大庆油田杏十二试验区活性水驱油体系优选研究

刘灏亮， 赵法军， 张新宇， 孙 铎， 安 毅

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

大庆油田杏十二试验区活性水驱油体系优选研究

刘灏亮， 赵法军， 张新宇， 孙 铎， 安 毅

(东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318)

针对大庆油田L区块产水率高的问题，在杏十二试验区开展活性水驱油体系研究。结合区块油藏条件，选取合适的表面活性剂，通过室内物理模拟实验对活性水驱油体系进行优选。结果表明，表面活性剂能有效降低油水界面张力，提高石油采收率，且随着活性水注入质量分数的增加，注入压力增大。在室内驱油实验中，当1#活性水质量分数超过0.08%时，采收率增长幅度明显变缓。最终结合实验结果与经济评价方法，筛选出适合杏十二试验区的驱油体系，即甜菜碱型表面活性剂与地层水以质量分数0.08%配成活性水，最优用量为0.25 PV。

驱油体系； 活性水； 室内实验； 提高采收率； 经济评价

随着国内大量油田进入开发中后期，采出液含水率大幅增加，注水开发方式已不能满足正常的生产要求。为进一步提高驱油效率，以提高最终石油采收率，可采用化学驱油技术，如碱水驱、表面活性剂驱、聚合物驱以及三元复合驱[1]。由于表面活性剂驱具有提高采收率幅度大、有效时间长、适应性强等优点，在现场得到了大规模应用，具有较大发展潜力[2-3]。活性水驱是将表面活性剂水溶液作为驱油剂的驱油方法，现场常将表面活性剂溶解于地层水中，配成活性水溶液注入储层进行驱油。活性水驱主要的增油机理有3个方面：一是溶剂稀释法，降低原油黏度，改善油水流度比；二是改变地层岩石表面润湿性，降低油水界面张力，减小毛细管阻力；三是通过乳化携带作用，以降低原油在多孔介质中的流动阻力。由于表面活性剂成本偏高，因此大量研究也集中在表面活性剂优选方面，以选取经济高效的表面活性剂[4-7]。经过数十年研究，已有多种类型表面活性剂投入到实际的矿场应用中，如石油磺酸盐驱油体系[8-9]、甜菜碱型表面活性剂驱油体系[10]、二元复配驱油体系等[11]，并取得了理想效果。

针对大庆油田L区块产水率偏高问题，在杏十二试验区开展活性水驱油体系研究。试验区油藏类型为构造油藏，储层岩性为硬质长石砂岩，以细砂岩为主，含有少量的中粒砂岩以及粉砂岩，粒度中值0.17 mm。胶结物以泥质为主，胶结类型为孔隙-接触式，其粒间孔隙为主要孔隙形式，有效孔隙度0.26，平均渗透率为31.54 mD。储层原始含油饱和度为74.5%，油层润湿性为弱亲油，油层温度为45 ℃，原始地层压力11.14 MPa。地层水总矿化度8 172 mg/L，氯离子质量浓度2 455 mg/L，水型为NaHCO3型。

本文在对杏十二试验区剩余油分布特征进行研究的基础上，与室内物理模拟实验相结合，用该区块地层水与表面活性剂配制活性水，在模拟该区块油藏条件下，测定活性水界面张力，通过不同质量分数、注入量下的活性水岩心驱油实验对驱油效果进行评价，优选表面活性剂的类型、质量分数及注入量，并通过计算和经济评价[12-13]，最终筛选出适用于该区块的活性水注入体系，为下一步试验区矿场试验提供理论依据，更好地指导矿场试验的实施。

1 实验部分

1.1 实验材料与设备

实验用水取自该区块的地层水，使用前经0.2 μm微孔过滤，除去固体杂质。所用原油取自该区块，使用前用电脱水仪进行脱水。

活性水由该区块地层水配成，1#活性水的主要组分为非离子+阴离子型表面活性剂，甜菜碱型；2#活性水的主要组分为阳离子改性季铵盐型表面活性剂，石油磺酸盐型，所用表面活性剂均由大庆油田采油厂提供。

主要实验设备：Texas-500型旋滴界面张力仪(美国科诺工业有限公司)，ISCO泵(美国Teledyne分析仪表公司)，压力传感器、标准数字压力表(浙江杭州富阳华仪仪表有限公司)，真空泵(浙江黄岩天龙真空泵厂)，恒温箱(江苏南通市中京机械有限公司)，磁力搅拌器(中国江苏省金坛市友联仪器研究所)。

实验选用渗透率为30 mD的人造岩心开展不同质量分数活性水驱油效果评价，岩心由东北石油大学石油工程学院提供。

1.2 实验方法

1.2.1 活性水界面张力测试 以质量分数0.05%、0.08%、0.10%及0.20%配制1#活性水和2#活性水。模拟该区块地层温度45 ℃，利用Texas-500型悬滴界面张力仪对活性水界面张力进行测试，观察在不同质量分数下不同类型活性水的界面张力大小，对活性水类型进行优选。该型悬滴界面张力仪工作原理是通过旋转使液滴处于一定的离心场中，液滴的形状由旋转速度和两液体之间的界面张力决定，调整转速可以改变液滴的平衡形状以便于以一定的角速度自转，在离心力、重力及界面张力的作用下，低密度的液滴在高密度的液体中形成一长椭球形或圆柱形液滴。当液滴的长宽比大于4时，可利用公式(1)计算界面张力：

(1)

式中，δ为界面张力，mN/m；Δy为油滴宽度差值，cm；T为旋滴仪转速周期，1/s；0.164 3为油水相密度差，g/cm3；0.561 5为仪器常数。

1.2.2 不同质量分数活性水驱油效果评价 依据界面张力测试实验结果，优选出1#活性水溶液进行驱油效果评价。在温度45 ℃、环压11.2 MPa条件下，分别将质量分数为0.05%、0.08%、0.10%、0.20%的1#活性水注入饱和油后的人造岩心，考察不同质量分数活性水对岩心驱油效果影响。实验步骤如下：

(1)将岩心饱和水后装入岩心夹持器内，恒温至地层温度45 ℃，加环压模拟地层压力。

(2)向岩心内注入原油，进行油驱水，直至出口端没有水出现为止，并结合已知岩心参数，计算含油饱和度。

(3)在恒速下注入水，进行水驱油实验，直至驱到出口端没有油出现为止。在此过程中，记录产水量、产液量及压力、注入时间，计算残余油饱和度。

(4)以2 mL/min的速率向岩心注入活性水，每隔5 min记录一次产液量、产水量及压力，当原油体积读数小于0.2 mL时，停注，计算活性水采收率。

2 结果与讨论

2.1 界面张力分析

图1为1#和2#活性水界面张力动态曲线。由图1(a)可知，随着测量时间增加，活性水的界面张力逐渐降低，当测量时间超过40 min后，不同质量分数活性水溶液界面张力都达到超低界面张力，当活性水质量分数为0.05%时，活性水溶液界面张力为4.182×10-4mN/m，而当活性水质量分数为0.25%时，活性水溶液界面张力为5.710×10-4mN/m。而对于图1(b)中2#活性水溶液，随着测量时间和活性水质量分数的增加，活性水溶液界面张力均未达到超低界面张力水平。故优选1#活性水进行接下来的驱油实验。

(a) 1#活性水

(b) 2#活性水图1 1#和2#活性水界面张力动态曲线

2.2 活性水驱油实验效果评价

图2为1#活性水注入量与采收率关系曲线。由图2可知，随着活性水质量分数增加，活性水采收率逐渐增加。当活性水质量分数依次为0.05%、0.08%、0.10%、0.20%，最终采收率分别提高8.2%、11.5%、11.7%、11.8%。

图2 1#活性水注入量与采收率关系曲线

图3为1#活性水采收率提高幅度曲线。由图3可知，随着活性水质量分数增加，活性水驱油采收率提高幅度逐渐增加。然而，随着活性水质量分数达到0.08%，活性水驱最终采收率提高幅度开始变缓，不能明显改善活性水驱采收率。因此，选取0.08%为该活性水驱油体系最优质量分数。

图3 1#活性水采收率提高幅度曲线

图4为1#活性水驱注入压力变化曲线。由图4可知，随着活性水质量分数的增加，注入压力也随之增加，相应的岩心采收率也提高，主要是因为活性水在岩石孔隙中的波及体积扩大，使活性水与残余油进一步接触，将残留在孔隙中的原油驱替出来，提高洗油效率，进而提高石油采收率。随着活性水质量分数的增加，更多活性水进入残余油所在孔隙并与之接触，驱替阻力增加，故注入端压力增大。

图4 1#活性水驱注入压力变化曲线

2.3 活性水注入量的优化

尽管大量注入活性水会持续提高石油采收率，但表面活性剂使用成本较高，随着注入量的增加，采收率提高幅度明显变缓，经济收益降低，因此需要结合经济评价的方法，对活性水注入量进行优选，在提高采收率的同时，使经济效益达到最大化。

选定质量分数为0.08%的1#活性水，根据注入量与采收率的关系，结合当前国际油价，对不同注入量的活性水经济效益进行对比分析，结果见表1。对不同方案经济效益的计算结果表明，当注入量为0.25 PV时，投入产出比最高，经济效益最大。

表1 不同注入量下1#活性水经济效益对比

3 结 论

(1)活性水能有效降低油水界面张力，减小毛细管阻力，将残留在岩石孔隙中的石油驱替出来，提高石油采收率。

(2)在活性水驱油实验中，随着活性水质量分数增加，注入压力增大。这是因为随着活性水在岩石孔隙中波及体积不断扩大，活性水与残余油发生接触，将残余油洗下并从采出端产出。随着活性水质量分数的增加，更多活性水进入残余油所在孔隙并与之接触，驱替阻力增加，故注入端压力增大。

(3)结合试验区块储层条件，开展活性水界面张力测试实验以及不同质量分数下活性水室内模拟驱油实验，并对活性水注入量进行经济效益评价，最终筛选出适合杏十二试验区的驱油驱体系为1#活性水，质量分数为0.08%，注入量为0.25 PV。

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(编辑 宋官龙)

Optimization of Activated Water Driving System for Xing-12 Test Block in Daqing Oilfield

Liu Haoliang， Zhao Fajun， Zhang Xinyu， Sun Duo， An Yi

(SchoolofPetroleumEngineering，NortheastPetroleumUniversity，DaqingHeilongjiang163318，China)

In view of excessive water yield of L block in Daqing oilfield, studies of activated water driving system were conduct in Xing-12 test block. Combined with block reservoir condition, suitable surfactants were selected, and optimization of driving system for activated water was carried out by the result of laboratory physical simulation experiment. It can be found that oil/water interfacial tension effectively decreased and oil recovery was enhanced with addition of surfactant. And injection pressure also rises up with increase of concentration of surfactant. In the laboratory oil driving experiment, the growth range of recovery ratio tended to slow down when the mass fraction of 1#activated water exceeded to 0.08%. Eventually the paper combines with experiment results and methods of economic assessment, the oil driving system suitable for Xing-12 test block is screened out. That is the mass fraction 0.08% activated water prepared with betaine type surfactant and formation water, and optimal dosage is 0.25 PV.

Driving system; Activated water; Laboratory experiment; Enhanced oil recovery(EOR); Economic assessment

1672-6952(2017)02-0042-03

2016-12-06

2016-12-27

“十三五”油气国家重大专项“稠油火驱提高采收率技术”(2016ZX05055006-003)、“稠油多介质蒸汽驱技术研究与应用”(2016ZX05012-001)；黑龙江省自然科学基金项目“火烧油层供氢催化裂解改质稠油内在反应机理研究”(E2015036)。

刘灏亮(1993-)，男，硕士研究生，从事提高采收率理论与技术研究；E-mail：2272508184@qq.com。

赵法军(1974-)，男，博士，副教授，从事提高采收率理论与技术研究；E-mail：fajzhao@163.com。

TE 357

A

10.3969/j.issn.1672-6952.2017.02.009

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn