低滲透高礦度油藏二元驅可行性實驗研究

王麗莉 ，武平倉 ，劉 蕾 ，杜朝鋒 ，徐飛艷 ，范 偉

（1.中國石油長慶油田分公司勘探開發研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018）

隴東侏羅系油藏平面非均質性較強，導致注水開發平面矛盾突出，含水上升快，開發效果差，剩余油儲量大，分布復雜，目前依靠水驅提高采收率的難度大，必須進行化學驅采油技術。無堿二元驅是在三元復合驅基礎上發展的不含堿的聚合物和表面活性劑的復合驅，消除了堿與鈣鎂離子的結垢，在大慶、勝利等油田取得了較好的效果，提高采收率在10%～20%[1,2]。侏羅系儲層滲透較低，多數是小于100 mD，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，本實驗從低滲透油藏儲層特征、流體特征著手，選擇抗鹽聚合物及能達到超低界面張力的新型甜菜堿表面活性劑，開展無堿二元驅實驗，通過評價聚表二元體系在低滲透高礦化度油藏的增粘性、油水界面張力、驅油效率等，研究低滲透高礦化度油藏二元驅適應性。

1 油藏特征

侏羅系油藏有效孔隙度14%～18%，儲層滲透率26.7～257.4 mD；多數是低于100 mD，孔隙均以粒間孔為主，小孔細喉型結構，非均質性強，毛細管壓力曲線平直段不明顯，以斜坡式為主，吼道分選差。油藏溫度小于50℃，地層原油粘度為2.3～4.6 mPa·s，原油密度為0.846 8 g/cm3，現場采出水礦化度為 14 107～40 470 mg/L，鈣鎂離子在400～600 mg/L，注入水礦化度4 560 mg/L，鈣鎂離子300 mg/L。

2 實驗方法及設備、試劑

2.1 實驗方法

二元體系溶液配制，溶液粘度測定、界面張力測定等，依據中華人民共和國石油天然氣行業標準SY/T6576—2003《用于提高石油采收率的聚合物評價的推薦作法》、Y/T 6424-2000《復合驅油體系性能測試方法》。

乳化性能測定：將原油和二元體系分別加熱至油層溫度，高速攪拌乳化20 min，然后倒入50 mL刻度具塞試管，在地層溫度恒溫觀察記錄出水量。

巖心模擬實驗先用地層水真空飽和巖心，用模擬油給巖心飽和油，首先進行清水水驅，水驅至含水98%后轉為二元體系驅，二元驅至不再出油后再水驅至含水100%。

2.2 儀器設備

本次室內實驗主要應用的儀器有哈克公司生產的RS600流變儀，德菲公司生產的旋轉滴界面張力儀，動/靜態光散射儀、巖心驅替裝置、電子天平，攪拌器，恒溫箱。

2.3 試劑

聚合物：埃森公司相對分子質量為200～2 000萬的部分水解聚丙烯酰胺。

表面活性劑：中國石油勘探開發研究院研究的新型甜菜堿表面活性劑，不加堿界面張力能降低10-3數量級。

實驗對象以北三區油藏、華201油藏為主，二元體系配制用水為現場注入清水、地層采出水，實驗油為北三區、華201區地層原油和模擬油，實驗巖心北三區延10儲層和華201區延8儲層天然巖心。

3 實驗結果與分析

3.1 聚合物分子與孔喉的匹配

低滲透油藏，孔喉半徑小，篩選與孔喉匹配的聚合物分子非常重要,大慶油田研究表明[3]，巖心孔喉半徑中值與聚合物分子在水溶液中的回旋半徑比值大于5時不會發生油層堵塞。根據這個方法，侏羅系油藏的11～360 mD滲透率適用聚合物分子的回旋半徑區間為0.1～0.5 μm。

利用散射儀測得相對分子質量在200～2 000萬的聚合物在侏羅系注入清水中的回旋半徑（見表1），與侏羅系油藏滲透率要求的聚合物回旋半徑進行對比，2 000萬相對分子質量的聚合物回旋半徑對應的孔喉半徑中值下限與25 mD滲透率的孔喉半徑中值接近，意味著2 000萬相對分子質量的聚合物與大于25 mD滲透率的孔喉匹配，為了能啟動更低的滲透率，應選擇不同相對分子質量聚合物復配。

3.2 二元體系增粘性

北三區的注入清水和地層水礦化度較高，鈣鎂離子高，影響聚合物二元體系的粘度[4]，根據注入清水和高礦化度采出水配制的相對分子質量200～2 000萬的聚合物溶液粘度測試結果，以及考慮到北三區儲層滲透低、非均質性強，選擇800萬和2 000萬相對分子質量的聚合物，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，測表觀粘度（見圖1，圖2），兩個聚合物在清水和采出水中溶液粘度都較高，隨著濃度增大，粘度越大，相對分子質量越大，抗鹽性越強，在滿足孔喉匹配的情況下，盡量選擇相對分子質量較大的聚合物，大濃度溶液，有利于增粘驅油[5,6]。

表1 聚合物分子回旋半徑測試結果

表2 二元體系溶液的粘度穩定性實驗結果

對注入清水配制復配聚合物濃度0.15%的二元體系及地層采出水稀釋一倍的二元體系在50℃溫度下的粘度穩定性進行評價，65 d的注入水配制溶液粘度保留率大于85%，表明北三區較高礦化度清水配制二元體系在北三區油藏溫度下的熱穩定性良好，增粘性較好。地層水稀釋后的溶液粘度保留率稍差些，但最終的粘度仍大于地層原油粘度，表明選擇的聚合物抗鹽性較強，適合于侏羅系油藏。

3.3 二元體系界面張力

用注入清水配制表活劑濃度0.025%～0.2%的二元體系測界面張力（見圖3），平衡界面張力都達到了10-3數量級，動態最低界面張力達到0.001 mN/m,甜菜堿表面活性劑適應性較強，不受高礦化度影響，高礦化度地層采出水配的甜菜堿表活劑界面張力也能達到10-3數量級（見圖4）。

3.4 二元體系乳化性

注入清水配制0.15%聚合物和0.15%表活劑二元體系溶液，與華201區原油按1:1、1:2比例高速攪拌完全乳化，50℃溫度下放置觀察現象，24 h都無明顯出水，上層為油相，下層為乳狀液，表明新型甜菜堿二元體系與侏羅系原油形成了穩定的乳狀液。

表3 聚合物溶液阻力系數和殘余阻力系數

表4 巖心驅油實驗結果

3.5 聚合物溶液阻力系數與殘余阻力系數

選擇北三區天然巖心測聚合物溶液的阻力系數和殘余阻力系數，先進行注水，壓力達到平穩后注聚合物溶液，3 PV后壓差平穩，連續注到7 PV，阻力系數結果（見表3），實驗結果阻力系數5.4～11.97,表明聚合物能改善侏羅系油藏水油流度比；具有一定的封堵性，后續水注入4 PV，壓差逐漸降低至平穩，殘余阻力系數較小，說明聚合物沒有發生堵塞[7]。

3.6 巖心驅油實驗結果

選擇滲透率較低的北三區延10油藏巖心進行驅油實驗，考慮到地層中粘土、巖石對表面活性劑的吸附，及聚合物的剪切粘度損失，并且表面活性劑濃度越大，抗吸附越強，表活劑濃度為0.1%的二元體系通過6次新鮮巖砂吸附后的界面張力已不能達到10-3數量級，0.15%、0.2%濃度的吸附8次后，界面張力仍能達到10-3數量級；因此配制0.15%聚合物和0.15%表面活性劑二元體系進行巖心驅油實驗。

聚合物驅油過程中注入壓力沒有發生異常突變現象，2 000萬相對分子質量聚合物的二元體系驅油結果（見表4），二元體系驅后最終驅油效率比水驅增加了15.3%，表明注入二元體系段塞后提高驅油效果顯著。同時用800萬相對分子質量聚合物進行巖心驅油實驗，可注入的最小滲透率可以達到6 mD，但阻力系數（57.91）和殘余阻力系數（5.92）比較大，因此在低滲透非均質油藏，滲透率極差大，應該選擇不同相對分子質量聚合物復配，并且應選擇較高滲透率的區塊開展試驗。

4 結論

（1）選擇與孔喉匹配的不同相對分子質量的抗鹽聚合物，與新型甜菜堿形成的二元體系，在低滲透高礦化度油藏較高滲透率的區塊開展驅油試驗可行。

（2）甜菜堿二元體系適應性強，乳化性、抗吸附、抗鹽較好，能與北三區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，巖心驅油實驗結果，二元體系提高驅油效率15%。

［1］梁守成.二類油層二元復合驅油體系性能評價［D］.大慶：大慶石油學院油氣田開發工程，2010.

［2］劉義剛，盧瓊，王江紅，等.錦州9-3油田二元復合驅提高采收率研究油氣地質與采收率［J］.油氣地質與采收率，2009，16（4）：68-70.

［3］程杰成，王德民，吳軍政，等.驅油用聚合物分子的優選［J］.石油學報，2000，21（1）：102-107.

［4］李錦秀.污水配聚合物粘損規律及控制技術研究［D］.大慶：東北石油大學油氣儲運工程，2011.

［5］程杰成，王德民，吳軍政，等.驅油用聚合物的分子量優選［J］.石油學報，2010，21（1）：102-106.

［6］張立娟，岳湘安，賀豐果.大慶喇薩杏三類油層注聚可行性分析［J］.鉆采工藝，2009，32（1）：49-52.

［7］張冬玲，李宜強，鮑志東.大慶中低滲油層聚合物驅可行性室內實驗研究［J］.油田化學，2005，22（1）：78-80.