趙方劍 ，曹緒龍，祝仰文，侯 健，孫秀芝，郭淑鳳，蘇海波

（1.中國石油大學（華東）石油工程學院，山東青島 266580；2.中國石化勝利油田分公司勘探開發(fā)研究院，山東東營 257015；3.中國石化勝利油田分公司，山東東營 257001）

勝利油區(qū)埕島油田經過多年的開發(fā)，形成了中心平臺加衛(wèi)星平臺的生產模式，隨著單元綜合調整工作的到位，新井逐年減少，水驅開發(fā)產量呈現逐年下降的趨勢。埕島油田自2016年綜合含水率超過80%后，液量快速增長，逐漸接近海工處理液量能力上限，導致油田開采成本快速上漲，效益變差。預計2023年后開采成本將高于50美元/bbl，中心平臺設計壽命期內水驅采出程度不足40%。因此，埕島油田急需轉換開發(fā)方式，進一步提高采收率和采油速度。

分析發(fā)現，二元復合驅可大幅度提高油藏采油速度和采收率，且已經在勝利油區(qū)陸上油田開展了大規(guī)模工業(yè)化推廣應用，在實施過程中最高采油速度可達2.9%，平均提高采收率可達12%［1-6］，成為增油穩(wěn)產的重要技術支撐，累積增油量超過3 000×104t，獲得了良好的經濟效益和社會效益。將海上油田與陸上油田二元復合驅單元的油藏條件進行類比發(fā)現，二者的地下原油黏度、空氣滲透率、地層溫度以及地層水礦化度等指標均相當，且海上油藏的單井產液量、注入量、綜合含水率及采出程度等動態(tài)條件要優(yōu)于陸上已經實施二元復合驅的單元，具備實施該技術的有利條件［7-9］。但是，直接將陸上油田二元復合驅技術應用在海上油田存在3個方面的難題：①海上平臺空間狹小，要求二元復合驅油體系必須采用短流程的注入工藝。②由于歷史上曾經采用注入海水開發(fā)方式，儲層殘留的海水形成了高礦化度油藏環(huán)境，要求二元復合驅油體系必須具有良好的抗鹽性能。③受海工工程和開發(fā)成本限制，海上油田通常采用稀井網布井方式，導致注入流體在地層中運移時間相對較長，因此，要求二元復合驅油體系具有良好的長效穩(wěn)定性。針對這3個方面的難題，研發(fā)了高效長效的二元復合驅油體系，并結合室內物理模擬實驗和數值模擬設計了海上油藏二元復合驅方案，以期為以勝利油區(qū)埕島油田為代表的海上油田的規(guī)模化應用提供技術依據。

1 二元復合驅油體系優(yōu)選

1.1 長效聚合物優(yōu)選

為了實現海上平臺短流程的注入工藝，需要大幅縮短聚合物在溶解環(huán)節(jié)的時間，以確保經過短流程配注的聚合物進入地層能達到性能指標要求。海上稀井網的布井方式決定聚合物經過多孔介質在地層中運移時，受剪切、吸附、熱降解等因素影響的時間更長，再加上注入海水帶來的高礦化度環(huán)境，需要聚合物產品具有長效穩(wěn)定性和耐鹽性［10-12］。

1.1.1 聚合物溶解時間評價

針對海上油田特殊的技術要求，選取3大類聚合物樣品開展物化性能評價優(yōu)選（表1）。樣品C1和C2屬于陸上油田化學驅單元普遍使用的特性黏數約為2 300 mL/g的常規(guī)聚丙烯酰胺聚合物；樣品C3和C8屬于特性黏數為2 900 mL/g左右的超高相對分子質量聚合物，因此其增黏能力高于C1和C2，但由于該聚合物在水中水力學體積較大，導致溶解時間最長，均在60 min以上；樣品C9和C10屬于引入AMPS耐鹽功能單體的聚合物，特性黏數約為2 300 mL/g，其增黏性和溶解性均高于其他2類聚合物，這是因為C9和C10這2個聚合物含有強極性磺酸基團，增加了高分子骨架電荷數，在提高聚合物增黏性的同時增加了聚合物骨架在水中的分散性能，提升了其溶解性能及溶解速度。因此，樣品C9和C10為能夠滿足快速溶解要求的聚合物。

表1 不同聚合物樣品基本物化性能評價Table1 Evaluation of basic physical and chemical properties of polymers

1.1.2 聚合物抗鹽性能評價

選取海上平臺產出水（礦化度約為9 000 mg/L）配制質量濃度為5 000 mg/L的聚合物母液，在500 r/min轉速下攪拌2 h，放置24 h后繼續(xù)將母液分別稀釋至1 000，1 500，2 000，2 500及3 000 mg/L進行黏度測試。從測試結果（圖1）可以看出，在不同質量濃度條件下，引入AMPS耐鹽功能單體的樣品C9和C10聚合物的黏度更高，在質量濃度為2 000 mg/L條件下，黏度均達到40 mPa·s以上，表現出良好的抗鹽性。

圖1 不同聚合物溶液的黏度與質量濃度的關系Fig.1 Relationship between viscosity and concentration of different polymers

1.1.3 聚合物長期穩(wěn)定性評價

海上油田比陸上油田的注采井距大，經過地層中的長距離運移，聚合物溶液分子與油藏孔隙介質之間作用時間加長，吸附量大大增加的同時聚合物溶液在油藏中的老化時間增加，從而加劇黏度損失，因此，評價聚合物吸附及黏度的長期穩(wěn)定性十分必要。為評價聚合物產品抗吸附性，配制質量濃度為3 000 mg/L的6種聚合物溶液樣品，通過30～40目石英砂模擬地層注入條件，在30 ℃條件下放于恒溫水浴振蕩器振蕩24 h，然后取出樣品，離心機分離后，測定吸附后聚丙烯酰胺溶液黏度并計算靜吸附黏度保留率［13-15］。將配制好的聚合物溶液進行高純氮密閉封裝，放入溫度為65 ℃的烘箱內，測定聚合物樣品放置90 d后的表觀黏度保留率，評價其熱穩(wěn)定性（表2）。

實驗結果表明，6種聚合物樣品均表現出良好的抗吸附性，其中，C9和C10這2種聚合物由于含有強極性AMPS單體，使其高分子骨架具有更好的熱穩(wěn)定性及抗吸附性，90 d后黏度保留率超過90%，其中，C10聚合物增黏性能和穩(wěn)定性能最好。

表2 不同聚合物樣品吸附及熱穩(wěn)定性測試結果Table2 Test results of polymer adsorption and thermal stability

綜合上述所有的評價結果，優(yōu)選樣品C10為海上驅油用聚合物。

1.2 高效表面活性劑體系復配

采用單一結構的表面活性劑往往很難在較寬的濃度范圍內獲得超低的界面張力，而磺酸鹽類活性劑具有與原油分子結構相似的疏水基團，對原油具有較好的適應性。為了確保表面活性劑在地層殘留海水環(huán)境中達到10-3mN/m數量級的超低界面張力，提高洗油效率，根據界面受力及界面壓力分析，通過調整親油基、親水基類型、EO數改善抗鈣鎂能力并提高活性，同時引入氧乙烯調整分子尺寸，再輔以適宜的助劑，最終形成高效驅油用陰-非兩性表面活性劑S4。在此基礎上選擇與海上原油相似度高的勝利石油磺酸鹽（SLPS）與陰-非兩性表面活性劑S4進行復配，并對體系性能進行評價。在總質量分數為0.4%的條件下，測定了不同質量濃度配比時SLPS+S4復配體系的界面張力，由圖2可以看出，復配體系在2∶1～1∶3范圍內均可獲得超低界面張力［16-18］。

圖2 SLPS+S4復配體系不同質量濃度配比時的界面張力Fig.2 Concentration ratio of SLPS+S4 compound system

對SLPS+S4復配體系的超低界面張力的總質量分數窗口進一步測試發(fā)現（圖3），在總質量分數為0.1%～0.6%時均可以達到超低界面張力，表明復配體系的總質量分數窗口較寬。

圖3 SLPS+S4復配體系總質量分數窗口曲線Fig.3 Total mass fraction of SLPS+S4 compound system

1.3 二元復合驅油體系設計

為了確保聚合物和表面活性劑性能的發(fā)揮，在二元復合驅油體系設計過程中，兩者的配伍性成為重要的評價指標，配伍性較好的驅油體系可以在較短時間內達到各項性能指標，并呈現良好的長期穩(wěn)定性。

1.3.1 聚合物與表面活性劑相互作用

聚合物C10與SLPS+S4復配體系組成二元復合驅油體系，進一步研究聚合物與表面活性劑的相互作用。利用產出水分別配制質量分數為0.30%，0.25%，0.20%的聚合物溶液，然后與SLPS+S4復配體系混合攪拌，總質量分數達0.40%，測定混合體系的黏度及對目的層原油的界面張力。由實驗結果可以看出（表3），C10聚合物在不同質量分數條件下，加入0.2%SLPS+0.2%S4復配體系之后，體系黏度均升高，而且都能在100 min內達到超低界面張力，這說明SLPS+S4復配體系與聚合物C10具有良好的配伍性。

表3 不同質量分數聚合物與表面活性劑相互作用測試結果Table3 Test results of interaction between surfactant and polymer with various mass fraction

1.3.2 熱穩(wěn)定性評價

為考察二元復合驅油體系在殘留海水環(huán)境和較長時間地層運移條件下的穩(wěn)定性，對其進行了熱穩(wěn)定性實驗，在30 d內以5 d為間隔分6次測試了二元復合驅油體系的界面張力和黏度保留率。由其測試結果（表4）可以看出，30 d內二元復合驅油體系界面張力仍然保持超低，黏度保留率達100%以上，能夠滿足長效熱穩(wěn)定性要求。

表4 二元復合驅油體系熱穩(wěn)定性測試結果Table4 Test results of thermal stability of polymer/surfactant flooding system

2 二元復合驅油體系注入參數優(yōu)化設計

勝利油區(qū)海上油田采用的海上平臺一般設計使用壽命是15 a，海底管線需要定期進行壽命評估，因此，在實施二元復合驅的過程中，要充分考慮在設備的使用壽命期內最大幅度地提高原油采收率，需要對體系的注入黏度、注入速度以及注入段塞尺寸等參數進行優(yōu)化設計，以達到最佳經濟效益。

2.1 注入黏度

二元復合驅油體系驅替過程中，驅替前緣油水總流度為：

作為驅替相的二元復合驅油體系，其流度為：

當二元復合驅油體系流度等于其驅替前緣油水總流度，即λsp=λow時，為理想條件下的最優(yōu)流度。為了確保海上油田在海工設施壽命期內達到最大采收率，二元復合驅油體系應該達到最高的合理流度比，考慮相對滲透率不變的條件下，利用數值模擬的手段，得到了海上二元復合驅油體系黏度比與提高采收率關系曲線（圖4）。當黏度比大于0.5時，二元復合驅油體系提高采收率曲線上升幅度開始放緩，因此選取黏度比為0.5。埕島油田地下原油黏度為30～70 mPa·s，考慮沿程剪切黏度損失及地層黏土、巖石對聚合物的吸附作用，有效驅替注入黏度應大于35 mPa·s。

2.2 注入速度

圖4 黏度比與提高采收率關系曲線Fig.4 Relationship between viscosity ratio and enhanced oil recovery

二元復合驅油體系注入速度太快容易發(fā)生竄聚現象，而注入速度過小則無法形成有效的注入壓力，影響增油效果。因此，二元復合驅油體系要在考慮注入能力和增油效果的情況下優(yōu)選合理的注入速度。隨著二元復合驅油體系的注入，由于驅替相黏度的增加，導致滲流阻力增大，注入壓力呈現上升趨勢，吸水指數呈現下降趨勢。借鑒陸上化學驅項目動態(tài)變化規(guī)律，建立海上油田單井注入二元復合驅油體系最大注入能力計算模型，其表達式為:

按照吸水指數下降值分別選取50%，30%，10%，利用計算模型核算了注入井的單井最大注聚能力，對應0.06，0.07及0.08 PV/a共3種注入速度，分別預測了相應注入速度條件下采收率提高幅度，從圖5可以看出，注入速度超過0.07 PV/a后，提高采收率幅度減小，考慮到干線注入壓力并借鑒陸上二元復合驅單元吸水指數下降值的經驗，優(yōu)選二元復合驅油體系的注入速度為0.07 PV/a［19-20］。

圖5 不同注入速度下提高采收率曲線Fig.5 Relationship between injection rate and enhanced oil recovery

2.3 注入段塞尺寸

海上平臺和設備到達年限后需要進行安全評估及延壽改造，為了實現海上油田大幅度提高采收率的目標，必須在延長二元復合驅油體系注入時間的同時也要考慮經濟效益。按照0.07 PV/a的注入速度，分別設計了注入4，5，6，7，8 a共5種注入方案，綜合評價其增油效果和經濟效益（圖6）。隨著二元復合驅油體系注入段塞尺寸的增加，階段采出程度呈現不斷上升的趨勢，但是通過計算增油量與折算聚合物注入量比值（折算噸聚增油量）發(fā)現，經濟效益隨著注入時間增加而不斷下降，當注入段塞尺寸為0.42 PV時達到平衡，因此選擇0.42 PV作為最佳注入段塞尺寸。

圖6 不同注入段塞尺寸下階段采出程度與折算噸聚增油量曲線Fig.6 Comparison between oil recovery and oil increment per ton polymer under different injection plug sizes

3 應用效果評價

3.1 實驗室物理模擬評價結果

通過在實驗室模擬海上油藏配注條件和地層條件，對優(yōu)選的二元復合驅油體系進行增油效果評價：實驗溫度設定為65 ℃，采用海上平臺產出水對驅油體系進行配制，設定填砂管的滲透率級差為1∶3，分別注入段塞尺寸為0.4 PV的單一聚合物驅油體系和二元復合驅油體系進行對比，結果顯示，二元復合驅油體系提高采收率達到了29.2%，相對于同尺寸段塞單一聚合物驅的17.9%增加11.3%。

3.2 油藏數值模擬結果預測

采用數值模擬的研究手段對水驅與二元復合驅油體系的效果進行了預測對比（圖7），在數值模擬軟件中設定二元復合驅油體系中聚合物質量濃度為3 000 mg/L，表面活性劑質量濃度為4 000 mg/L，注入段塞尺寸為0.42 PV，注入速度為0.07 PV/a，預測結果顯示，15 a末水驅采出程度為38.4%，二元復合驅采出程度達50.0%，后者較前者的采出程度提高11.6%，預計累積增油量為140×104t。

圖7 水驅與二元復合驅采出程度變化預測曲線Fig.7 Prediction curves of oil recovery by water flooding and polymer/surfactant flooding

4 結論

勝利油區(qū)海上油田開展二元復合驅的油藏條件與陸上油田存在差異，因此，不能照搬陸上油田的二元復合驅油體系及參數。通過室內物理模擬實驗和數值模擬對二元復合驅油體系進行了優(yōu)選，篩選出溶解時間短、抗鹽性和熱穩(wěn)定性較好的聚合物C10，并復配出超低界面張力、質量分數窗口寬的表面活性劑，將二者結合最終得到配伍性和穩(wěn)定性良好的海上油田二元復合驅油體系C10+SLPS+S4。通過物理模擬驅油實驗，該二元復合驅油體系注入段塞尺寸為0.4 PV之后，提高采收率29.2%，相對于同尺寸段塞單一聚合物驅增加11.3%。為了最大幅度提高海上油田采油速度和原油采收率，優(yōu)化設計海上油田二元復合驅最佳黏度比為0.5，優(yōu)選合理的注入速度為0.07 PV/a，最佳注入段塞尺寸為0.42 PV，采用數值模擬預測可以提高采出程度11.6%。

符號解釋

c——礦場統計回歸得到的系數；

Hi——注入井射孔厚度，m；

Iiw——注入井吸水指數，m3/(MPa?d)；

K——絕對滲透率，mD；

Kro——油相相對滲透率；

Krw——水相相對滲透率；

pi——注入井地層靜壓，MPa；

pth——注入井啟動壓力，MPa；

Qi——單井日注入量，m3/d；

Qimax——單井注入二元復合驅油體系最大日注入能力，m3/d；

r——二元復合驅油體系驅替前緣半徑，m；

rw——井筒半徑，m；

Rk——阻力系數；

ΔIw——吸水指數下降值，m3/(MPa?d)；

Δpq——注入井壓力上升值，MPa；

λow——驅替前緣油水總流度，mD/(mPa?s ) ；

λsp——二元復合驅油體系流度，mD/(mPa?s) ；

μo——油相的黏度，mPa?s；

μsp——二元復合驅油體系黏度，mPa?s；

μw——水相的黏度，mPa?s。