复杂断块油藏高含水期化学剂强化CO2复合驱提高采收率技术

蒋永平

中国石化华东油气分公司泰州采油厂

洲城油田自1992年12月投入开发以来先后经历天然能量开发、注水稳产、一次加密调整及产量递减4个开发阶段。由于频繁地调层生产，使地下油水关系变得十分复杂，剩/残余油的有效开发成为油田深度开发阶段核心问题。国内外众多学者对复杂断块三角洲相储层剩余油及残余油形成机理、分布规律及主控因素做了卓有成效的研究，由于储层平面及层间（内）非均质性，注入工作剂绕流区，剩余油呈现出“普遍发育、局部富集”的分布态势；注入工作剂波及区内，由于毛管力效应及配位数等微观孔隙结构特征的影响，孔隙内残余油呈现油膜、闭锁或孤滴状赋存，研究区含水率已高达92%，采出程度达36.9%，但仍有大量的原油残留地下，因此亟需研发新的适合具有典型“小、碎、薄”等［1-3］特点的洲城高渗一般稠油油藏［4-5］开采措施，实现该类油藏剩余油的有效开发。

在归纳总结整装油藏深度开发阶段提高采收率技术动态及发展趋势基础上，针对洲城油田复杂断块地质特征及开采状况，开展了化学剂强化CO2复合驱提高采收率技术体系先导实验，获得了较好的增产效果。通过系统室内2C复合驱油体系驱替物理实验及数值模拟，分析实验结果，研究其增油机理，优化注采方式及相应参数，为该技术的完善及在苏北油田同类区块进一步推广与应用提供理论基础。

1 高含水油藏2C复合驱提高采收率机理

中高渗一般稠油油藏单纯注CO2或化学法提高采收率的作用机理及配套工艺技术较为成熟，已在国内外众多区块推广应用，并取得较显著增油效果。化学剂强化CO2复合驱提高采收率技术是以CO2超覆增能为基础，通过CO2扩散携带洗油剂至正韵律油层顶部，充分利用洗油剂的界面特性改变原油性能或储层物性，提高CO2波及系数和驱油效率，改善CO2驱采开发效果，达到大幅度提高采收率的目标。

相对于CO2或洗油剂单一注入介质，研发的CO2辅助降黏剂具有以下技术优势：通过伴注洗油剂，可降低油水界面张力，提高洗油效率；同时，降低原油黏度，改善流动性；加入驱油剂以改善油层岩石的润湿性及界面张力，降低残余油饱和度。洗油剂分子进入胶质、沥青质片状分子之间，使稠油中的超分子结构由较高层次向较低层次转化，从而降低原油黏度，减小原油流动阻力，从而取得更好的驱油效果。

低油水界面张力洗油剂主要成分是两性表面活性剂，具有较强降低油水界面张力的作用。注入储层的CO2，不但能起到原油体积膨胀增能作用、溶解降黏作用、改善储层渗透性及横向驱油的效果，同时，通过CO2与洗油剂的混注，可减少洗油剂在近井带岩石颗粒表面的吸附，将更多残余油置于洗油剂波及范围之内，显著提高单纯注入洗油剂时的波及体积，特别是超覆作用下，CO2将洗油剂携带至正韵律砂体的高部位，对顶部剩余油实现有效波及，改善纵向波及的同时提高微观驱油效率，从而实现驱油效率与波及系数的双重目标。

2 实验研究

2.1 实验仪器与材料

仪器：岩心驱替实验装置（岩心夹持器，中间容器以及恒温箱），平流泵，磁力搅拌器，Texa-500界面张力仪，Wzs-1型阿贝折光仪，石油密度计，KTS-822电脱水仪，天平、自组装手套箱物理模拟实验装置。

材料：实验选取洲城18井原油，地面脱气原油黏度约为50 mPa·s；矿场用洗油剂；水样为井口产出液中分离地层水；实验采用人造长岩心，岩心长30 cm，截面积4.91 cm2；纯度为99.99%的CO2和N2气。

2.2 实验内容与方法

评价矿场用洗油剂洗油率、耐温、耐盐性能；用蒸馏水配置质量分数为1%的洗油剂溶液，在手套箱中抽去空气，调节手套箱内通入的N2和CO2比例，将洗油剂溶液和原油放置于手套箱中饱和12 h，然后测定油/地层水体系、油/水/洗油剂溶液体系、油/水/不同CO2浓度饱和洗油剂溶液体系下界面张力，测试过程中，将洗油剂溶液注入样品测试管中，再注入内相油滴，旋紧测试管压帽，调节转速为5000 r/min，按一定的时间间隔测量油滴直径和长度，计算得到界面张力随时间的变化曲线；最后，应用岩心驱替装置，以水驱油作为基础对比方案，设计水驱转CO2气驱、洗油剂驱以及洗油剂、CO2交替驱替实验，实验温度为60 ℃。实验设计和长岩心物性参数见表1。

3 结果与讨论

3.1 洗油剂性能评价

厂家送检的样品洗油剂为水溶性液体，1%的洗油剂即可大幅度降低油水界面张力，高温（80 ℃）及矿化度较高的地层水对洗油剂的界面张力影响较小，可以忽略不计。实验室内用磁力搅拌器低速搅拌2 h样品完全分散，无沉淀、分层、乳化现象。分别用0.3%和1%的洗油剂浸泡油砂，未加洗油剂时，上层液体澄清透明，加入洗油剂后，油砂中原油逐渐进入上层水相中，则说明该洗油剂具有较好的洗油能力。用石油醚萃取剩余油砂中原油后，观察洗油剂的洗油效果，如表2所示。

表1 岩心驱替实验方案及物性参数表Table 1 Core displacement test plan and physical parameter

表2 洲18井原油洗油能力评价Table 2 Oil washing agent Zhoucheng 18 well crude oil thin oil capacity evaluation

评价结果表明，随着洗油剂质量分数增加，洗油率增大。这是由于洗油剂中的表面活性剂通过亲水、亲油基团的作用，使溶液形成了稳定的O/W体系，降低了界面张力和原油黏度，更容易将油膜从颗粒表面剥离。以萃取后的石油醚为样品，根据描述吸光度与吸光物质浓度关系的朗伯–比尔定律，通过观察紫外分光光度计上的吸光度来测量其含油量，当洗油剂质量分数从0.3%增加到1%时，吸光度从0.425降到0.295。

3.2 洗油剂降低界面张力性能评价

由黏附功公式可知，油水界面张力越低，驱油体系从岩石表面剥离油滴的能力越强［6］，根据界面张力和剩余油饱和度的关系，当界面张力小于0.01 mN/m时，波及区域的残余油饱和度可大幅度降低。因此，洗油剂/CO2/油水复合体系界面张力大小及变化规律是揭示2C驱油技术提高采收率机理的关键问题。

测定油/地层水体系、油/水/洗油剂溶液体系、油/水/CO2饱和后洗油剂溶液体系3种溶液体系界面张力，图1为不同质量分数CO2饱和1%洗油剂溶液后界面张力值。

图1 CO2饱和1%洗油剂后体系内油水间界面张力Fig. 1 Interfacial tension between oil and water in CO2 saturated 1% oil wash

测试结果表明，加入洗油剂能够极大地降低油水间界面张力；pH值的降低同样能够降低油水间界面张力。由于加入洗油剂后，表面活性物质的分子能够定向地排列于油水两相之间的界面层中，使界面的不饱和力场得到补偿，从而使界面张力降低。CO2饱和后，能够在一定程度上降低表面活性剂的pH值，当pH值降低后，会改变表面活性剂物质的状态，使界面张力降低。由此可见，洗油剂与CO2的协同作用，相对于单一注入介质使油水界面张力降低幅度更大，进一步提高微观驱油效率。

3.3 注入方式实验评价

根据洲城油田开发方式，驱油物理模拟在60 ℃恒温条件下实验岩心驱替实验装置上进行，共开展4组驱替实验，实验结果见图2～图5。

图2 水驱油实验结果曲线Fig. 2 Curve of water flooding test results

图3 水驱后转洗油剂驱实验结果曲线Fig. 3 Curve of experimental results of water-flushing agent after waterflood

图4 水驱后转CO2驱实验结果曲线Fig.4 Curve of experimental results of CO2 flooding after waterflood

图5 水驱后洗油剂/CO2交替驱曲线Fig. 5 Curve of alternating water displacement after water flooding/CO2

由图2可知，水驱油过程中在注入0.298 PV时，出口端见水，无水采收率为38.26%；见水突破后，含水率上升很快，最终保持稳定。随着注水量的增加，注入压力不断上升，在见水后一段时间内达到最大；此后开始逐渐降低，并趋于稳定。水驱结束时，最终采收率为53.68%。

由图3可知，水驱过程中含水率不断上升；转注洗油剂后，含水率降低至85.18%，随后又逐渐上升。同时，使用洗油剂驱后，在乳化作用下，使原油由W/O型转变成O/W型乳状液，降低了原油黏度和驱油阻力，由水驱的53.68%增至61.33%，从而提高了原油采收率率。

由图4可知，水驱结束转注CO2气驱，由于CO2极易溶于原油，降低了原油黏度和油水界面张力；CO2溶于原油后，会使原油的体积发生膨胀；原油中的CO2在温度升高后会部分游离汽化，产生部分能量，促进驱油，采收率由水驱的53%提升至65.76%。

由图5可知，采用了洗油剂/CO2交替驱后，注入压力高于水驱和CO2驱的注入压力，含水率上升的速度比较慢，采收率达到了73.67%，表明洗油剂/CO2段塞注入效果最好。由于洗油剂/CO2交替驱的过程中，经过多次的交替驱后，扩大了液相和气相的波及范围，提高了驱替压力。随着交替驱的进行，岩心孔隙中含水饱和度逐渐增加，注入水开始占据大孔道，在孔隙中部形成连续相，气相则以更小的气泡形式渗流。油以油膜形式聚集在气的周围，水驱气的同时，也将油采出，从而提高了最终采收率。

评价结果表明，4种驱替方案中，水驱采出率最低，为53.68%；洗油剂驱优于水驱，采出率为61.33%；CO2驱的采出率为65.76%；洗油剂/CO2交替驱的采出率最高，达到了73.67%。其他指标对比表明，水驱的注入压力较高，含水率上升较快；CO2驱的注入压力最低；降黏剂/CO2交替驱的注入压力最高，高于水驱和CO2驱的注入压力，含水率上升较慢。根据室内实验结果，建议生产中采用降粘剂/CO2段塞注入方式有利于充分利用CO2超覆作用扩大洗油剂波及范围，提高最终采收率。

4 矿场应用

洲城油田洲Ⅳ断块1992年底投入开发，主要含油层系为垛一段底块砂岩，纵向上划分为9层，主力含油小层为2、6层，属于底水能量充足，中高渗高采出程度一般稠油油藏（原油黏度26.83 mPa·s）。为了进一步明确2C驱油体系驱油效果影响因素。建立洲18井组实际地质模型，应用正交实验方法设计连续注入、段塞注入，并考虑CO2注入速度、洗油剂注入速度、洗油剂浓度3种因素的组合注入方案，洲18井组2C驱油提高采收率技术最优推荐注采参数为：CO2与洗油剂3次段塞注入、CO2/洗油剂总量配比为2∶1，二氧化碳注入速度为100 t/d，洗油剂注入速度为100 t/d、质量分数为1%。极差分析表明，CO2/洗油剂总量配比对开发效果影响最大，其次为注入段塞数，最后洗油剂浓度。基于室内及数值模拟参数优化认识，对洲城油田一注一采井组矿场试验表明，注入CO2和洗油剂，含水率由措施前的99%降到措施后的41%；日产油1.03 m3，措施后提高到10.03 m3，效果显著。井组日产油由1 t增至6 t，含水从98%降至65%～80%，取得显著增油降水效果。理论研究及矿场实践表明，2C驱油技术是复杂断块油藏深度开发阶段改善开发效果、挖潜剩余油有效手段，对同类型“三高”油藏开发具有积极意义及推广应用价值。

5 结论

（1）洗油剂具有较好的耐温性、耐盐性，可以大幅降低油水界面张力；随着洗油剂溶液的质量分数增加，洗油率增加，洗油剂洲城油田一般稠油表现出较好的洗油性能，当洗油剂质量分数为1%时，洗油率达到了90.64%。

（2）通过对洗油剂对油水间界面张力的影响，在微观上研究了洗油剂的洗油能力以及其对稠油的驱替机理。洗油剂能够极大地降低油水间界面张力，能够很好地改善稠油的驱替效果，同时，pH值对于油水间界面张力具有一定的影响。

（3）高含水油藏水驱结束后转洗油剂、CO2驱和洗油剂/CO2交替驱均取得较好的提高采收率效果，三者提高幅度分别达到7.65%、12.1%和20.0%，其中，洗油剂/CO2交替驱大于CO2或洗油剂单独驱替效果，表明2C复合驱油体系洗油剂与CO2的协同作用可以更好地提高采收率。

（4）数值模拟及极差分析结果表明，洲18井组2C驱油提高采收率技术最优推荐注采参数为CO2与洗油剂三次段塞注入、CO2/洗油剂总量配比为2∶1，二氧化碳注入速度为100 t/d，洗油剂注入速度为100 t/d、质量分数为1%，其中，CO2/洗油剂总量配比对开发效果影响最大，其次为注入段塞数，最后为洗油剂质量分数。洲18井区一注一采矿场先导试验表明，针对类似洲城油田正韵律中高渗油田，化学剂和CO2交替驱替可以达到较好的稳油控水效果。