mg／L，清水稀释到CP＝3 000 mg／L，C（起泡剂）＝500 mg／L，C（交联剂）＝250 mg／L，C（稳定剂）＝50 mg／L，注入前剪切20 s形成泡沫）＋后续水驱。

方案2－6：水驱70%＋0.3 PV聚合物驱（PA－1，污水配母液CP＝5 000 mg／L，清水稀释到CP＝1 750 mg／L，剪切20 s）＋水驱到含水95%＋0.2 PV絮凝剂（质量分数5%）＋0.1 PV交联剂（2 500 mg／L）＋放置6 h＋后续水驱。

3 实验结果与分析

3.1 流动性能

（1）阻力系数和残余阻力系数。在岩心渗透率相同条件下，驱油剂类型对阻力系数和残余阻力系数存在影响（表2）。方案1－1～方案1－5中，方案1－5泡沫体系阻力系数和残余阻力系数最大，说明泡沫体系在地层中的吸附滞留能力较强，具有较好的改善吸液剖面能力，其次为方案1－3。与方案1－6相比较，方案1－7由于后续化学药剂的注入，阻力系数和残余阻力系数明显增大，而且残余阻力系数大于阻力系数。

（2）动态特征。在岩心渗透率一定条件下，随着驱油剂注入量增加，聚合物在多孔介质中的滞留量增大，孔隙过流断面减小，流动阻力增大，注入压力升高（图2、3）。在后续水驱过程中，随着滞留聚合物采出量增加，孔隙过流断面逐渐增大，流动阻力逐渐减小，注入压力逐渐下降。进一步分析发现，方案1－6与方案1－7相比较，当聚合物驱和后续水驱结束时，向岩心内注入方案1－7体系可以产生沉淀物，堵塞孔道，大幅度提高注入压力。

3.2 驱油效果

3.2.1 化学驱

驱油剂类型对驱油效果存在较大影响（表3）。在5种驱油剂中，粘度存在较大差异，其中，方案2－5所用聚合物溶液黏度为23.4 mPa·s，加入起泡剂、交联剂和稳定剂后剪切形成泡沫，泡沫下层的聚合物溶液黏度为2 015 mPa·s。实验结果表明，泡沫复合体系增油效果最好，其次为二元复合体系。

在油藏流体性质相同条件下，岩石渗透率愈低，其流动阻力愈大，吸液启动压力愈高。当油藏非均质性比较严重时，水驱阶段注入压力往往仅略高于甚至难以达到中、低渗透层尤其是低渗透层的吸液启动压力［9］。此外，随着水驱过程的进行，高渗透层水相渗透率增加，流动阻力进一步减小，注入压力还将保持持续下降态势，这将进一步减小中、低渗透层的吸水量。所以，大幅度提高注入压力对于增加各吸液层吸液压差、扩大波及体积具有十分重要的作用。结合表3和图4实验结果进一步分析可以看出，方案2－5采收率值和注入压力最高，方案2－4的采收率值和注入压力最低。在化学驱油过程中，化学驱油剂粘度越高，其在地层中滞留能力越强，注入压力增高，改善油水流度比能力增强，扩大波及体积，进而改善吸液剖面，增加化学驱采收率值。

表2 阻力系数和残余阻力系数

图2 注入压力与PV数关系曲线

图3 注入压力与PV数关系曲线

3.2.2 聚驱后进一步提高采收率措施

在聚驱结束，后续水驱到含水95%时，依次转注0.2 PV絮凝剂和0.1 PV交联剂，放置6 h，再后续水驱到含水95%（表4）。其中，絮凝剂容易形成沉淀，分层较明显。结果表明，利用剂体系增油效果较差，与聚合物驱相比较，采收率仅提高了2.8个百分点。利用剂体系注入过程注入压力逐渐增大，放置6 h后，后续水驱压力升幅不大，扩大波及体积效果不明显（图5）。

图4 注入压力与PV数关系曲线

图5 采收率、含水率和压力与PV数关系曲线

4 结论

（1）六种驱油体系中，泡沫复合体系的阻力系数和残余阻力系数最高，其次为PA－2聚合物溶液；加入利用剂体系的残余阻力系数大于阻力系数。

（2）与水驱到95%的采收率相比较，泡沫复合体系增油效果最好，其次为二元复合体系。

（3）聚合物驱后进一步提高采收率方法增油效果较差，与聚合物驱相比较，采收率仅提高了2.8个百分点。

表3 化学驱采收率实验结果

表4 化学驱采收率实验结果

［1］ 王 健，罗平亚，陈学忠.耐温抗盐疏水缔合聚合物弱凝胶调驱剂的研制［J］.油田化学，2002，19（4）：355－358.

［2］ 马俊涛，赵 林，张 熙，等.非离子型疏水缔合聚合物PBAM的合成［J］.高分子材料科学与工程，2004，20（4）：89－94.

［3］ 王德民，程杰成，吴军政，等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用［J］.石油学报，2005，26（1）：74－78.

［4］ 卢祥国，张云宝.聚合物驱后进一步提高采收率方法及其作用机理研究［J］.大庆石油地质与开发，2007，26（6）：113－118.

［5］ 周守为，韩 明，向问陶，等.渤海油田聚合物驱提高采收率技术研究及应用［J］.中国海上油气，2006，18（6）：386－389.

［6］ 周守为.中国海洋石油高新技术与实践［M］.北京：石油工业出版社，2005：407－417.

［7］ 张贤松，王海江，唐恩高，等.渤海油区提高采收率技术油藏适应性及聚合物驱可行性研究［J］.油气地质与采收率，2009，16（5）：56－58.

［8］ 卢祥国，高振环，宋合龙.人造岩心制作及其影响因素实验研究［J］.大庆石油地质与开发，1994，13（4）：53－55.

［9］ 周守为，韩明，张健，等.用于海上油田化学驱的聚合物研究［J］.中国海上油气，2007，19（1）：25－28.

Facing the technology demand of BoHai oilfield development，aiming at improve the recovery target and using the modern physical simulation，the flow properties and flooding effects of six new oil displacement agent have been evaluated.The results show that the flow properties and flooding effects of foam compound system is the best，improve the recovery 26.1%relative to water flooding，second，the surfactant／polymer compound system and the PA－2 polymer，improve the recovery 19.3%and 17.6%，the"PA－1polymer＋ES mesospheric"system is the worst，improve the recovery only 14.0%and 11.7%.The EOR Technology after Polymer Flooding is poor，improve the recovery only 2.8%relative to polymer flooding.

109Study on displacement efficiency of new flooding agent in Bohai oifield

Jiang Weidong et al（CNOOC Research Institute，Beijing 100027）

Bohai oilfield；new type oil displacement agent；flow properties；flooding effects；physical simulation

TE357

A

1673－8217（2012）03－0109－04

2011－12－06

姜维东，博士，1980年生，2009年毕业于大庆石油学院油气田开发工程专业，现从事提高采收率研究工作。

“十二五”国家科技重大专项“海上稠油化学驱油技术”（2011ZX05024－004）部分研究成果；国家重点基础研究发展计划（973计划）课题“海洋硫化物采掘机理与稠油聚合物驱问题研究”（2010CB735505）部分研究成果。

李金华