论文部分内容阅读
摘要：针对尚店油田常规稠油出砂油藏部分区块低产低效、注水效果差的开发现状，通过开展实验发现以基础乳化液与NP-8和CPAM-1复配使用，乳化效果很好且非常稳定，并优选出适合该区块的驱油剂体系。针对现场实际情况，优化设计实施了三个不同浓度段塞注入方案，提高驱油效率，改善了该区块实验井组的注水开发效果。
关键词：常规稠油出砂油藏；活性水驱；研究试验应用
1 前言
尚店油田位于东营凹陷最西缘，东南以鞍部构造与平方王油田相连，西面为林樊家突起，南邻里则镇洼陷，东北以断层和滨南油田滨三区相隔。含油面积34.48Km2，动用储量6105.5万吨，采收率24.1%，可采储量1472.92万吨。油藏埋深1023～1260m，原油粘度465～6066mpa.s，属于普通稠油出砂水驱油藏。在开采过程中，由于该块天然能量不足、物性差，储层非均质性严重，层间渗透率的差异大，造成各层吸水能力、水线推进速度、水淹状况等差异，注水后水线推进快慢不一，加之原油粘度较高、油水流度差异较大，油井见水之后，含水快速上升，日产油量快速下降，从而大大降低了开发效果，剩余油动用难度加大。研究活性水驱，改善和提高老区的开发效果，提高油田采收率，对滨南采油厂的稳产有重要意义，对同类油藏的开发也具有较大的指导意义。
2 区块井组情况
通过对区块生产情况调研摸排，选取了目标区块注水井SDS10-31。该水井对应油井8口，目前开井7口，平均单井日液6.1t，日油2.3t，平均动液面845m，粘度3912mpas。从前期井组生产曲线看没有明显受效显示。
水井SDS10-312015.6.19 油井转注（带防砂管），笼统注水，转注前累油0.91X104t，累水0.633X104t。初期11.9/6.1/5.1/45/45；目前12.1/11.6/10.9/15/45（欠注），累注2.2 X104m3。注水量逐步下降，分析防砂管内因水质问题出现结垢、污泥堵塞，实施前对该井实施查换管，探冲砂至防砂尾堵。
3 活性水驱增油机理及室内研究
3.1 活性水驱增油机理
活性水驱是通过注入表面活性剂驱油体系提高采收率的驱油方法，主要解决稠油在多孔介质中流动阻力大，驱替介质波及体积小，波及系数低的问题。活性水驱主要增油机理有三方面：一是溶剂稀释原油，降低原油粘度、减小水油流度比；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，降低原油在多孔介质中的流动阻力。
3.2 室内研究
3.2.1 区块油、水、岩物性参数测定
以S11-31井原油为例，其静止脱水后原油粘度（50℃）为24839 mPa·s，经测定得知原油含束缚水约10%，形成o/w乳状液。完全脱水后粘度降为6620 mPa·s。在原油四组份中沥青质含量较少而胶质含量高，一定温度下流动性较好，有利于通过驱替开采方式提高采出效率。取样S11-31地层水Cl-含量是11425mg/l，总矿化度是21760mg/l，水型CaCl2。岩样（1149.8m）松软胶结差易碎，亲水性，含油量可忽略不计。受压下（5MPa）成泥饼，非膨胀，易运移。
岩样XRD全成份分析表明碳酸盐含量较少，为以石英和长石为主砂岩。
3.2.3 岩心活性剂驱替实验
以往用于活性水化学驱研究与应用较多的化学剂，包括石油磺酸盐、OP类表面活性剂、烷基或烯基磺酸盐、硫酸酯盐和磺基甜菜碱等。其中大多数表面活性剂效果不理想，使用量较大而驱油效率不高。因此实验的关键之一就是筛选或合成出驱油效率较高而经济可行的驱油体系。
不同表面活性剂在相同浓度下采收率变化如图1
实验可知，在同等条件测试，复合助采剂体系明显优于其它表面活性剂体系。
通过复合助采剂与稳定剂的协同作用，可望进一步提高驱替效率。图2是当复合助采剂浓度一定时，添加稳定剂PA的效果。使用稳定剂可大幅度提高驱替效率。
在50oC條件下，注入10pv驱替液同等条件下，驱替效率随驱替液浓度变化如图3所示：
由图3可以看出，在使用较高浓度的驱替液时，其驱替效率在一段时间内随驱替液体积增加而增大。为了有效利用化学剂和降低成本，可采用活性水和清水交替注入的方式。
表1、图4是交替注入方式下的驱替效果：
可见交替注入方式在使用等量化学剂和驱替液时，驱替效率明显优于等浓度驱替。综合驱替试验结果可以看出采用化学剂与水交替注入的方法即可以充分发挥化学剂的作用，避免化学剂的突破，同时还可以有效的降低驱油成本，获得较高的采收率。我们优选的最佳开发方式为化学剂与水交替注入的方法，最高采收率为45.12%。
利用丙烯酰胺，丙烯酸及衍生物，水溶性功能单体等为原料合成了CPAM-1、PAM、CPAM-2三种聚合物，然后与表面活性剂等组合成乳化降粘剂，以提高乳化液的稳定性。通过实验发现（1）所筛选的基础乳液中2号基础液的乳化效果及稳定性最好。（2）单独使用表面活性剂时D-90的降粘效果及稳定效果最好，尤其是0.5%含量的D-90，稳定性很好。（3）表面活性剂的含量对稳定性影响较大，一般随着表面活性剂的含量增多，乳化效果及稳定性都有所提高。（4）聚合物和表面活性剂复配时发现了一组非常稳定的配比，即0.5%的NP-8和0.5%的CPAM-1复配使用，乳化效果很好且乳化液非常稳定。
4 现场参数及工艺设计
4.1 现场施工方案
1、作业冲砂至防砂尾堵，泵车试挤，录取注水指示曲线；
2、酸化解堵：正挤酸化解堵液10t，正挤顶替液5m3，排量500-200L/min；
3、完井注水：按要求下入完井管柱（见完井管柱图）。反洗井，装好250 型井口，大排量冲洗地面管线，罐车回收冲洗污水，冲洗干净后试注，试注合格后作业交井。
4、挤驱油剂：依据地质资料数据分析，该井组目前注水层位为Ng2-Ed2，注水井油层厚度11.6m，平均孔隙度23.0%，井组控制面积160000m2。
（1）活性水用量设计：
驱替水用量Q采用计算公式：Q=Shφα
式中：S井组控制面积，取160000m2
h为油层厚度，取11.6m
φ为地层平均孔隙度23.0%
α为注入体积占地层孔隙体积，取0.72%，计算得该井的驱替水约为3073.5方，设计水用量3100方。
（2）段塞设计
本次施工采用多种浓度组合的段塞式注入。段塞设计如下：（表2）
按配注试注水7d，试注后录取全井注水指示曲线，并测井口压降曲线。
①段塞1：前置段塞。注入高浓度的小段塞，有利于保持驱油剂前缘的浓度。段塞500方，配液浓度2.0%。注完后按配注注水500方；
②段塞2：段塞700方，配液浓度1.0%。注完后按配注注水700方；
③段塞3：段塞700方，配液浓度1.0%；
④注完驱油剂后，转入正常注水，观察驱油效果。
段塞之间为注入水，每个段塞注入后录取全井注水指示曲线，并测井口压降曲线。
（3）注活性水施工
①按驅油剂注入流程设计（如图5），在配水间进行地面管汇改造，并连接好相关设备和高压注入管汇，比例泵及管汇试压25MPa，不刺不漏为合格；
②配液方式：在现场将原液与清水配制成浓度为50%的表面活性剂溶液，搅拌均匀；
③注入方式：驱油剂注入施工伴随注水一起进行，注水不正常时，及时停注驱油剂。
5 现场实施及效果
自2017年2月注入活性水驱以来，水井SDS10-31对应的7口油井，4个月时间阶段，有4口见效，目前日产液59.8t，日产油16.2t，日增油3.1t，阶段累增油365t，液面由施工前平均808m上升到711m；注水量由措施前的25m3/d上升到了40m3/d。随着现场试验的进行，提高了注水量，对应油井原油含水由措施前70.2%下降到67.8%，综合含水下降了2.4个百分点，应用效果明显。井组实施复合表面活性剂驱后水驱曲线的变化率明显减缓，目前井组进入比较稳定的水驱开发阶段。
在进行活性剂驱后，注水油压下降，由之前的10MPa下降至目前的9.5MPa说明驱油剂进入高含油饱和度的中低渗透层，在低界面张力和乳化共同作用，增加了原油的流动性，从而降低注入压力。
6 结论及建议
活性水驱在经济上是否成功的关键有三方面：一是提高化学剂的驱替效率，降低化学剂使用浓度，提高采收率。尽管现在的化学剂性能比之以往有了很大的进步，但是在性能价格等方面仍有较大的提升空间，建议在以后的工作中开发新的高效的驱油剂，这是一个长期不断更新的过程。二是采用合适的注入方式，根据地层实际，确定适宜的药剂浓度、注入量及段塞注入设计。三是防止无效注水。药剂随水体进入孔道及渗透率较大而含油较少区域，对于驱动油层及乳化原油作用有限。
参考文献：
[1]李珂，李宁，张清秀，等.表面活性剂驱提高采收率先导性试验研究[J].石油天然气学报，2007，29（4）：117-128
[2]李宁，王海成，李建忠. 驱油用表面活性剂研究现状与发展趋势[J]. 广东化工，2012，39（2）：98-99.
[3]吴迪. 化学驱采出液破乳剂的研究和应用进展[C].全国油田化学品和水溶性高分子研讨会. 2008.
[4]唐海龙. 中高渗油藏聚表复合驱技术研究与应用[J]. 石油化工应用，2015，34（10）：21-24.
[5]赵立艳，樊西惊. 表面活性剂驱油体系的新发展[J]. 西安石油大学学报自然科学版，2000，15（2）：55-58.
[6]张文柯. 表面活性剂驱油体系研究进展[J]. 广东化工，2013，40（4）：164-166.
[7]裴海华，张贵才，葛际江，等. 化学驱提高普通稠油采收率的研究进展[J]. 油田化学，2010，27（3）：350-356.
[8]汤明光，裴海华，张贵才，等. 普通稠油化学驱油技术现状及发展趋势[J]. 断块油气田，2012（s1）：44-48.
关键词：常规稠油出砂油藏；活性水驱；研究试验应用
1 前言
尚店油田位于东营凹陷最西缘，东南以鞍部构造与平方王油田相连，西面为林樊家突起，南邻里则镇洼陷，东北以断层和滨南油田滨三区相隔。含油面积34.48Km2，动用储量6105.5万吨，采收率24.1%，可采储量1472.92万吨。油藏埋深1023～1260m，原油粘度465～6066mpa.s，属于普通稠油出砂水驱油藏。在开采过程中，由于该块天然能量不足、物性差，储层非均质性严重，层间渗透率的差异大，造成各层吸水能力、水线推进速度、水淹状况等差异，注水后水线推进快慢不一，加之原油粘度较高、油水流度差异较大，油井见水之后，含水快速上升，日产油量快速下降，从而大大降低了开发效果，剩余油动用难度加大。研究活性水驱，改善和提高老区的开发效果，提高油田采收率，对滨南采油厂的稳产有重要意义，对同类油藏的开发也具有较大的指导意义。
2 区块井组情况
通过对区块生产情况调研摸排，选取了目标区块注水井SDS10-31。该水井对应油井8口，目前开井7口，平均单井日液6.1t，日油2.3t，平均动液面845m，粘度3912mpas。从前期井组生产曲线看没有明显受效显示。
水井SDS10-312015.6.19 油井转注（带防砂管），笼统注水，转注前累油0.91X104t，累水0.633X104t。初期11.9/6.1/5.1/45/45；目前12.1/11.6/10.9/15/45（欠注），累注2.2 X104m3。注水量逐步下降，分析防砂管内因水质问题出现结垢、污泥堵塞，实施前对该井实施查换管，探冲砂至防砂尾堵。
3 活性水驱增油机理及室内研究
3.1 活性水驱增油机理
活性水驱是通过注入表面活性剂驱油体系提高采收率的驱油方法，主要解决稠油在多孔介质中流动阻力大，驱替介质波及体积小，波及系数低的问题。活性水驱主要增油机理有三方面：一是溶剂稀释原油，降低原油粘度、减小水油流度比；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，降低原油在多孔介质中的流动阻力。
3.2 室内研究
3.2.1 区块油、水、岩物性参数测定
以S11-31井原油为例，其静止脱水后原油粘度（50℃）为24839 mPa·s，经测定得知原油含束缚水约10%，形成o/w乳状液。完全脱水后粘度降为6620 mPa·s。在原油四组份中沥青质含量较少而胶质含量高，一定温度下流动性较好，有利于通过驱替开采方式提高采出效率。取样S11-31地层水Cl-含量是11425mg/l，总矿化度是21760mg/l，水型CaCl2。岩样（1149.8m）松软胶结差易碎，亲水性，含油量可忽略不计。受压下（5MPa）成泥饼，非膨胀，易运移。
岩样XRD全成份分析表明碳酸盐含量较少，为以石英和长石为主砂岩。
3.2.3 岩心活性剂驱替实验
以往用于活性水化学驱研究与应用较多的化学剂，包括石油磺酸盐、OP类表面活性剂、烷基或烯基磺酸盐、硫酸酯盐和磺基甜菜碱等。其中大多数表面活性剂效果不理想，使用量较大而驱油效率不高。因此实验的关键之一就是筛选或合成出驱油效率较高而经济可行的驱油体系。
不同表面活性剂在相同浓度下采收率变化如图1
实验可知，在同等条件测试，复合助采剂体系明显优于其它表面活性剂体系。
通过复合助采剂与稳定剂的协同作用，可望进一步提高驱替效率。图2是当复合助采剂浓度一定时，添加稳定剂PA的效果。使用稳定剂可大幅度提高驱替效率。
在50oC條件下，注入10pv驱替液同等条件下，驱替效率随驱替液浓度变化如图3所示：
由图3可以看出，在使用较高浓度的驱替液时，其驱替效率在一段时间内随驱替液体积增加而增大。为了有效利用化学剂和降低成本，可采用活性水和清水交替注入的方式。
表1、图4是交替注入方式下的驱替效果：
可见交替注入方式在使用等量化学剂和驱替液时，驱替效率明显优于等浓度驱替。综合驱替试验结果可以看出采用化学剂与水交替注入的方法即可以充分发挥化学剂的作用，避免化学剂的突破，同时还可以有效的降低驱油成本，获得较高的采收率。我们优选的最佳开发方式为化学剂与水交替注入的方法，最高采收率为45.12%。
利用丙烯酰胺，丙烯酸及衍生物，水溶性功能单体等为原料合成了CPAM-1、PAM、CPAM-2三种聚合物，然后与表面活性剂等组合成乳化降粘剂，以提高乳化液的稳定性。通过实验发现（1）所筛选的基础乳液中2号基础液的乳化效果及稳定性最好。（2）单独使用表面活性剂时D-90的降粘效果及稳定效果最好，尤其是0.5%含量的D-90，稳定性很好。（3）表面活性剂的含量对稳定性影响较大，一般随着表面活性剂的含量增多，乳化效果及稳定性都有所提高。（4）聚合物和表面活性剂复配时发现了一组非常稳定的配比，即0.5%的NP-8和0.5%的CPAM-1复配使用，乳化效果很好且乳化液非常稳定。
4 现场参数及工艺设计
4.1 现场施工方案
1、作业冲砂至防砂尾堵，泵车试挤，录取注水指示曲线；
2、酸化解堵：正挤酸化解堵液10t，正挤顶替液5m3，排量500-200L/min；
3、完井注水：按要求下入完井管柱（见完井管柱图）。反洗井，装好250 型井口，大排量冲洗地面管线，罐车回收冲洗污水，冲洗干净后试注，试注合格后作业交井。
4、挤驱油剂：依据地质资料数据分析，该井组目前注水层位为Ng2-Ed2，注水井油层厚度11.6m，平均孔隙度23.0%，井组控制面积160000m2。
（1）活性水用量设计：
驱替水用量Q采用计算公式：Q=Shφα
式中：S井组控制面积，取160000m2
h为油层厚度，取11.6m
φ为地层平均孔隙度23.0%
α为注入体积占地层孔隙体积，取0.72%，计算得该井的驱替水约为3073.5方，设计水用量3100方。
（2）段塞设计
本次施工采用多种浓度组合的段塞式注入。段塞设计如下：（表2）
按配注试注水7d，试注后录取全井注水指示曲线，并测井口压降曲线。
①段塞1：前置段塞。注入高浓度的小段塞，有利于保持驱油剂前缘的浓度。段塞500方，配液浓度2.0%。注完后按配注注水500方；
②段塞2：段塞700方，配液浓度1.0%。注完后按配注注水700方；
③段塞3：段塞700方，配液浓度1.0%；
④注完驱油剂后，转入正常注水，观察驱油效果。
段塞之间为注入水，每个段塞注入后录取全井注水指示曲线，并测井口压降曲线。
（3）注活性水施工
①按驅油剂注入流程设计（如图5），在配水间进行地面管汇改造，并连接好相关设备和高压注入管汇，比例泵及管汇试压25MPa，不刺不漏为合格；
②配液方式：在现场将原液与清水配制成浓度为50%的表面活性剂溶液，搅拌均匀；
③注入方式：驱油剂注入施工伴随注水一起进行，注水不正常时，及时停注驱油剂。
5 现场实施及效果
自2017年2月注入活性水驱以来，水井SDS10-31对应的7口油井，4个月时间阶段，有4口见效，目前日产液59.8t，日产油16.2t，日增油3.1t，阶段累增油365t，液面由施工前平均808m上升到711m；注水量由措施前的25m3/d上升到了40m3/d。随着现场试验的进行，提高了注水量，对应油井原油含水由措施前70.2%下降到67.8%，综合含水下降了2.4个百分点，应用效果明显。井组实施复合表面活性剂驱后水驱曲线的变化率明显减缓，目前井组进入比较稳定的水驱开发阶段。
在进行活性剂驱后，注水油压下降，由之前的10MPa下降至目前的9.5MPa说明驱油剂进入高含油饱和度的中低渗透层，在低界面张力和乳化共同作用，增加了原油的流动性，从而降低注入压力。
6 结论及建议
活性水驱在经济上是否成功的关键有三方面：一是提高化学剂的驱替效率，降低化学剂使用浓度，提高采收率。尽管现在的化学剂性能比之以往有了很大的进步，但是在性能价格等方面仍有较大的提升空间，建议在以后的工作中开发新的高效的驱油剂，这是一个长期不断更新的过程。二是采用合适的注入方式，根据地层实际，确定适宜的药剂浓度、注入量及段塞注入设计。三是防止无效注水。药剂随水体进入孔道及渗透率较大而含油较少区域，对于驱动油层及乳化原油作用有限。
参考文献：
[1]李珂，李宁，张清秀，等.表面活性剂驱提高采收率先导性试验研究[J].石油天然气学报，2007，29（4）：117-128
[2]李宁，王海成，李建忠. 驱油用表面活性剂研究现状与发展趋势[J]. 广东化工，2012，39（2）：98-99.
[3]吴迪. 化学驱采出液破乳剂的研究和应用进展[C].全国油田化学品和水溶性高分子研讨会. 2008.
[4]唐海龙. 中高渗油藏聚表复合驱技术研究与应用[J]. 石油化工应用，2015，34（10）：21-24.
[5]赵立艳，樊西惊. 表面活性剂驱油体系的新发展[J]. 西安石油大学学报自然科学版，2000，15（2）：55-58.
[6]张文柯. 表面活性剂驱油体系研究进展[J]. 广东化工，2013，40（4）：164-166.
[7]裴海华，张贵才，葛际江，等. 化学驱提高普通稠油采收率的研究进展[J]. 油田化学，2010，27（3）：350-356.
[8]汤明光，裴海华，张贵才，等. 普通稠油化学驱油技术现状及发展趋势[J]. 断块油气田，2012（s1）：44-48.