大庆油田N区三元复合驱油试验的研究与评价

王丽娅， 杨　钊， 周　福

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)



大庆油田N区三元复合驱油试验的研究与评价

王丽娅， 杨钊， 周福

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

讨论了大庆油田在N区进行国产表面活性剂植物油羧酸盐三元复合驱矿场试验。大庆油田三元复合驱采用进口磺酸盐类表面活性剂，其成本较高，为了降低成本，提高经济效益，大庆油田首次在N区应用植物油表面活性剂。试验采用PBH-808E羧酸盐作为表面活性剂，通过室内岩心驱油实验及实际矿场实验，对三元复合驱试验结果进行分析。结果表明，三元复合驱可在水驱基础上提高原油采收率20%以上；原油乳化是影响驱油效果的重要因素；通过跟踪调整体系黏度，提高试验效果。试验结果对大庆油田三元复合驱技术的发展起到积极作用。

大庆油田；三元复合驱；矿场试验；乳化

大庆油田三元复合驱攻关经历了室内研究、先导性试验、工业性试验，目前已进入工业示范阶段。表面活性剂是制约复合驱发展的技术瓶颈之一[1]。1917年，F. Squired发现通过向注入水中加入碱(碳酸钠、碳酸氢钠等)可进一步驱动水驱后的残余油，从而提高原油采收率[2]。在以后的研究中发现，各种不同的盐类表面活性剂可以使油-水界面张力降到最低值[3]。目前，大庆油田三元复合驱多采用石油磺酸盐类表面活性剂，由于所用表面活性剂的成本较高，使该技术的应用受到限制。因此，必须开发高效、廉价的表面活性剂，以降低三元复合驱的成本，提高经济效益[4-6]。烷基羧酸盐与石油磺酸盐相比，原料可取自再生性的天然油脂及其下脚料，原材料容易得到，且价格低廉[7-8]。本试验所用PBH-808E羧酸盐为国产植物油表面活性剂，是脂肪酸盐通过中间键与羧基连接的表面活性剂，具有较好的稳泡性，降低表面张力的性能。植物油羧酸盐三元复合驱矿场试验在国内乃至国际上尚属首次，通过该试验，不断加强相关配套技术研究，总结经验，提出一套系统、全面的表面活性剂及三元体系性能评价的标准。

1　试验区概况

试验区N区于2008年10月开始进行三元复合驱矿场试验，试验区面积为0.218 km2，孔隙体积为23.63×104m3，地质储量为10.9×104t，基本参数如表1所示。本次试验利用原二次加密调整井网，进行注采井别及层系调整，组成以N2-2井为中心井的四注九采的五点法面积井网，如图1所示。试验目的层为PI油层，其中N2-2、N2-3、N3-2井为单采，而其它6口井是P差层与目的层合采。

表1　N区三元复合驱PⅠ层基本参数

图1　三元复合驱布井方案

Fig.1Well locations of ASP flooding pilot

试验目的油层PI层纵向上可分为PI1、PI2与PI3三个沉积时间单元，PI2在试验区内不发育。试验区PI1层平均有效厚度1.2 m，平均有效渗透率0.61 μm2。P2层平均有效厚度2.7 m，平均有效渗透率0.41 μm2。

P2层水淹特征表现为：(1)油层平面上大面积水淹，各井点水淹程度差异较大；(2)油层纵向水淹厚度大，高水淹段处在油层下部。从PI2层看，试验区平均含水饱和度47.43%，采出程度为39.14%，仍有较多剩余油存在，其主要分布在油层上部及PI1的河间薄层砂体。

2　三元复合驱注入方案

2.1空白水驱开采状况

N区于1987年投入注水开发，1996年进行一次加密调整，2005年进行二次加密调整[9-10]。

2008年10月至2009年9月，试验区累积注清水6.051 5×104m3，相当于0.256 PV。水驱结束时，注入压力5.7 MPa，日注水量242 m3，视吸水指数2.31 m3/(d·MPa)。水驱空白段塞结束时全区日产液612 t，日产油37 t，综合含水率94%，阶段累积产液18.926 5×104t，累积产油1.684 9×104t，采出程度45.2%。中心井日产液154 t，日产油3 t，含水率98.1%，阶段累积产液3.894 5×104t，累积产油1 051 t，采出程度为44.85%。

2.2三元复合驱注入参数

通过试验区基本概况，建立五点法井网的计算模型，根据室内岩心驱替实验结果，对相对渗透率曲线进行评价，设计一个完整的各注入段塞参数，利用数值模拟方法，将三元复合驱注入方式分为3个阶段，聚合物前置段塞：用量为0.037 2 PV，聚合物质量浓度为800 mg/L；三元复合驱段塞：用量为0.3 PV，表面活性剂质量分数为0.3%，碱质量分数为1.0%，聚合物质量浓度为1 300 mg/L；后续聚合物保护段塞：用量为0.1 PV，聚合物质量浓度为600 mg/L。

根据试验方案用数值模拟预测，全区含水率由95%下降到78%，下降了17%，采收率比水驱提高了22.95%，三元复合驱最终采收率达到60.35%。中心井含水率由98%最低降到52.5%，下降了45.5%，采收率比水驱提高了24.37%，最终采收率达到60.75%。

同时，在室内开展岩心驱油实验，驱油体系配方NaOH质量分数为0.8%、聚合物质量浓度为2 000 mg/L、羧酸盐质量分数为0.25%，注入0.3 PV；后续保护段塞聚合物质量浓度为1 200 mg/L，注入0.3 PV，其驱油实验结果采收率提高20%以上(见表2)。

由以上可知，无论从数值模拟计算还是室内岩心驱油模拟实验，结果均表明，三元复合驱比水驱平均采收率提高20.6%。该三元复合驱注入方案是可行的。

实验区于2009月10月开始进行三元复合驱，三元复合驱方案的实际注入情况见表3。

表2　岩心驱油效果数据

表3　实验区不同阶段注入数据

3　试验结果研究与评价

3.1注入压力

图2为三元复合驱注入能力变化曲线。

图2　三元复合驱注入能力变化曲线

Fig.2Injectivity changing curves for ASP flooding

从图2中可以看出，水驱结束时全区平均注入压力为5.7 MPa，注入前置聚合物段塞期间，由于注入黏度增加到40 mPa·s，注入压力的增加速率高达46.4 MPa/PV，注入三元液因体系黏度降低，压力

上升减缓，注入0.301 6 PV，压力升至10.4 MPa，阶段增加速率8.6 MPa/PV，与水驱相比升幅为82.5%。注入后续聚合物保护段塞后压力持续上升到11.9 MPa，虽然注入压力增加幅度较大，与水驱对比升高6.2 MPa，但注入压力仍低于油层破裂压力(13.4 MPa)。

3.2中心井含水率

图3为中心井综合含水率曲线。注入三元体系0.078 PV时开始见效，此时，中心井初期含水率上升至99.2%。从图3中可以看出，见效后5个月时含水率降到85.3%，此时注入三元体系0.175 PV。见效后近8个月时，含水率下降到最低点为81.3%，含水率最大下降幅度为17.9%。之后含水率缓慢上升到89.0%，含水率保持在89.0%以下时间达到5个月。与其他试验区相比，中心井综合含水率降幅偏低，但持续时间较长。

图3　中心井综合含水率曲线

3.3乳化现象

在三元体系注入0.2 PV时，3口单采井采出液乳状液类型为油包水型、水包油型；从中心井采出液油相黏度与水驱相比，油相黏度增加；从现场化验含水率来看，游离水颜色由原来的乳白色变为棕色，分析认为采出液出现乳化现象。物理模拟驱油实验结果表明，岩心出口端流出物出现乳化的提高采收率值在19%～22%，未出现乳化的提高采收率值在14%～16%，两者相差5%～6%。

三元复合驱体系与原油可形成较强的乳化。在三元复合驱过程中，大量的乳化油滴保证了水驱残余油的启动，有利于提高驱油效率；油滴的聚并促进了“油墙”的形成，有利于扩大波及体积，最终实现了采收率的提高。

3.4体系黏度

在试验过程中，根据试验动态变化，先后5次对注入体系黏度进行跟踪调整，不断加强三元体系的流度控制作用，促进试验区采出井见效。在注前置聚合物阶段调整体系黏度后，上下单元相对吸液量有所调整，但在注三元液后逐渐恢复到水驱时的水平，进而先后两次调整三元体系注入黏度，吸液比例略有增加，但不显著。在后续聚合物阶段，调整注入质量浓度保持井口黏度在50 mPa·s以上，调整后上下单元相对吸水量有所改善，此阶段调整后中心井产出聚合物质量浓度得到控制，采出液Cl-质量浓度增加，提高了油层动用程度。井N1-3，N2-3产液量有所改善，随即含水率开始下降，油井见效。从以上动态反映看，试验过程中，不断跟踪调整质量浓度，保证三元体系的流度控制作用，5次质量浓度调整后在一定程度上调整注采剖面是提高试验效果的重要因素。

3.5综合含水率

试验初期全区含水率是缓慢上升的，空白水驱结束时为94%，注入三元液0.24 PV时，含水率开始下降，到0.301 6 PV时含水率下降到89.1%，进入后续聚合物保护段塞后，含水率持续下降，最低下降到88.2%，下降了6.1%。虽然试验区含水率下降相对滞后，且降幅小，但含水率保持在89%以下时间较长，达到0.4 PV。并且试验区9口采出井中有2口井综合含水率仍然持续下降。

3.6采出液离子变化

针对结垢成因，现场相继采取了酸洗、更换螺杆泵、投加液体防垢剂和固体阻垢剂等措施，经对比后认为针对结垢程度不同，将螺杆泵和防垢剂、阻垢剂配合使用可以有效地解决垢卡问题。

4　结论

(1) 注入三元体系后，由于注入液黏度增加和化学剂的吸附滞留，导致油层渗透能力降低，产液能力下降。同时含水率也大幅度下降，实验区见效后，综合含水率保持稳定。

(2) 在三元体系段塞注入过程中，出现了原油乳化现象，对驱油效果影响较大，明显提高了驱油效率。但乳化时间较短，乳化程度没有进一步加剧。

(3) 羧酸盐(PBH-808E)三元体系黏度稳定时间较短，不利于发挥三元体系流度控制作用，不能有效地扩大三元体系波及体积。但羧酸盐三元复合驱对大庆油田三元复合驱技术的发展起到积极作用。

[1]赵玉辉. 大庆喇嘛甸油田北东块二类油层三元复合驱油试验研究[D].北京：中国地质大学(北京),2009.

[2]Wang Demin, Cheng Jiecheng, Wu Junzhang, et al. Summary of ASP pilots in Daqing oilfied[R]. SPE 57277,1999.

[3]李华斌,陈中华.界面张力特征对三元复合驱油效率影响的实验研究[J]. 石油学报,2006,27(5):96-98.

Li Huabin, Chen Zhonghua. Interfacial tension charateristics of the experimental study of influence on efficiency of ASP flooding[J].Acta Petrolei Sinica,2006,27(5):96-98.

[4]吕昌森,郭松林,张晓芹,等.大庆油田过渡带聚合物驱和三元复合驱适应性[J]. 石油化工高等学校学报,2015,28(6):80-86.

Lyu Changsen, Guo Songlin, Zhang Xiaoqin, et al. Polymer flooding and ASP flooding adaptability of Daqing oilfield transitional zone[J]. Journal of Petrochemical Universities, 2015,28(6):80-86.

[5]范海明,孟祥灿,郁登朗,等. Gemini型表面活性剂三元复合体系性能和驱油效果[J]. 石油化工高等学校学报,2014,27(6):79-83.

Fan Haiming, Meng Xiangcan, Yu Denglang, et al. The performance of asp system and Gemini surfactant oil displacement effect [J]. Journal of Petrochemical Universities, 2014, 27(6):79-83.

[6]刘春林,杨清彦,李斌会,等.三元复合驱波及系数和驱油效率的实验研究[J].大庆石油地质与开发,2007,11(2):108-111.

Liu Chunlin,Yang Qingyan, Li Binhui, et al. Sweep efficiency and displacement efficiency of asp flooding of the experimental study [J]. Journal of Daqing Petroleum Geology and Development, 2007, 11(2):108-111.

[7]杨默函,史謌,张祖波.储层条件下砂岩岩心驱替实验方法研究[J].北京大学学报(自然科学版),2006,42(6):729-734.

Yang Mohan, Shi Ge, Zhang Zubo. Under the condition of reservoir sandstone core displacement experiment method research [J]. Journal of Beijing University (Natural Science and Practices Edition), 2006, 42(6): 729-734.

[8]贾忠伟,杨清彦,袁敏,等.大庆油田三元复合驱驱油效果影响因素实验研究[J].石油学报,2006,27(增刊):101-105.

Jia Zhongwei, Yang Qingyan, Yuan Min, et al. Asp flooding in daqing oil field oil displacement effect factors influencing experimental study [J]. Acta Petrolei Sinica,2006, 27(Supplement):101-105.

[9]孙宏华. X型羧酸盐Gemini表面活性剂的合成及其性能的研究[D].太原：中北大学,2013:65-67.

[10]杨清彦,宫文超,贾忠伟.大庆油田三元复合驱驱油机理研究[J].大庆石油地质与开发,1999,18(3):26-28.

Yang Qingyan，Gong Wenchao, Jia Zhongwei. Oil displacement mechanism of asp flooding in daqing oilfield research [J]. Journal of Daqing Petroleum Geology and Development, 1999,18(3):26-28.

[11]卢祥国,王风兰,包亚臣.聚合物驱后三元复合驱油效果评价[J].油田化学,2000,17(2):159-163.

Lu Xiangguo, Wang Fenglan, Bao Yachen. Asp flooding after polymer flooding effect evaluation [J]. Journal of Oilfield Chemistry, 2000, 17(2):159-163.

[12]付美龙,吴一慧,黄宏度,等.石油羧酸盐表面活性剂吸附特性实验研究[J].油气采收率技术,1997,4(2):17-21.

Fu Meilong, Wu Yihui, Huang Hongdu, et al. Petroleum carboxylate surfactant adsorption characteristics experimental study [J]. Journal of Oil and Gas Recovery Technology, 1997, 4(2):17-21.

(编辑宋官龙)

Study and Evaluation of ASP Flooding in Daqing Oilfield

Wang Liya, Yang Zhao, Zhou Fu

(SchoolofPetrochemicalEngineering,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China)

The field experiment of Alkali-Surfactant-Polymer flooding utilizing domestic plant oil carboxylate surfactant firstly on the N block in Daqing oilfield is investigated. Imported sulphonate surfactant used as ASP flooding in Daqing oilfield utilizing is more costly. To reduce cost and increase economic efficiency, plant oil surfactant was firstly employed on the N block in Daqing oilfield. In this experiment, PBH-808E carboxylate was used as surface active agent. The test results of asp flooding through indoor core displacement experiment and field experiment were analyzed. It presented that the oil recovery of ASP flooding was more than 20 percent compared with water flooding. Oil emulsification was important to effect oil recovery efficiency. Tracking and adjusting system viscosity can get better trial result. Study and evaluation in this test have a positive effect on the research of ASP flooding in Daqing oilfield.

Daqing oilfield; ASP flooding; Field experiment; Emulsification

1006-396X(2016)03-0028-05

2015-12-16

2016-04-05

国家重大专项基金资助(2011ZX05052)。

王丽娅(1992-)，女，硕士研究生，从事油气田开发研究；E-mail: wangliya921@163.com。

杨钊(1978-)，男，博士，教授，从事油气田开发研究；E-mail: 9047579056@qq.com。

TE343

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.03.006

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn