Ca2+和Mg2+对聚/表二元体系性能影响研究——以大港孔南高盐高温高凝油藏为例

苏　鑫， 卢祥国， 曹伟佳， 杨怀军， 张　杰

(1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油大港油田公司 采油工艺研究院，天津 300280)



Ca2+和Mg2+对聚/表二元体系性能影响研究
——以大港孔南高盐高温高凝油藏为例

苏鑫1， 卢祥国1， 曹伟佳1， 杨怀军2， 张杰2

(1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.中国石油大港油田公司 采油工艺研究院，天津 300280)

近年来，随着石油消费量增加和新增探明储量减少，石油公司开始重视非常规油藏开发工作。大港油田孔南地区属于高温高盐高凝油藏。为提高无碱聚/表二元复合驱增油降水效果，以大港孔南地区储层地质和流体为模拟对象，开展了溶剂水处理方式对聚/表二元体系性能影响研究。结果表明，消除注入水中Ca2+和Mg2+可以增加疏水缔合聚合物缔合程度，增大聚合物溶液和聚/表二元体系黏度和滞留量，进而增强液流转向效果。在疏水缔合聚合物溶液中加入成垢剂后，不仅可以消除钙镁离子，而且还能够形成微小垢颗粒，它们由聚合物溶液携带集中进入岩石孔隙，进一步增强了疏水缔合聚合物溶液和聚/表二元体系液流转向能力。与注入水和除垢水相比，含垢水配制聚/表二元体系液流转向能力较强，采收率增幅较大。

高盐高凝油藏；聚/表二元体系；水处理方法；性能特征；实验评价

随着国内老油田含水逐渐升高，“稳油控水”任务日趋艰巨。聚合物驱油技术以其设备投入少、注入工艺简单和采收率增幅较大等特点而受到广泛重视，已经成为大庆、胜利和渤海等油田持续高产稳产的主要技术措施[1-3]。与聚合物驱相比较，强碱或弱碱三元复合驱采收率增幅较大，但碱引起结垢和采出液乳化等问题制约了该项技术应用范围和规模。近年来，无碱聚/表二元复合驱油技术开始受到重视，已在大港、辽河、吉林、新疆和长庆等油田进行了矿场试验[4-7]，收到了明显增油降水效果。大港油田孔南地区属于高温高盐高凝油藏，溶剂水中Ca2+和Mg2+含量高，对聚/表二元体系性能造成不利影响。为提高无碱聚/表二元复合驱增油降水效果，本研究以大港油田孔南地区油藏条件为研究平台，开展了注入水处理方式对聚/表二元复合体系性能影响实验研究和机理分析，这对改进聚/表二元复合驱增油效果具有重要参考价值。

1　实验部分

1.1实验材料

聚合物为疏水缔合聚合物AP-P7，由中国石油大港油田采油工艺研究院提供，有效质量分数为90%。表面活性剂为官109PS985，由大港油田采油工艺研究院提供，有效质量分数为40%。

实验用油为模拟油，由大港孔南地区储层原油与煤油混合而成，油藏温度条件下黏度为50 mPa·s。实验用水为大港孔南地区注入水，水质分析结果见表1。

表1　水质分析结果

向注入水中加入软化剂并搅拌，将水中生成微颗粒类物质过滤，得到“软化水”(或“除垢水”)。将聚合物干粉与软化剂一块分散到注入水中搅拌2 h，此过程中生成垢微颗粒就会均匀分散在聚合物溶液内，得到“含垢水”。

渗流特性实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造柱状岩心[8-9]，几何尺寸:Φ2.5 cm×10 cm，渗透率Kg= 100×10-3、300×10-3、600×10-3、3 500×10-3μm2。传输运移实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结均质长岩心Kg=2 000×10-3μm2，外观几何尺寸：长×宽×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm。驱替实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造非均质岩心，外观几何尺寸：长×宽×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm。岩心包括高中低三个渗透层，各小层厚度为1.5 cm。岩心渗透率参数设计见表2。

表2　渗透率参数设计

1.2仪器设备

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试驱油剂(聚合物溶液和聚/表二元体系)视黏度，分别使用“0”号转子(0～100 mPa·s)，转速为6 r/min；“1”号转子(100～200 mPa·s)，转速为30 r/min；“2”号转子(200～1 000 mPa·s)，转速为30 r/min，测试温度55 ℃。

采用驱替实验装置测试驱油剂传输运移能力、渗流特性(阻力系数、残余阻力系数和注入压力与PV数关系)及增油效果(注入压力、含水率、采收率与PV数关系)，实验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55 ℃恒温箱内。

实验过程注液流量为0.8 mL/min，压力数据记录时间间隔为30 min。

1.3方案设计

1.3.1溶剂水处理方式对聚合物溶液和聚/表二元体系增黏性的影响采用注入水和软化水配制质量浓度为1 000、2 000、3 000 mg/L和4 000 mg/L聚合物溶液和聚/表二元体系(Cs=0.2%)，测量其增黏性。

1.3.2溶剂水处理方式对聚合物溶液和聚/表二元体系渗流特性的影响在岩心渗透率Kg=3 500×10-3μm2条件下，考察水处理方式(注入水、含垢软化水和除垢软化水)对驱油剂(聚合物溶液Cp=0.2%和聚/表二元体系Cp=0.2%，Cs=0.2%)渗流特性的影响。

1.3.3溶剂水处理方式对聚合物溶液传输运移能力的影响方案1-1至方案1-3：采用3种溶剂水(注入水、含垢水、除垢水)配制聚合物溶液(Cp=0.2%)，将其注入岩心，在人造均质岩心(Kw=2 000×10-3μm2)入口端，距入口1/3和2/3处分别设置3个测压点。实验时聚合物溶液从模型一端注入(1.0 PV)，另一端流出，定期记录入口和各点压力。通过考察岩心前部区域压差(测压点1与测压点2的压力差)、中部区域压差(测压点2与测压点3的压力差)和后部区域压差及其变化规律，借以评价聚合物溶液在多孔介质内传输运移能力。

1.3.4溶剂水处理方式对聚/表二元体系增油效果的影响方案2-1至方案2-3(实验用水分别为注入水、含垢水、除垢水)：水驱至含水率98%+0.6 PV聚/表二元体系(Cp=0.2%，Cs=0.2%)+后续水驱至含水率98%。

2　结果分析

2.1成垢剂加药量计算

氢氧化钠-碳酸钠法：

(1)

Mg2++2NaOH=Mg(OH)2↓+2Na+

(2)

Ca2++Na2CO3=CaCO3↓+2Na+

(3)

2.2溶剂水处理方式对聚/表二元体系增黏性影响

采用注入水和软化水配制聚合物溶液和聚/表二元体系，其中表面活性剂质量分数为0.2%，聚合物质量分数为0.1%、0.2%、0.3%和0.4%，其黏度测试结果见表3和表4。

表3　聚合物溶液黏度测试结果

从表3和表4中可以看出，在水型相同条件下，随聚合物质量分数增加，疏水缔合聚合物溶液和聚/表二元体系黏度增加。当聚合物质量分数达到0.2%时，黏度增幅急剧增大，表明疏水缔合聚合物临界缔合质量分数介于0.1%和0.2%。在聚合物浓度相同条件下，与注入水相比较，软化水配制聚合物溶液和聚/表二元体系黏度较高，表明除垢剂去除了水中钙镁离子，而钙镁离子将对聚合物分子链上负离子之间静电排斥起到屏蔽作用，导致聚合物分子线团卷曲[10]，黏度降低。

表4　聚/表二元体系黏度测试结果

2.3溶剂水处理方式对聚/表二元体系渗流特性的影响

3种溶剂水配制聚合物溶液和聚/表二元体系(Cp=0.2%)渗流特性实验结果见表5，实验过程中注入压力与PV数关系见图1。

表5　阻力系数和残余阻力系数

注：含垢水是指将成垢剂与聚合物干粉同时加入注入水中，垢颗粒会悬浮在聚合物溶液中。除垢水是将成垢剂先加入注入水中，用将垢颗粒过滤清除后的水配制聚合物溶液。

从表5和图1可以看出，溶剂水类型对聚合物溶液和聚/表二元体系渗流特性存在影响。在3种溶剂水中，含垢水配制聚合物溶液和聚/表二元体系阻力系数和残余阻力系数较大，注入压力较高，其次为除垢水，再次为注入水。与除垢水相比较，尽管含垢水配制驱油剂黏度较低，但由于其中含有微小垢颗粒(见表6)，这些垢颗粒由聚合物携带进入岩心孔道，并在其中发生滞留，起到封堵大孔道作用[11]。因此，含垢水配制驱油剂阻力系数和残余阻力系数较大，液流转向效果好。

图1　注入压力与PV数关系

表6　垢颗粒粒径测试

2.4溶剂水处理方式对聚合物传输运移能力的影响

采用3种溶剂水配制聚合物溶液(Cp=0.2%)，将其注入岩心(Kg=2 000×10-3μm2)测试其传输运移能力。实验过程中岩心各部分压差测试结果见表7。

表7　压差实验数据

注：Δp1为岩心前部压差，Δp2为岩心中部压差，Δp3为岩心后部压差。

从表7可看出，聚合物溶液配制方式对其在多孔介质内传输运移能力存在影响。在聚合物注入过程中，“方案1-2” Δp1/Δp3值最大，其次为“方案1-1”，“方案1-3”最小。在后续水驱阶段，各个方案岩心内各部分压差分布具有类似规律，这再次说明了含垢水中的微小垢颗粒能够进入岩心孔道并发生滞留，起到一定的封堵作用。除此之外，“方案1-2”Δp1值远高于方案“方案1-1”和“方案1-3”，而Δp2值却相差不多。由此可以看出，微小垢颗粒大部分都滞留在近井地带，对近井地带的封堵作用较强。

2.5溶剂水处理方式对聚/表二元体系渗流特性的影响

溶剂水处理方式对聚/表二元体系(Cp=0.1%，Cs=0.2%)驱油效果影响实验结果见表8。

表8　采收率实验数据

从表8中可以看出，在3种溶剂水配制聚/表二元体系中，含垢水的增油效果最好，其次为软化水，再其次为注入水。分析表明，与注入水相比较，软化水去除了水中钙镁离子，降低了二价阳离子对聚合物分子链抑制作用，有利于聚合物分子伸展和缔合，因而聚/表二元体系黏度较高，流度控制能力较强，扩大波及体积效果较好。而含垢水不但有利于聚合物分子伸展和缔合，其中还含有微米级固体颗粒，它们随聚合物溶液进入岩心孔隙，并在其中发生滞留，可以起到封堵大孔道和改善液流转向效果作用(见图2)，因而采收率增幅最大。

图2　注入压力、含水率和采收率与PV数关系

3　结论

(1) 消除注入水中钙镁离子可以增加疏水缔合聚合物缔合程度，增加聚合物溶液及聚/表二元体系黏度和滞留量，进而增大渗流阻力和液流转向能力。

(2) 在疏水缔合聚合物溶液中加入除垢剂，这不仅可以消除钙镁离子，而且还能够形成微小垢颗粒，这些颗粒由聚合物溶液携带集中进入近井地带的岩石孔隙，进一步改善疏水缔合聚合物溶液和聚/表二元体系液流转向能力。

(3) 与注入水和除垢水相比，含垢水配置的聚/表二元体系的波及体积较大，采收率增幅较高，增油效果较好。

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(编辑闫玉玲)

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

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-10-26

2015-12-20

中国石油大港油田“孔南地区高凝高粘油藏化学复合驱最佳流度界定实验研究”基金资助(DGYT-2014-JS-306)。

苏鑫(1991-)，男，硕士研究生，从事提高采收率技术研究；E-mail：suxin14@126.com。

卢祥国(1960-)，男，博士，教授，博士生导师，主要从事提高采收率原理与技术相关研究；E-mail：luxiangg2003@aliyun.com。

TE34

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