侯力嘉

（辽河油田公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010）

二元复合驱提高普通稠油采收率室内试验研究

侯力嘉

（辽河油田公司 勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010）

二元复合驱现已成为三次采油技术研究的新方向，由于普通稠油粘度高，二元复合驱研究较少。本文辽河油田普通稠油油藏H1块为研究对象，在室内开展了二元复合驱提高采收率研究。首先，通过对聚合物理化指标检测，筛选出了适合该区块聚合物P2500；然后通过对四种表活剂界面性能进行评价，筛选出了两种表活剂W1、L2。为了确定地下最佳工作粘度，开展了不同油水粘度比的增油效果物模评价，确定了最佳粘度比为1.5。最后结合聚合物粘-浓曲线,确定二元复合体系配方为：0.18%P2500+0.20%L2。室内驱油实验表明：驱油效率比水驱提高27.36%，具有良好的增油效果。

二元复合驱；普通稠油；油水粘度比；驱油效率

辽河油田稠油资源占有较大比例，普通稠油（油层温度下粘度大于50mPa·s）开采通常以常规注水开发为主。随着开发不断深入，已进入特高含水开发阶段，为满足矿场实际需求，亟需转换开发方式。目前二元复合驱油技术已成为三次采油技术研究的新方向[1-4]。二元复合驱既具有扩大波及体积、又降低油水界面张力的优点，同时因为无碱对地层伤害较小，不会造成井筒严重结垢。但是二元驱难点在于因为没有碱的协同作用，配方的筛选困难，特别是表活剂的筛选，同时，由于普通稠油油藏粘度较高，配方粘度设计也是难点。通过对辽河油田稠油主力区块油藏地质特征和油水性质分析，选择典型普通稠油区块H1作为研究对象，开展二元复合驱提高普通稠油采收率室内试验研究。

该区块位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带南端，是该油田主力的断块。该块物性较好，为高孔高渗透层，平均孔隙度为29.1%，平均渗透率为633×10-3μm2，属于中-强非均质性储层。该区块目前日产油335t·d-1，综合含水85.0%，采出程度38.4%。由于长期水驱开发，该块储层非均质性加剧，开发矛盾突出，继续依靠注水开发难以大幅度提高采收率，因此针对该块开展二元复合驱提高普通稠油采收率室内试验研究。

1 实验部分

1.1 仪器及样品

TX-500C型旋转滴全量程界面张力仪；驱替装置（辽河自研）；PET-I/2型多功能动态聚合物评价装置；DV-Ⅱ++Pro布氏粘度计等。

现场用聚合物P2500，相对分子量为2500万，固含量为 88.6%。现场用表活剂 W1、L2、N3、G4，有效物含量为45%～50%。

实验用油为辽河油田H1脱水原油，地层温度为 70℃，地下原油黏度为 80mPa·s，密度 0.9644g·cm-3，胶质沥青质含量为37.27%。驱替实验用油为模拟油，由H1脱水原油与煤油混合而成。实验用水为H1区块回注污水，离子组成见表1。

实验模型：人造柱状均质物理模型（长10cm，直径2.5cm），人造层内非均质物理模型（30×4.5×4.5cm）[5]。

表1 离子组成表Tab.1 Ion composition

1.2 实验方法

1.2.1 聚合物性能检测 实验方法按SY/T5862-2008《驱油用聚合物技术要求》进行。

1.2.2 界面张力评价 实验方法按SY/T5370-1999《表面及界面张力测定方法》进行。

1.2.3 驱油性能评价 实验方法按SY/T6424-2000《复合驱油体系性能测试方法》进行。实验温度为地层温度70℃。

2 结果与讨论

2.1 聚合物性能单剂检测

对聚合物进行检测，结果见表2。根据检验的结果，该聚合物满足SY/T5862-2008的标准，可以用作驱油聚合物。

表2 驱油聚合物参数测定结果Tab.2 Detection results of polymer

图1 聚合物粘浓曲线Fig.1 Viscosity-concentration curve of polymer

根据图1粘浓曲线可以看出，随着聚合物浓度的增加，粘度不断增加，当聚合物含量大于1500mg·L-1，粘度上升较快。

2.2 表面活性剂的筛选

为了筛选出能够使油水界面张力达到超低（＜10-3mN·m-1）的表面活性剂的种类和浓度，在地层温度70.0℃下，用旋转滴界面张力仪测定不同浓度的表活剂溶液界面张力值，实验结果见表3。

表3 4种不同表面活性剂的界面性能Tab.3 Interfacial tension of 4 kinds of surfactants

由表3可以看出，表面活性剂W1，L2可以在较低的浓度下，较宽的范围内降低油水的界面张力到超低，N3、G4则不能，故选用表活剂W1和L2进行二元体系的筛选。

2.3 二元复合体系筛选

2.3.1 二元体系粘度的确定 根据目前矿场实验，稀油油藏一般要求体系是原油粘度的3-7倍，但是稠油油藏由于地下原油粘度较高，无法根据矿场经验选择合适粘度，因此，开展了不同体系粘度/原油粘度比物模实验，确定最合适的粘度。

方案采用 1∶0.2、1∶0.8、1∶1、1∶1.5、1∶2、1∶3 6种油水粘度比的驱油实验，获得了驱油效率与油水粘度比之间的关系，结果见图2。

图2 油水粘度比对驱油效率的影响Fig.2 Influence of oil-water viscosity ratio on oil recovery efficiency

从图2可以看出，随着油水粘度比的增大，驱油效率逐渐增大；当粘度比在1.5时，驱油效率增幅相对最大，当粘度比超过1.5时，采收率虽也有所提高，但提升幅度并不明显。按以上规律，当原油粘度为 80mPa·s时，驱替液最佳工作粘度应设计120mPa·s，既能满足配方体系较好的发挥驱洗作用，也能让生产成本得到控制。

由于体系经过炮眼和多孔介质剪切后，会有粘度损失，在设计配方体系需要客观评价粘度损失情况。通过模拟现场化学剂注入过程，研制真实井筒粘度损失“打靶”实验装置，按照炮眼剪切粘损评价方法，计算出体系经过炮眼前后粘度损失在22.6%，注入井口粘度在155mPa·s，对应聚合物粘浓曲线，聚合物浓度为 1800 mg·L-1。

2.3.2 二元体系表活剂种类及浓度选择 对W1，L2进行二元体系界面性能评价，在表活剂浓度为0.2%条件下，测定 800、1200 、1400、1600 mg·L-1多种聚合物浓度条件下二元体系界面张力值，结果图3。

图3 两种表活剂在不同粘度体系下的界面张力值Fig.3 IFT curve of the two S/P compound systems at various viscosity conditions

实验结果表明，W1二元体系达到超低界面张力的最高粘度为68mPa·s，L2二元体系达到超低界面张力的最高粘度为123.2mPa·s.根据上面的结果驱替液最佳工作粘度应设计为120mPa·s，可见L2可以满足要求。

2.2.2 二元体系表面活性剂浓度的确定 采用人造柱状均质岩心进行物模实验，评价0.18%P2500+0.30%L2，0.18%P2500+0.25%L2，0.18%P2500+0.20%L2，0.18%P2500+0.15%L2，0.18%P2500+0.10%L2 4 种二元体系的驱油效率，结果见图4。当表活剂浓度为0.1%～0.2%时，驱油效率提升明显，当表活剂浓度超过0.2%，驱油效率虽有所提高但提高程度不明显，综合考虑驱油效率和化学剂成本，推荐二元体系配方为0.18%P2500+0.20%L2。

图4 不同表活剂浓度二元复合体系较水驱驱油效率提高程度Fig.4 Oil displacement efficiency of different S/P compound systems with different surfactant concentrations

2.4 二元配方体系的确定

根据界面张力和粘度两方面综合来考虑，结合现场的应用成本，选定二元配方体系为0.18%P2500+0.20%L2。

2.5 二元配方体系的驱油效果

为了确定驱油体系的效果，开展了室内物理模拟实验。实验选用的岩心为人造非均质模型，当含水为98%时进行转注配方根据辽河锦16现场二元驱实施经验，采用三段式注入，设计前置段塞为0.2%P2500，注入量分别为0.1PV，主段塞为0.18%P2500+0.2%L2，注入量为0.55PV，保护段塞为0.18%P2500，注入量为0.1PV。根据室内实验可以得出：采用了二元化学驱后采收率可以大幅度的提升，相比水驱提高驱油效率27.36%，结果见图5。

图5 二元复合驱驱油效率曲线Fig.5 Oil displacement efficiency changing curve during S/P flooding

3 结论

（1）从H1块的油藏地质特征、开发状况以及室内二元驱油实验研究可以看出，二元复合驱可以进一步改善H1的开发效果，可作为开采的接替技术。

（2）评价并筛选了一种聚合物，两种表活剂。

（3）在二元体系达到超低界面张力条件下，当体系油水粘度比1.5时，驱油效率增幅相对最大，当粘度比超过1.5时，采收率提升幅度不明显。

（4）在确定体系粘度基础上，通过测定聚合物与表活剂的复配之后的界面性能，稳定性等，最终筛选出了最佳的二元体系配方：0.18%P2500+0.20%L2。

（5）通过室内的驱替试验结果得出：无碱二元驱可以大幅度的提高采收率，室内试验的增幅可以达到27.36%。

［1］ 陈文林，卢祥国，于涛，等.大二元复合驱注入参数优化实验研究［J］.特种油气藏，2010，17（5）：97-99.

［2］ 王德民.大庆油田“三元”“二元”“一元”驱油研究［J］.大庆石油地质开发，2003,22（3）：1-9.

［3］ 张运来，卢祥国，朱国华，等.特殊油藏聚合物驱物理模拟实验研究［J］.特种油气藏，2008,15（4）：75-78.

［4］ 侯吉瑞，刘中春，岳湘安.低碱ASP三元复合驱技术的适用界限分析［J］.石油大学学报，2003,27（3）：46-50.

［5］ 卢国祥，高振环，闫文华.人造岩心渗透率影响因素试验研究［J］.大庆石油地质开发，1994,13（4）：53-55.

Study on Increase of heavy oil recovery using surfactant/polymer compound system

HOU Li-jia
（Research Institute of Oil Exploration and Development,Liaohe Oilfield of Petrochina,Panjin 124010，China）

Surfactant/polymer（S/P）flooding system has become a new trend in the research of tertiary recovery technology.There was few researches of S/P flooding focus on heavy oil because of the high viscosity.In Liaohe Oilfield,H1 heavy oil reservoir was taken as the research object,and experimental study on EOR of S/P flooding has been carried out in the laboratory.Firstly,the polymer P2500was selected by evaluation;two kinds of surfactants were selected out by determining the interfacial tension.In order to determine the optimum working viscosity,the physical model evaluation of was carried out,and the optimum viscosity ratio is 1.5.Finally,according to the viscosity-concentration curve of polymer,the recommended formula S/P compound system is:0.18%P2500+0.20%L2.The flooding experiment proved that:the oil recovery was 27.36 percentage points higher than that of water flooding,which has an obvious oil-increase effect.

surfactant/polymer compound system;heavy oil;oil-water viscosity ratio;oil displacement efficiency

TE327

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20170952

2017-06-16

侯力嘉（1990-），女，2012年毕业于长江大学应用化学专业，现主要从事提高油田采收率工作。