古城油田稠油油藏二元复合驱提高采收率研究

佘文昌，孔柏岭

（1. 中国石化中原工程设计有限公司，河南郑州 450000；2. 中国石化河南油田分公司）

古城油田泌125区块Ⅴ2–5层为普通稠油油藏，油藏埋深590 m，油藏温度46 ℃，地下原油黏度平均652.7 mPa·s，水黏度0.57 mPa·s，水油流度比高达1 146。1987年该区块投入开发，经历了天然能量开发、井组蒸汽吞吐、水驱等阶段，目前已进入水驱开发中后期。由于地下原油黏度大、渗透率高（1.606μm2）、储层物性非均质严重，注入水快速指进，水驱窜流严重，水驱开发效果差。目前综合含水89.3%，采出程度14.04%，标定水驱采收率为18.54%。

从化学驱技术发展趋势看，化学驱技术可动用的油藏原油黏度小于100 mPa·s或200 mPa·s[1-2]。我国普通稠油资源储量丰富，对普通稠油油藏开展研究具有重要的理论意义和实际意义。古城油田泌125区块稠油油藏采用表面活性剂驱和聚合物驱提高采收率的难度很大，二元复合化学驱技术比单一的化学驱更具优势，可以大幅度改善古城油田泌125区块Ⅴ2–5层稠油油藏水驱开发效果[3–7]。

1 实验方法

1.1 实验试剂

聚合物：部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）MO4000，相对分子质量2 200万，水解度24%。

表面活性剂NPS–E：羧酸盐型表面活性剂。

配制水：古城B125块注入污水，总矿化度2 866 mg/L， NaHCO3水型。

原油：实验用原油是8口生产井脱水原油混合后，用5%煤油稀释，调成黏度为653 mPa·s的模拟油。

1.2 实验方法

（1）界面张力测量。聚合物、表面活性剂及表面活性剂/聚合物二元复合体系与原油间的界面张力，用美国TEMCO公司生产的510型旋转滴界面张力仪在50 ℃、4 500 r/mim条件下测量。

（2）黏度测量。聚合物、表面活性剂及表面活性剂/聚合物二元复合体系的黏度用美国生产的DV–ⅢBrookfield黏度计在50℃、零号转子6 r/mim条件下测量。

（3）物模驱油实验。人造长岩心：宽 3.5 cm、高3.5 cm、长度20 cm，孔隙体积81.16 cm3、渗透率1 500×10–3μm2。

（4）实验步骤：①B125块注入水饱和岩心；②实验温度50℃下，B125区块模拟原油驱水，获得束缚水饱和度20%左右，放置老化12 h；③实验温度50 ℃下，用B125区块注入水驱油至含水98%；④注入0.45 PV化学剂溶液后，继续水驱至含水98%。

2 化学驱油体系的性能评价

2.1 化学驱溶液的黏度与界面张力

经过评价，选择部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）MO4000作为驱剂，当聚合物溶液浓度为2 000 mg/L时，聚合物溶液的黏度大于80 mPa·s。筛选的表面活性剂样品有石油磺酸盐、烷基苯磺酸盐、羧酸盐、两性离子型表面活性剂产品，其中稠环芳烃羧酸盐NPS–E性能良好。表面活性剂NPS–E浓度1 000 mg/L时，界面张力5.23×10–2mN/m，浓度2 000 mg/L时界面张力达到1.59×10–2mN/m，浓度3 000mg/L时界面张力达到5.30×10–3mN/m。

2.2 二元复合驱油体系的性能评价

2.2.1 二元复合驱浓度对二元复合体系性能的影响

在较宽的聚合物与表面活性剂浓度范围内，MO4000/NPS–E二元复合体系界面张力达到 10–2mN/m级。MO4000浓度2 000 mg/L时，随着表面活性剂 NPS–E浓度增加，二元复合体系界面张力降低、黏度下降。NPS–E浓度 3 000 mg/L时，随着MO4000浓度增加，二元复合体系界面张力变化不大、黏度增加。2 000mg/L的 MO4000和 2000mg/L的NPS–E二元复合体系界面张力 2.70×10–2mN/m，黏度为81.1 mPa·s，与水驱相比界面张力下降3个数量级，黏度上升2个数量级，可以作为二元体系的基本配方。

表1 二元复合驱浓度对二元体系界面张力与黏度的影响

2.2.2 二元复合驱油体系的乳化性能

要使二元复合驱技术有效驱动 B125区块 653 mPa·s的原油，表面活性剂的乳化作用非常重要。原油乳化液的黏度可用Richarson公式表示：

式中μ为原油乳化液的黏度，mPa·s，μw为外相的黏度，mPa·s，Φ为内相在乳化液中所占的体积分数，k为常数。乳化液的黏度主要取决于外相的黏度，当B125区块653 mPa·s的原油形成水包油乳化液时，原油黏度大幅度降低，使难于流动的普通稠油易于流动。

二元体系/原油比与二元体系乳化液黏度的关系如图1所示，可以看出，随着原油组份增加，乳化液的黏度增大。显微镜观察表明，二元体系/原油比在9:1～5:5，乳化液黏度小于200 mPa·s，远远小于653 mPa·s的原油黏度，此时乳化液为水包油乳化液（O/W）。二元体系/原油比大于4∶6后，乳化液黏度快速增大，二元体系/原油比在4∶6～3∶7范围内为过渡期，水包油乳化液与油包水乳化液应同时共存，是O/W与W/O体系的转化点。

二元体系/原油比在 3∶7时，乳化液主要以油包水的形态存在（W/O）（图2）。如二元体系/原油比2∶8时，乳化液黏度779.1 mPa·s，大于653 mPa·s的原油黏度，此时的乳化液为油包水乳化液。NPS–E/MO4000二元体系在相当宽范围内都是水包油乳化液（O/W），水包油乳化液的存在，既可以降低原油黏度，又可以提高二元体系的黏度，非常有利于流度比改善[8–9]。

图1 乳化液中二元体系质量分数与乳化液黏度的关系

值得一提的是，B125区块产出液含水90%左右，考虑到二元复合驱含水大幅度下降，含水也很难低于50%。因此，在整个二元复合驱过程中，油藏中的乳化液都会以水包油乳化液的形式存在，其黏度远远小于653 mPa·s的原油黏度，流动性大大提高，有利于原油的采出。

2.2.3 二元复合体系的综合性能

对于地下原油黏度653 mPa·s的稠油油藏，二元复合驱与水驱相比，黏度从 0.57 mPa·s提高到81.1 mPa·s，界面张力从19.2 mN/m降低到2.70×10–2mN/m，流度比从1 146降低到8.1，毛管数增加1.01×105倍。当二元体系与原油形成乳化液后，流度比进一步降低到6.0，毛管数增加1.35×105倍（表2）。二元复合体系提高了稠油的流动能力、大幅度降低水油流度比、毛管数增加5个数量级，具备大幅度提高采收率的技术基础。

表2 二元复合驱的性能参数与水驱性能参数的比较

2.3 化学驱油体系的驱油实验

由不同化学驱油体系在不同模型中的驱油实验可以看出（表3），MO4000 / NPS–E二元复合体系提高采收率15.99%，提高采收率幅度高于聚合物驱（8.27%）和表面活性剂驱（6.36%）；二元复合体系改善流度比和提高驱油效率的协同作用发挥明显。对于层间非均质模型，二元复合体系段塞两端各加一个调剖段塞，提高采收率值可达24.10%。因此在现场应用时，应该将调剖段塞和复合体系结合使用，扩大波及体积、改善流度比与提高驱油效率共同作用，现场应用效果会更好。

表3 一元体系与二元体系驱油实验结果

3 结论与认识

（1）聚合物MO4000与表面活性剂NPS–E组成的二元复合体系可大幅度提高驱油体系的黏度，并大幅度降低界面张力，使毛管数增加5个数量级，具备提高采收率的技术条件，对原油黏度为 653 mPa·s的稠油油藏可以进行二元复合驱。

（2）二元复合体系提高采收率幅度大于单独的聚合物驱和表面活性剂驱，体现了聚合物改善流度比和表面活性剂提高驱油效率的协同作用。

（3）二元复合体系的乳化性能可以降低原油黏度、提高驱替液的黏度，能够大幅度提高普通稠油的流动性、进一步改善流度比。