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《提高石油采收率技术》讲义


石油大学继续教育学院 冀东油田开发新技术高级培训班 讲义

提高石油采收率技术
岳 湘 安

2001.4.7

一、概述
(一)提高原油采收率的意义
作为一种重要的能源和化工原料,世界范围内对石油的需求仍将持续增长。尤其在我国,一方面 国民经济发展对石油需求量的增长速度比以往任何时候都大

;另一方面,我国的各主力油田均已进入 高含水或特高含水开采期,开采难度增大,产量递减幅度加大,而且后备储量严重不足,石油的供求 矛盾日益突出。据预测,按目前的开采水平,到 2005 年我国进口原油将高达 108 吨/年(1 亿) 。这将 对我国国民经济发展造成极其严重的影响。 缓解石油供求之间日益突出的矛盾有两条有效的途径:一是寻找新的原油地质储量;二是提高现 有地质储量中的可采储量,即提高采收率。寻找新的油田、补充后备储量是原油增产和稳产最直接、 最有效的途径。多年以来,各油田在开发过程中也不断加大勘探力度,找到新的储量。但是,石油是 一种不可再生资源,它的总地质储量是一定的,而且我国陆上石油资源的勘探程度已经很高,新增地 质储量的难度越来越大,潜力越来越少。近年来,几个大油田新增地质储量多数都是丰度很低、油层 物性差、开采难度大的油藏。在有限的原油地质储量中,其可采储量是一个变量。它随着开采技术的 发展而增加,而且其潜力一般很大。石油是一种流体矿藏,具有独特的开采方式。在各种矿物中,石 油的采收率是比较低的。在目前技术水平下,石油的采收率平均约在 30%~60%之间。在非均质油藏 中,水驱采收率一般只有 30%~40%。也就是说,水驱只能开采出地质储量的一小部分,还有大部分 原油残留在地下。如何将油藏中的原油尽可能的、经济有效地开采出来,是一个极有吸引力的问题, 也是世界性的难题。从长远来看,只要这个世界需要石油,人们必将越来越多地将注意力集中到提高 采收率上。实际上,与勘探新油田不同,提高采收率问题自油田发现到开采结束,自始至终地贯穿于 整个开发全过程。可以说,提高采收率是油田开采永恒的主题。 (这种说法一点也不过分) 。近几年, 我国已成为纯石油进口国,预计到 2005 年将进口 1 亿吨/年。国民经济急需石油,大庆是我国最大的 油田,按现已探明的地质储量计算,采收率每提高一个百分点,就可增油 5000 万吨。这对国民经济的 发展具有极其重要的意义。 提高采收率是一个综合性很强的学科领域。它的综合性表现为两方面: ①高新技术的高度集成。不是一个单项技术而是一套集成技术,注入、采出、集输…… ②学科领域的高度综合。涉及各个学科。 这种学科交叉、互渗,有助于产生新的理论突破,并孕育着新的学科生长点。而且,提高采收率 的原理对于促进相关学科的发展,为这些学科提供发展空间具有很重要的意义。
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目前,国内外研究与应用的提高采收率方法很多。由于驱替截介质不同,其具体的驱油机理各不 相同,适应条件和驱油效果都不同。但所有驱油方法都基于一些具有共性的原理。

(二)提高采收率方法及其分类
从油田开采阶段上划分,通常将利用油层所具有的天然能量,如溶解气、气顶等,将原油采至地 面的方法(能量衰竭法)称之为一次采油。在天然能量枯竭后用人工补充油藏能量的开采方法,如注 水、注气,称之为二次采油。 但是这种开采方式的分类很容易引起混乱。例如,在我国和前苏联一些油田曾采用早期注水保持 压力的开采方法,很难说这究竟是一次采油还是二次采油。在稠油油田往往是一投入开发就进行热力 采油,很难按上面的原则将其归类。 另一种是按技术特点分类:将传统的注水、注气以外的,不是以保持和补充油藏能量为目的,而 是以改变和控制油藏及油藏流体物理化学性质为目的的所有开采方法统称为强化采油( EOR ── Enhanced Oil Recovery) 。目前,EOR 这一术语已获得普遍的认可,并已成为提高采收率的同义词。 现有的主要 EOR 方法可分成如下几大类: (1)化学驱 (2)气驱 (3)热力采油 在这里,我们重点讨论化学驱。 化学驱方法及技术比较: ·几乎所有化学驱方法都具有高盐敏性,即对矿化度非常敏感,所以一般对驱油体系的矿化度都 有限制。 ·由于化学体系在油层中运移时,易于发生吸附、滞留,甚至絮凝、沉降,影响化学剂的注入。 如何保持足够的注入能力,是一个长期研究的课题。 ·减少化学剂在油藏中的损失(吸附、滞留) ,是直接影响化学驱效果的关键问题。
驱替方法 ①聚合物驱 驱油机理 改善流度比 提高波及效率 提高微观驱油效率 改善岩石润湿性 降低油/水界面张力 通过乳化改善流度比 降低油/水界面张力 增大毛管数 ①+降低毛管数 ①+② 典型采收率(%) 5~10

②碱驱 ③活性剂驱 ④胶束/聚合物驱 ⑤碱/聚合物驱

5 5~10 15 5 2

⑥ASP 复合驱 ⑦泡沫驱

①+②+③+协同效应 ①+③+泡沫调剖效果 气体上浮运移、溶解气驱

15~20 5~10

? CO 2 混相或非混相驱 ? ? 液化石油气混相驱 ? ? ? ? 轻烃驱 ? 富气混相或非混相驱 气驱 ? ? 干气(或贫气)驱 ? ? ? 氮气驱 ? ? ? 烟道气驱
? ?蒸汽吞吐 ?注蒸汽? ?蒸汽驱 ? ? 热力采油?火烧油层 ? ?电加热 ? ?电磁波加热
另外, 微生物提高采收率技术也日益受到了广泛的重视,加速研究。但由于许多技术方面的问题, 其工业化应用还有待时日。 利用物理场激励油层、提高采收率,是一类新的技术思路,属于油气田开发的前言研究领域。这 类物理方法提高采收率的机理还不十分清楚,须深化研究。可以与化学驱相互补充,对那些不适用化 学驱的油藏是一类很有价值和前景的方法。

(三)国外提高采收率技术发展现状
提高采收率技术的应用不仅受技术水平发展的制约,更大程度受油价的制约。近年来,由于油价 下跌,多数国家的 EOR 技术应用呈下降趋势,但对于 EOR 的研究却从未停止。 据“油气杂志” (Oil and Gas)第十三次独家的两年一次的 EOR 调查,1996 年初世界提高采收率 项目和稠油项目的石油产量估计约为 220 万桶/天,约占世界石油总产量的 3.6%。其中,美国 72.4 万桶/天,占 32.9%;加拿大 51.5 万桶/天,占 23.4%;中国 16.6 万桶/天,占 7.6%;前苏联地区 20.0 万桶/天,占 9.1%,其他国家 59.3 万桶/天,占 27.0%。 热力采油是目前世界上应用最广泛、最主要的 EOR 方法,其产量约为 130 万桶/天,占 EOR 总 产量的 59%。

1. 美国 EOR 技术应用状况
美国的 EOR 项目数自 1986 年以来持续下降,而 EOR 产量在 1992 年调查时居最高,达 760907 桶/天。
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美国 EOR 产量与项目数

美国 1996 年统计的 700000 桶/ 的 EOR 产量中,约有 60%是热力采

油的产量。其余产量的大部分是注气(轻烃、CO2 和氮气) 。 ①CO2 驱 在美国,CO2 混相驱的产量与项目数都在持续增加,其原因是:① Colorado 和新墨西哥拥有巨 大的 CO2 资源,其供应条件已得到改善,已建成 3 条 CO2 输气管线。目前 CO2 日供应能力已达 10 亿 立方英尺;②油藏模拟能力提高,改善油藏管理、降低成本,不仅大型项目效益好,而且小型项目的 效益也很可观。据估计,CO2 驱每桶油的成本已从 1985 年的 18.2 美元降至 10.25 美元。 美国中南部的 Wasson San Anros 油田的 Willard 区 CO2 驱、CO2 混相驱,十采收率比水驱提高了 12.2%,总采收率达 53.1%。1996 年有 60 个矿场进行 CO2 混相驱,年总产油已达 855×104 吨。 气驱:

美国气驱产量与项目数

? ?

CO2 混相驱 CO2 非混相驱

? ?

N2 驱 轻烃驱

② 热力采油 ③化学驱 ? ? ? ? 胶束/聚合物 聚合物驱 碱驱 表面活性剂驱,只在 1990 年实施过 1 个项目,产油 20 桶/天。

这些统计资料表明,近年来,美国化学驱 的项目数和产量急剧下降。这主要是由于经济效益的制 ... 约。由此也必然影响到其技术研究的进展。

3. 俄罗斯和独联体 EOR 技术应用状况
俄罗斯和独联体在 122 个油田的 237 个区块上实施过 EOR 方法

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前苏联 EOR 产量与项目数

① 热力采油 前苏联实施热采的主要地区是

哈萨克。累计产油量到 1992 年已达 4080 万吨。其中近一半是靠蒸汽驱采出的(2030 万吨) 。注热水 产油 1690 万吨,火烧油层产油 360 万吨。 ② 化学驱 化学驱的主要实施地区是鞑靼斯坦、 西西伯利亚、 伏尔加—乌拉尔。 到 1992 年已累计产原油 3920 万吨,其中主要是靠聚合物驱采出的。也做过一些活性剂驱的矿场试验,但由于设备陈旧、管理不善、 活性剂成本高,大多数试验经济效益不好。 ③ 气驱 到 1992 年底,独联体采用天然气和水气交替注入,累计采油量达 670 万吨。主要是在西西伯利 亚实施。 前苏联进行的 CO2 驱试验不多,唯一的一次试验,由于管线膨胀和造成污染等问题而终止。 俄罗斯和独联体油田有巨大的难采储量,水驱后残留在油层数千亿桶石油,具有巨大的 EOR 潜 力。2000 年,应用 EOR 技术增产的原油可达 3.2~6.4 万 m3/天左右。到 2010 年可达 12.7~20.7 万 m3/天。

(四)我国提高采收率技术发展状况
我国的提高采收率技术研究与应用虽然比西方国家起步晚一些,但发展很快。 大庆油田自 1964 年开始采收率的研究,经过近 40 年的努力,已经在聚合物驱、表面活性剂驱、 CO2 非混相驱、天然气驱和复合驱方面取得了长足的进展。尤其是聚合物驱技术 、三元复合驱技术等 化学驱技术的研究与应用的发展更为迅速。 我国化学驱技术的迅猛发展的动力来源于国民经济对原油的需求和提高采收率的巨大潜力。

1. 我国提高原油采收率潜力
(1)与国外典型油田条件的对比
原苏联: 注水开发的杜玛兹油田, 原油地下粘度 2.5mPa· s, 含水 82.9 时已采出地质储量的 49.3%, 方案设计采收率为 59%。 美国:东得克萨斯油田水驱,原油地下粘度为 0.93 mPa·s,含水 80%时已采出地质储量的 50%, 方案设计采收率可高达 80%。
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我国:油田主要分布在陆相沉积盆地,油层物性变化和砂体分布均比海相沉积复杂,泥质含量高, 油藏非均质性远高于主要为海相沉积的国外油田。而且陆相盆地生油母质为陆生生物,原油含蜡高、 粘度高。这样的陆相沉积环境和生油条件,加大了我国油田开发的难度。我国依靠科技的力量,发展 了一系列注水开发的配套技术,十使注入水不断扩大波及体积,延长了油田的稳产期。应该说我国注 水开发技术和稳产指标,已达到或超过国外同类油田水驱开发的先进水平。尽管如此,由于油层物性 差,非均质性严重,原油物性差(粘度高、含蜡高) ,我国油田的水驱平均采收率只有 34.2%,一些油 田只有 20%~25%,远低于国外海相沉积油田的水驱采收率水平。 大庆油田,陆相沉积、油藏非均质变异系数 0.7 左右,原油地下粘度为 9 mPa·s(是美国东德克 萨斯油田原油粘度高 10 倍之多! ) ,综合含水 82%,仅采出地质储量的 30.1%,最初预测最终水驱采收 率仅为 34.8%, 经过多年的工作, 不断改善水驱开发效果, 大庆油田预测水驱采收率也仅可提高到 40% 左右,仍然远远低于国外海相沉积大油田的水驱采收率。 胜利油田,陆相沉积,原油地下粘度:上第三系馆陶组油层 60~90 mPa·s,下第三系沙河街组 油层 10~20 mPa·s。现含水已达 89.8%,仅采出地质储量的 21.1%。预测水驱采收率也只有 27.7%。 我国油田总水驱采收率水平较低,主要反映在两个方面: ① 由于油层的非均质性,水驱波及系数低; ② 驱油效率低。 这两点决定了我国油田采用以扩大波及体积和提高驱油效率为目标的 EOR 方法具有很大潜力。

(2)采收率潜力分析
·大庆油田 13 口井水淹层密闭取心资料表明,以正韵律厚层砂岩为主的喇嘛甸、莎北、莎中地 区,注入水在平面上沿条带状突进,垂向上厚层底部水淹严重──在注水倍数为 1 时水洗厚度仅为 69%,其中强水洗厚度也只有 26.5%,水洗段平均驱油效率 47%。 ·大庆中区西部已注水开发 30 余年,在聚合物驱前,钻井取心资料表明:萨Ⅱ1-3 层水淹厚度仅 33.7%,葡Ⅰ1-4 曾水淹厚度仅 28.4%,采出程度只有 20%。 ·胜利油田的胜坨油田,河流—三角洲沉积,为高渗高粘油田。1994 年取心资料表明,在已注水 开发近 30 年,注水倍数已达 1.1~1.44,综合含水已高达 92%~95%的情况下,水洗和强水洗厚度仅为 油层厚度的 54.6%,平均驱油效率也仅为 41.6%~47.1%。 我国对 25 个主力油田资料进行研究表明:平均水驱波及系数最终可达 0.623,驱油效率为 0.531, 据此预测全国陆上油田水驱采收率仅达 34.2%。这意味着水驱之后我国还有近百亿吨探明地质储量残 留在地下,有待新的提高采收率技术开采。这就是我国提高采收率的巨大资源潜力。
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1988 年应用美国能源部提高采收率潜力模型,对我国 13 个油区 173 个油田、近千个区块、总计 74×108 吨地质储量进行了三次采油潜力分析,其结果表明:我国陆上油田适合聚合物驱的共有 59.7 ×108t 地质储量,平均提高采收率 8.7%,可增加可采储量 5.19×108t。适合表面活性剂和复合驱的地 质储量有 60×108t,平均提高采收率 18.8%,可增加可采储量 11.3×108t。 实际上,经过近 30 个矿场试验和推广应用表明,聚合物驱可提高采收率 10%,复合驱先导试验 可提高采收率 15~20%。这些数字充分显示出我国提高采收率具有很大的潜力。

2. 我国的提高采收率技术发展总体状况
(1)总体概况
我国的提高采收率研究起始于 60 年代初,其发展高峰是 80 年代初。 1979 年,原石油工业部将提高采收率(三次采油)列为我国油田开发十大科学技术之一。开始着 手进行 EOR 技术调研,组织国际合作,引进先进技术,就此揭开我国 EOR 技术高速发展的序幕。从 经济和产量角度综合考虑,化学驱是我国油田开发提高采收率技术的最佳选择: 我国近年来原油产量约为 1.4×108t,全国陆上油田含水已高达 82%,进入了高含水期开采阶段。 每年年产量综合递减 800 多万吨。仅仅是为了稳产,每年就需增加近 8×108t 地质储量。目前我国陆 上油田新区勘探难度越来越大,单纯靠新区增加可采储量已无法满足需要。另一方面,我国老油田还 剩余近百万吨储量无法依靠二次采油开采出来。大庆油田对其外围新区未动用的低渗透新油田和老油 田每采 100×104t 原油所需总费用进行了对比:老区继续水驱加密阱网总费用 4.22 亿元;老区聚合物 驱 3.93 亿元;外围新区 8.3 亿元。这说明,在老区提高采收率所投入的经费是较低的。以北一区中块 为例,作了开发指标的经济评估(按 EOR8 年有效期计)对比: 平均单井日 产油,t 继续水驱加 密井网 聚合物驱 复合驱 4.1 20.7 34.5 提高采收率 3 12 20 注水量/ 吨油 16.5 5.8 2.8 产液量/ 吨油 9.2 6.6 2.7

这表明,大庆老区用 EOR 方法是经济有效的,不仅可以大幅度增加可采储量,还可以大幅度减 少注水量和产液量。 1982 年,在对国外五个主要石油生产国十余种 EOR 方法综合分析的基础上,对我国 23 个主力油 田进行了 EOR 方法粗选。 1984 年开始与日、美、英、法等国在大港、大庆、玉门等油田进行聚合物驱,表面活性济驱油技 术合作。
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由于我国探明气源不足,油田混相压力较高,不具备广泛实施混相驱的条件,确定了化学驱油作 为我国 EOR 技术的主攻方向,并以首先聚合物驱作为重点。 “七五” (1986~1990) 、 “八五” (1991~ 1995) 、 “九五” (1996~2000)连续将 EOR 技术研究列为国家重点科技攻关项目。

(2)聚合物驱技术发展
仅用了十年左右的时间,在“八五‘末期,就基本掌握了聚合物驱油技术,完善配套了十大技术, 即:①注水后期油藏精细描述技术;②聚合物筛选及评价技术;③合理井网井距优化技术;④聚合物 驱数值模拟技术;⑤注入井完井、分注和测试技术;⑥聚合物驱防窜技术;⑦聚合物配制、注入工艺 和注入设备国产化;⑧采出液处理及应用技术;⑨高温聚合物驱油技术;⑩聚合物驱方案设计和矿场 实施应用技术。 规模与效果 采收率:聚合物驱先导性试验、工业性矿场试验、工业化应用均取得了在水驱基础上提高采收率 10%以上的好效果。 大港油田:西四区聚合物驱先导性井组试验在“七五‘期间最早取得明显增油降水效果,井组含 水由 90.5%下降到 67%,日产油由 48.6t 上升到 88.4t ,采收率提高了 10.4%;注 1t 聚合物干粉增油达 400t。 注聚前后对比:高渗透层吸水强度由 15m3/m 下降到 10m3/m,低渗透层吸水强度由 1m3/m 下降 到 7m3/m。 表明:有效地扩大了注水波及体积。 大庆油田:中区西部聚合物先导性井组试验。 该区注水开发近 30 年。 聚合物驱后在葡Ⅰ1-4 单层试验井组全区综合含水由 95.2%降到 79.4%, 日 产油由 37t 上升到 149t,平均注 1t 聚合物干粉增油 241t,中心井比水驱提高采收率 14%。在葡Ⅰ1-4 和 萨Ⅱ1-3 双层开采试验井组,全区综合含水由 94.7%降到 84.4%,日产油由 86t 上升到 211t,平均每注 1t 聚合物干粉增油 209t,中心井比水驱提高采收率 11.6%。 北一区断面葡Ⅰ1-4 层工业性矿场试验。试验区面积达 3.13km2。地质储量 632×104t,注采井数达 61 口,全区含水由 90.7%下降至 73.9%,日产油由 651t 上升到 1356t,试验未结束时提高采收率已达 13.62%,比聚合物干粉增加原油 130t。 大庆油田从 1996 年开始聚合物驱工业化推广应用。目前已有 15 个区块实施聚合物驱,已成为大 庆油田开发的重要技术。例如: 大庆采油一厂
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聚驱工业区块已达 5 个,年产油保持在 300×104t,占全厂总产油量的近 1/4。 96 年开始注聚的三个区块目前聚合物用量已达 577.21mg/L PV,综合含水已回升到 87%,目前已 达提高采收率 10%。 大庆采油三厂 目前,聚合物驱工业应用区块已达 5 个,年产量占全场总产量的 29%左右。 北二西东、西两个区块分别于 95 年 12 月。96 年 8 月投入聚合物驱开采,面积 15.35km2,地质 储量 2818×104t,总井数 222 口(其中注入井 98 口,采出井 124 口) 。截止到 2000 年底,累计注入聚 合物干粉 25125t,聚合物溶液 2540.55×104 m2。累计增油 186.87×104 t,1 t 聚合物增油 74 t。阶段才 采出程度为 17.04%,较数模高 3.9%。 河南双河油田,油层温度 72℃,发展了一套高温聚合物驱技术,矿场先导性试验已提高采收率 8.6%,预计试验完成后可提高采收率 10.4%。 “八五”末,全国已进行聚合物驱油矿场试验 19 个。并在 6 个大油区 25 个油田、区块开始推广 应用,建成 168×104 t 原油生产能力。 “九五”开始,已将聚合物增产原油列入我国陆上原油生产计划,现已达到年增产原油 700×104 t。预计整个“九五”期间增产原油 1500×104 t。1997 年全国投入聚合物驱工业化应用的油田面积达 101.3 km2,动用地质储量 2.21×108 t,年注入聚合物干粉 2.37×104 t。聚合物驱年增产原油达 303× 104 t。我国已成为聚合物驱规模最大、增产效果最好的国家。

(3)复合驱油技术
我国从“七五”开始表面活性剂驱油技术的研究。在此基础上,于“八五”开展了复合驱油技术 的研究。由于复合驱油技术远比聚合物驱复杂得多,难度更大、风险更大。所以“八五”期间的研究 工作是由基础开始的。 开展了 5 个不同油区、不同类型复合驱油先导性矿场试验。首次于 1993 年在胜利油区 孤东油田 .... 小井距试验区取得成功:在水驱才采出程度已达到 54%(属油田枯竭)条件下,又提高采收率 13.4%, 使其总采收率达到 67%。 大庆油田:在原油×108t 基本无酸值的条件下,中区西部先导性试验区、杏五区先导试验驱试验 结果,6 口水驱最终采收率提高 20%,比聚合物驱提高采收率高出已一倍左右。 新疆克拉玛依砾(lì)岩油田二中区小井距先导试验区:在含水 99%的条件下,中心井产量增长 了 12 倍,含水下降到 83%。 辽河油区兴隆台油田兴 28 区块具有气顶边水小断块油田已注水枯竭的情况下,采用碱—聚合物
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二元复合驱,中心井日产油由 0.9 t 上升到 9.7 t。 我国以化学驱油技术为代表的 EOR 技术发展迅速,已成为我国陆上主力油田持续发展的重大战 略接替技术。当前不论从规模上、年增产原油量和技术的系统完善配套上,均已走在世界前列。预计 到 2010 年我国化学驱年总增油量将占全国陆上油田年产油量的 15%左右,成为世界上 EOR 技术工业 化程度最高的国家。

二、聚合物驱技术
(一)聚合物在油藏中的稳定性与滞留
1. 聚合物溶液的稳定性
聚合物溶液在油藏条件下必须长时间保持稳定,才能取得好的驱油效果。即聚合物溶液在油藏条 件下应该保持初始的粘度值、不絮凝或不应沉淀交联而堵塞油层,且降解尽可能的小。而高含盐量、 高速剪切处理、高温、化学反应及生物降解都会使聚合物分子破坏,从而使聚合物溶液的稳定性受到 影响。 聚合物的降解基本上有三种不同类型的降解机理:机械降解、化学降解和生物降解。经过降解作 用,聚合物的平均分子量下降,直接影响到它的增粘特性。

(1)机械降解
当聚合物溶液被置于高剪切条件下,由于分子承受大的剪切应力造成分子链被剪断。这是瞬时效 应,在聚合物溶液混配时,或聚合物溶液经泵和闸门的输送过程中,或者在注入通过射孔炮眼时,或 者在井筒附近的地层,聚合物高速流动的地方都会出现高的剪切条件。 目前已开展了聚合物在高剪切流动情况下的实验研究工作。主要研究结果如下: ①在高剪切流动情况下,聚合物链断裂速度取决于分子量、剪切速率和溶液粘度;同时也与溶液 的浓度有关,当然,浓度与粘度有关。 ②大分子对流动的阻力较大,产生的剪切或拉伸应力也较大,因此很容易断裂。 ③剪切前后,聚合物分子量分布发生改变,剪切后的分子量分布在低分子量部分的峰值较高些。 ④聚合物分子流动所产生的剪切应力是断裂的主要原因。

(2)化学降解
氧化作用或自由基化学反应通常被认为是化学降解作用的最重要的来源。

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(3)生物降解
生物降解是指聚合物分子被细菌或受酶控制的化学过程而破坏。防止生物降解最常用的办法就是 使用生物杀菌剂,如甲醛或其它化学剂。然而使用了这样的杀菌剂,就可能影响所使用的其它保护聚 合物的化学剂。例如杀菌剂可以和除氧剂发生反应。因此,研制新型杀菌剂是目前急待解决的问题之 一。

2. 聚合物在油藏孔隙中的滞留
在油层流体运移过程中,聚合物分子与孔隙介质之间存在着很强的相互作用,会引起聚合物在多 孔介质中的滞留,从而损耗注入水中的聚合物。显然,这时驱替液的粘度比注入时的聚合物溶液粘度 要低很多,导致聚合物驱油作用降低。但是,聚合物在多孔介质中的滞留作用也可使油层岩石的渗透 率下降,有利于降低驱替液的流度。相比之下,增粘作用更为主要。因此,聚合物滞留作用的强弱, 是决定聚合物驱油经济效果好坏的关键因素之一。 聚合物通过多孔介质时有三个滞留机理,即:①吸附;②机械捕集;③水动力滞留。下面分别进 行讨论。

(2)聚合物的吸附
聚合物的吸附指的是溶液中聚合物分子同固体表面之间的相互作用。吸附机理可分为物理吸附和 化学吸附。物理吸附是指在表面(吸附剂)和被吸附物质(吸附质)之间依靠静电力(或范德华力) 和氢键的作用相结合。化学吸附是指两者之间发生化学反应而产生的吸附。聚合物在岩石表面的吸附 主要依靠物理吸附。评价聚合物吸附的方法有两种:静态吸实验验和动态吸附实验。 ①静态吸附 将岩石颗粒静置于聚合物溶液中,直至吸附达到平衡,这种吸附称为静态吸附。具体确定吸附量 的方法是将岩石颗粒在溶液中静置 72 小时,用离心机将溶液与颗粒分离,用浊度法测溶液浓度,浓度 损失即为吸附损失。 聚合物的吸附量和吸附性质主要取决于以下几点: ? 聚合物的种类和聚合物的性质,如分子量大小、分子尺寸、电荷密度或水解度(对 HPAM 来说) 、 聚合物浓度; ? 溶剂的性质,包括溶剂的类型、pH 值、矿化度(Na+、Cl- 等)和硬度(Ca2+、Mg2+等) ,以及溶 剂中其它组分的含量; ? 岩石的表面积和组成岩石的矿物类型。 ②动态吸附
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聚合物溶液通过多孔介质时产生的吸附称为动态吸附。动态吸附的环境与静态吸附有较大的差 别,在动态吸附过程中,岩石颗粒表面不完全暴露于溶液中,因而吸附比表面积较小,但表面更不光 滑,存在粒间夹角、喉道等,它们可能阻止聚合物通过,大分子在这些地方会有堆积。以这种方式滞 留的分子已经不属于吸附滞留而是机械捕集了。在实验室中很难将动态吸附造成的大分子滞留与其它 机理造成的滞留区分开。

(2)聚合物的机械捕集
机械捕集作用是聚合物滞留在狭窄的流动孔隙所致,与水动力滞留是相互影响的,这种现象只有 在溶液流经多孔介质时才能发生。在网状微孔隙中,有一部分是细窄的喉道。因此当聚合物溶液流经 这种复杂的网状介质时,分子要占据大量的孔道,某些较大尺寸的分子被捕集在狭窄喉道处,于是发 生堵塞效应, 流动作用减弱, 进而可能在堵塞处捕集更多的分子 (包括部分较小尺寸的分子) 。 实际上, 这种机理与深部过滤现象相似。

(3)聚合物的水动力滞留
聚合物的水动力滞留是最难定义和理解的一种滞留机理,这一机理是在岩心聚合物滞留达到稳定 状态后, 改变流速时总滞留量发生变化后建立的。 Chauveteau 和 Kohler 两人在岩心上进行了 HPAM 滞 留试验, 由流出的水相分析结果可知, 当流速由 3m/d 增大到 10.3m/d 时发现, 聚合物的产出浓度下降, 这说明 HPAM 的滞留量随流速的增加而增大。流速再减小到 3m/d ,则聚合物的产出浓度又回到了注 入浓度(400mg/l),这说明滞留量也下降了。Maerker 在进行黄原胶的类似研究中,也发现聚合物滞留 量随流速增加而增大的现象。

3. 聚合物在多孔介质中的流动参数
聚合物通过多孔介质时,不仅降低了地层的渗透率,而且其溶液的粘度特性也发生了变化。为了 评价聚合物溶液通过多孔介质的流动特性,采用了三种度量参数,有阻力系数、残余阻力系数和筛网 系数。

(1) 阻力系数

FR ?

? k ? ?w ?k ? ?p

(0-1)

阻力系数表示聚合物溶液降低流度的能力,它是大于 1 的无因次数。

(2)残余阻力系数
为了单独描述渗透率下降效应,引进了残余阻力系数的概念。这是描述聚合物溶液降低岩心渗透
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率能力的物理量,用 FRR 表示。

FRR ?
式中

? p kw ?w k p

(0-2)

kw ——岩心原始水测渗透率;
k p ——聚合物溶液通过岩心时的有效渗透率;

FRR ——大于 1 的无因次数。 FRR 愈大,聚合物降低渗透率的能力愈强。它是评价注聚合物后
油层注入能力的一个重要参数。

(二)聚合物驱油的主要机理及影响因素
1. 聚合物驱主要机理
普遍认为,与其它化学驱相比,聚合物驱的机理较简单。但迄今为止,对聚合物驱的微观本质仍 然认识不清。室内实验和矿场试验、生产中发现的一些现象,无法用传统的理论来解释。也正是由于 目前对驱油机理的物理本质认识程度所限,严重地制约了聚合物驱理论与技术的发展。在这里我们只 能简单地介绍已被公认的主要机理。

(1)改善流度比
目前公认的聚合物驱主要机理是改善流度比,抑制粘性指进,提高宏观波及效率。虽然聚合物溶 液的物理化学性质, 尤其是流变性非常复杂, 在油藏中的流动与驱替机理与小分子的牛顿型驱替液 (水) 有很大 (甚至是本质)的差异, 但其粘度效应对驱油效率的影响在定性规律上与水驱具有可比性。 因此, 我们有理由用水驱油效率预测方法来定性地分析聚合物驱的主要机理。 在水驱条件下,水突破后采出液中油的分流量为:

fo ?
式中, ?w , ?o 分别为水、油的流度。

?o 1 ? ?o ? ?w 1 ? ?w / ?o

(0-3)

?w ? krw ? w ?o ? kro ? o
由式(0-3)可见,为提高原油采收率,需降低水油流度比 ?w ?o 。这也是最初提出聚合物驱基本原 理。
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下面我们具体分析影响流度比的因素,以及在技术上如何实现。为此将式(0-3)略加变形:

fo ? 1?

1 k rw kro ? w ?o

(0-4)

仅从上式分析,为改善流度比,获得较好的驱油效率有两个途径:①降低水 /油相对渗透率比

krw kro ;②提高水/油粘度比 ? w ?o 。
① 降低水油相对渗透率比 油水两相的相对渗透率( krw , kro )是含水饱和度的函数,水相渗透率 krw 随含水饱和度增加而增 加,而油相渗透率 kro 则随含水饱和度增加而降低。在向油层注水的整个过程中,含水饱和度始终是 增加的,最终趋向极限值。因此,均质油层采油过程中,比值 krw kro 随开采时间的增长而持续增大。 最终趋于无限大( kro 将趋于零) 。可见,采出液中油流分流量始终是减少的,最终趋于零。这是油田 开采的最终结果。也就是说,水油相对渗透率比随含水饱和度增加,这一客观事实是无法改变的。但 是相对渗透率不仅与含水饱和度有关,而且与其它因素相关。例如,岩石润湿性、孔隙结构、流体性 质等。这些因素影响相对渗透率的物理本质和规律还需要深入地研究(可能存在一些尚未被认识的现 象与规律) 。这里面很有可能蕴含着新技术的生长点。 ② 提高水油粘度比 通过提高水油粘度比来改善流度比,提高驱油效率是一种很有效的方法。当水/油粘度比很小时, 采出液中含水率上升速度快。例如,当油层平均含水饱和度达到 30%时,对于 ? w ?o ? 0.1 的条件, 生产井含水就会达到 80%;若,含水只有 30%。就是说,如果驱替液与原油粘度比过小,在油层中含 水饱和度并不很高的情况下, 就不得不因采出液含水率已达到采油经济允许的极限含水率而终止开采。 此时的采收率还很低,如果提高水/油的粘度比( ? w ?o ) ,采出液中含水率上升速度将大大减缓。当 它达到经济允许的极限含水率时,油层中的含水饱和度可以达到较高的值,相应的原油采收率较高。 提高水油粘度比有两个途径: ①增大驱替液的粘度——聚合物驱 ②降低原油粘度——热采等

(2)调剖效应
调整吸水剖面、扩大波及体积是聚合物驱提高采收率的另一主要机理。
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在聚合物的调剖作用下,油层注入液的波及体积扩大,在油层的未见水层段中采出无水原油。 聚合物驱室内模拟实验结果表明:在非均质岩心中,聚合物溶液的波及范围扩大到了水未波及到 的中低渗透层。现场的实测资料也证实了这一点。 但是,对于层间渗透率差异太大的油层,仅依靠聚合物溶液的流度控制,往往不能有效地抑制舌 进。在此情况下,应采取调整吸水剖面的技术措施(调剖) 。

(3)聚合物溶驱微观驱油机理
传统的观点认为,聚合物驱只是改善的水驱,即聚合物只能增加扫油效率(Sweeping efficiency) , 而不能提高驱替效率(Displacement recovery efficiency) ,若是这样,就决定了聚合物驱只能提高 5% 左右的采收率。但是,实际的情况并不是这样。根据大庆油田的矿场试验结果分析,只要选择合适的 油藏,有正确的注入体系设计,聚合物驱提高采收率的幅度可达 10%以上。由此断定,聚合物驱不仅 在纵向上、平面上扩大了波及系数,而且,在油藏微观孔隙结构上,也增加了水驱体积。中科院万庄 分院渗流力学研究所利用核磁共振仪,对比分析了水驱和聚合物驱的人造岩心,认为聚合物驱扩大了 驱油的孔隙数量。据大庆油田聚合物驱后检查井密闭取芯的资料证明,仅靠增加波及系数达不到如此 高的采收率,而正式由于增加波及系数与提高驱替效率的叠加效果,才可能使聚合物驱的采收率达到 10%以上。 下面是有关聚合物微观驱油机理的几个实验: (多媒体动画)

2. 聚合物驱的适用条件
利用聚合物溶液驱油时,由于地层岩石、流体等的复杂性,会影响聚合物的驱油效果。因此,在 油田上应用时,必须根据岩石性质选择适当的聚合物。

(1)聚合物的筛选
对于聚合物的选择,必须从驱油效果和经济上进行考虑,同时不能伤害地层,因此,油田上应用 的聚合物应满足: ①具有水溶性:能在常用驱油剂(水)中溶解; ②具有明显的增粘性:加入少量的聚合物就能显著地提高水的粘度,具有非牛顿特性,从而改善 流度比; ③化学稳定性好: 所应用的聚合物与油层水及注入水中的离子不发生化学降解。 对于生物聚合物, 受细菌的影响应尽可能小; ④剪切稳定性好:在多孔介质中流动时,受到剪切作用后,溶液的粘度不能明显的降低; ⑤抗吸附性:防止因聚合物在孔隙中产生吸附而堵塞地层,使渗透率下降或使溶质粘度降低;
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⑥在多孔介质中有良好的传输性:良好的传输性指除了聚合物具有较强的扩散能力外,注入时不 需要太大的压力以及在较大的注入量下不出现微凝胶、沉淀和其它残渣等; ⑦来源广、价格低:应用的聚合物来源要广,以便在油田上能够广泛应用。 能同时满足上述所有要求的聚合物很少。在应用时,根据油层条件,选择出适合岩石性质的聚合 物。

(2)油藏条件的适应性
由于聚合物驱油受油层条件和岩石组成的影响,因此,聚合物驱油时必须考虑油层条件。 ①油藏几何形状和类型:对于具有气顶的油藏,或者地层具有裂缝、孔洞的油层不能应用聚合物 驱。因为注入的聚合物会充填到气顶中,或者沿着裂缝前进造成聚合物绕流,而不能在多孔介质的孔 隙中流动降低流体的流度。 ②油层岩石为砂岩,不含泥岩或含量非常少。防止聚合物的吸附量过多而影响驱油效果;岩石渗 透率及其分布是聚合物驱能否成功的重要因素, 渗透率决定聚合物溶液的注入能力和聚合物的滞留量, 因此岩石平均渗透率最好大于 0.1μm2。 ③原油性质在很大程度上决定了聚合物驱是否可行。 原油粘度越高, 聚合物驱对流度比改善越大。 一般原油粘度在 5mPa~50mPa·s 之间比较适合聚合物驱。此外,地层的含油饱和度必须大于残余油 饱和度,而且含油饱和度越高,聚合物驱效果越好。 ④油层温度:聚合物驱的油层温度不能太高,虽然许多聚合物的热稳定性可以达到 120℃或者更 高,但使用时油层温度最好不要超过 70℃。多数聚合物在 70℃左右,其性质会发生变化,聚丙烯酰胺 在 70℃表现出很强的絮凝倾向。高温下降解反应会加速,吸附量增大。 温度还对聚合物驱所需的其它化学添加剂,如杀菌剂、除氧剂等有影响。油层温度太低对聚合物 驱也有不利的影响,因为在这样的温度下细菌的活动通常会加剧。 ⑤地层水的性质是聚合物筛选的重要依据之一。如果地层水矿化度很高,就必须选用耐盐性能好 的聚合物,或者用淡水对地层进行预冲洗。

(三) 聚合物驱注入方案
1. 聚合物注入时机
所谓注入时机,就是指油田上油井在综合含水多少时,注聚合物最合适。数值模拟研究表明,注 聚合物越早,节省的注水量越多,注入水利用效率越高。如正韵律油层 VK ? 0.72 ,在聚合物注入量 240PV·mg/L 时,同水驱相比,都计算到油井综合含水 98%。当油田开发一开始就注聚合物,与水驱
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相比可节省注水量 2.2PV;当油井含水 85%时,再注聚合物,可节省注水量 1.8PV;当含水 90%时, 注聚合物,可节省注水量 1.6PV;当含水 95%时注聚合物,可节省注水量 0.62PV 由此可见,注聚合物 越早,开发年限越短,节省的注水量越多。 但是应该指出,聚合物不同的注入时机对提高采收率的幅度没有影响。在上述地质模型和同样的 聚合物用量下,计算结果表明,不同含水时注聚合物,其提高采收率的幅度相同,均为 10%左右。 上述注聚合物的时机只是就节省水量这一点来讲,是越早越好。但注聚合物是一个复杂的系统工 程,涉及到巨额的投入和庞大的工作量。一开始就注聚合物,不仅会大大增加油田开发的难度和工作 量,而且也会延长油田投入开发的时间和产量增长的速度,从而失去注水开发初期低投入低成本开采 的有利时机,大大降低油田开发初期的经济效益。因此,注聚合物的时机问题,是一个油田开发的综 合经济问题,必须从油田开发的整体部署出发,进行全面的论证后,才能确定。

2. 聚合物的用量
聚合物和水相比,是一种昂贵的化学剂,所以聚合物的用量不仅涉及注聚合物的效果,而且也涉 及到整体的经济效益,是聚合物驱油中一个十分重要的问题。

(1)聚合物用量和聚合物驱效果的关系
聚合物的用量一般用聚合物溶液的段塞体积(PV)和聚合物溶液浓度(mg/L)的乘积来表述。根 据数值模拟计算,在一定的油层条件和聚合物增粘效果下,聚合物用量越大,提高采收率的幅度越高, 但当聚合物用量达到一定值以后,提高采收率的幅度就逐渐变小了。而每吨聚合物的增油量却有一个 最佳区间,在上述计算中,随着聚合物用量的增加,每吨聚合物的增油量也增加;但当聚合物用量超 过 200PV·mg/L 后,则随着聚合物用量的增加反而减少了。 聚合物的最佳用量应保证提高采收率的幅度较高,每吨聚合物 的增油量较大,怎样才能确定这一最佳用量的数值呢?将左图上的 提高采收率值和对应的每吨聚合物增油量值相乘,得到一条新的关 系曲线,我们称综合技术指标曲线,这条新关系曲线的拐点所对应 的聚合物用量就是我们要确定的聚合物最佳用量,在上述计算条件 下,聚合物最佳用量为 380 PV·mg/L。

(2)聚合物用量和经济效益的关系
按照上述方法所确定的聚合物最佳用量只反映了聚合物用量本
聚合物用量选择综合曲线

身的技术效果。还不能全面反映出聚合物驱油的经济效益。

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在进行聚合物驱油时,除了聚合物的投资以外,还需 要进行加密钻井,缩小注采井距,进行地面建设和改造。 钻井和地面建设费用是一次性投资,在不同的聚合物用量 下,可看作是不变的。而聚合物投资,则随着用量的增加 而增加。根据总的产出和投入比来看,开始随着聚合物用 量的增加, 产出和投入比增加, 但当用量达到一定值以后,
聚合物用量与经济效益关系曲线

产出和投入比开始减少,即经济效益开始下降。 从上图来看,最大产出投入比所对应的聚合物用量为

600 PV·mg/L。这就是说,为了追求总经济效益,聚合物用量要比单纯考虑技术指标时多得多。两者 相差 220 PV·mg/L。 所以,油田采用聚合物驱油时,应从经济效益出发,结合油田具体情况,正确地确定聚合物的最 佳用量。

(3)聚合物分子量的选择
众所周知,聚合物分子量越高,增粘效果越好,在油层中产生的阻力系数和残余阻力系数越高, 波及体积越大。当然分子量过大,对油层会带来注入的困难。分子量太小,聚合物的增粘效果又会大 大降低。因此,在进行聚合物矿场设计时,必须事先研究聚合物分子量与油层渗透率的匹配关系,研 究不同分子量的聚合物化学降解和机械降解的粘度损失。 ① 聚合物分子量和渗透率的匹配关系 室内不同渗透率的岩心及不同分子量的聚合物进行了注入能力实验,得到了分子量和渗透率的匹 配关系(如下表) 。
聚合物分子量与岩心渗透率匹配 空气渗透率(μm2) <0.25 0.25~0.4 0.4~0.7 聚合物分子量(万) <650 650~1700 1700~2500

从表可以看出,空气渗透率大于 0.4μm2 的油层,注入聚合物的分子量可达 1700 万以上。大庆 油田的非均质油层,渗透率大于 0.5μm2 的油层厚度占 75%以上,从这一匹配关系来看,对大庆油田 的非均质厚油层可采用分子量比较高的聚合物。 ② 孔隙半径中值与聚合物分子回旋半径的关系 聚合物分子量和渗透率的匹配关系,实质上是聚合物回旋半径的大小与岩心孔隙半径的匹配关
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系,国内外研究结果表明,当油层孔隙度半径中值( R50 )与聚合物分子回旋半径( rp )之比大于 5 时,聚合物不会对油层造成堵塞。 根据聚合物分子量和分子回旋半径的关系, 聚合物分子量为 1500 万时, 其分子回旋半径只有 0.342 μm,回旋半径的 5 倍,也只有 1.71μm。而大庆油田厚油层的压汞资料表明,约有 80%的厚油层, 其孔隙半径中值( R50 )大于 1.71μm,因此对其采用分子量高一些的聚合物是可行的。
不同分子量聚合物分子回旋半径计算 分子量(万) 750 1000 1500 水解度(%) 30 30 30

rp (μm)
0.261 0.283 0.342

rp ×5(μm)
1.305 1.416 1.710

③ 聚合物分子量和增粘效果、阻力系数、残余阻力系数的关系 根据室内对相近渗透率岩心所作的注入实验表明,在相同的浓度和在相同矿化度的水中,聚合物 分子量越高,增粘效果越好,阻力系数和残余阻力系数越大(下表) 。
不同分子量的指标测试结果 粘度(mPa·s) 750 400 600 800 1200 2.46 3.76 5.50 9.50 1500 4.15 6.50 10.60 21.15 阻力系数( FR ) 残余阻力系数( Rk ) 750 3.55 5.45 7.75 13.00 1500 7.14 12.50 18.90 36.80 750 1.60 1.88 1.95 2.05 1500 2.20 3.40 4.10 4.40

④ 聚合物分子量和剪切降解的关系 室内通过模拟实验,研究了不同分子量聚合物通过射孔炮眼后的剪切降解情况。在相同剪切速率 下,分子量越大,粘度损失越大,但其保留的粘度值仍比低分子量的高(下表) 。
不同剪切速率下的剪切降解数据 注入速度 (mL/h) 0 400 800 1120 1760 2240 750 万 1500 万 剪切速率 (s-1) 粘度(mPa·s) 下降(%) 粘度(mPa·s) 下降(%) 0 1732 2743 3840 6035 7680 21.9 21.8 21.7 21.6 21.5 21.1 0.5 0.9 1.4 1.8 3.7 38.8 37.0 36.4 35.3 34.9 3.4 5.0 5.8 7.8 9.0

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⑤ 聚合物分子量和提高采收率幅度的关系 室内应用 VK ? 0.68 的正韵律物理模型,在不考虑剪切降解的情况下,开展了对不同分子量的聚 合物的驱油实验研究。实验结果表明,在相同用量下,分子量越高,提高采收率幅度也越大(下表) 。
不同分子量聚合物驱采收率对比 分 子 量 (万) 2800 1000 500 水驱采收率 (%) 20.95 20.48 20.34 聚合物驱采收率 (%) 54.32 44.87 30.95 提 高 值 (%) 33.37 20.39 10.61

综上研究可以看出,聚合物分子量越高,增粘效果越好。因此,只要聚合物分子量和油层渗透率 匹配,在聚合物注入方案设计时,只要油层条件允许,应最大限度地采用高分子量的聚合物。

3. 聚合物溶液的段塞浓度和“阶梯型”段塞
在聚合物分子量和总用量确定以后,怎样选择聚合物溶液的段塞浓度和怎样确定“阶梯型”段塞 仍然是聚合物驱油注入方案中不可忽略的一个问题。 国内外的许多研究表明,在油层注入能力允许的情况下,聚合物浓度越高越好。如在聚合物用量 380PV·mg/L 和聚合物分子量相同的情况下,采用聚合物浓度为 800mg/L 的段塞驱油,含水下降最大 值为 17.44%,每吨聚合物的增油量为 178.99t。但采用聚合物浓度为 1500mg/L 的段塞时,含水下降最 大值可达 21.01%,每吨聚合物的增油量可达 182.96t。另外最近人们还开始注意到聚合物浓度和油层 非均质的关系,油层非均质越严重,采用高浓度段塞,对扩大波及体积的作用就越大,驱油效果也越 好。
不同浓度聚合物驱油效果 聚合物用量 (PV·mg/L) 380 380 380 380 段塞浓度 (mg/L) 800 1000 1200 1500 含水下降最大值 提高采收率值 每吨聚合物增量 (%) (%) (t) 17.44 19.89 20.73 21.01 11.08 11.15 11.24 11.33 178.08 180.99 181.53 182.96

在以往的聚合物设计中,人们普遍认为:为了防止后续注水将聚合物段塞突破而影响聚合物的驱 油效果,提出了依次降低浓度的“阶梯型”注入方式,甚至使最后一个阶梯段塞的粘度接近注入水的 粘度。但近年来研究表明,当聚合物注入段塞小时,才适用这种“阶梯型”注入方法。随着注入段塞 的增大,而高浓度主段塞的用量越大。第二、第三“段塞”的用量逐渐减少。当聚合物注入“段塞”

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大到一定程度后,阶梯段塞就不起作用了,甚至会降低聚合物驱的增油效果。数值模拟研究结果表明: 在聚合物用量 380PV·mg/L 的情况下,其中第一段塞用量要占 94%以上,第二、第三段塞的用量仅 占 6%;当聚合物用量增加到 500 PV·mg/L 时,就不必再用第二、第三段塞了。 对大庆油田这样非均质比较严重的厚油层,当聚合物用量增加到 500 PV·mg/L 以上时,在聚合 物驱注入方案设计时,就可不必考虑“阶梯型”段塞了。这样就可大大减少聚合物的注入时间,节约 注入过程中的操作费用,对方案的具体实施过程有很大的意义。

(4)对聚合物溶液段塞前后注入水水质的要求
聚合物溶液一般采用低矿化度水配制,而地层水矿化度往往又大大高于配制水的矿化度,因而低 矿化度水配制的聚合物溶液注入油层后,在段塞的前后,必将使聚合物溶液的矿化度升高,而降低聚 合物溶液的粘度。为了提高聚合物驱油的效果,需对聚合物段塞前后注低矿化度水保护段塞。

(5)注聚合物的井网井距选择
① 注采方式对聚合物驱效果的影响
不同注采方式聚合物驱油效果比较 井网类型 注 采 井 距 (m) 年注液速度 (PV) 五点法 250 0.0652 1.6963 97.00 31.4716 0.8426 四点法 250 0.0652 1.6963 97.01 31.3972 0.8428 反九点法 250 0.052 1.6963 97.13 30.2283 0.8426

方案终止时注液量(PV)

fw Ew
转注时指标

(%) (%)

九点法三种注采方式,在注采井距 250m、注入量 123PV·mg/L 的条件下,采收率提高幅度以五点法
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水驱指标 聚 合 物 驱 方 案 结 束 时 指 标

注水 (PV)

f

(%)

94.67

94.68

94.79

mg/L·PV

123.04

122.90

123.04

f
EP
?E

(%) (%)

97.02

96.79

96.34

36.7318

36.4851

33.5088

(%)

5.2602

5.0879

3.2805

不同的注采方式对聚合物驱的效果有一定的影响。根据数值模拟计算,对比五点法、四点法和反

最好,可达 5.26%,反九点法最差,只有 3.28%。所以在采用聚合物驱时,应选择五点法和四点法面 积井网比较合适。 ②关于注采井距的选择 影响聚合物驱注采井距选择的因素主要有两点: 一是聚合物在油层中的稳定性。 若聚合物的稳定性差, 注采井距越大,聚合物注入速度越低,聚合物在油层中停留的时间就越长,聚合物溶液粘度下降的可 能性和下降值就越大,这就越难以保证聚合物驱获得比较好的效果。二是注入井的注入压力限制。由 于聚合物溶液粘度高,有时可比注入水粘度高 50 倍以上,因此注聚合物后,会使油层的渗流阻力显著 增加,造成注入能力大幅度下降,为保证一定的注入能力,需要提高注入压力,大庆油田试验区一般 需提高 2~5MPa 左右。所以在其它条件不变的情况下,注采井距越大,要求的单井注入强度也越大, 需要的注入压力也越高。注采井距过大,就会造成注入压力超过油层的破裂压力,给注聚合物带来难 以克服的困难。聚合物驱注采井距的选择是一个非常复杂的问题,到目前为止很多问题还在研究中, 目前在设计聚合物的注入方案时,关于注采井距的选择,主要考虑油层不同渗透率下年注入速度和注 采井距的关系。油层渗透率越高,注入速度越低,所需的注采井距就越大。如年注入速度为 0.19PV, 当油层有效渗透率约为 0.8μm2 时,注采井距以 250m 左右比较合适。

(四)聚合物驱动态特性
1. 注入压力升高与注入能力下降
注聚合物后, 由于增加了注入水的粘度, 以及聚合物在油层孔隙中的吸附捕集, 小井距试验区 501 井,在正常注水时,日注水量为 150m3,注水压力为 5.7MPa,但注聚合物以后,在同样的注入量下, 注入压力上升到 8.7MPa,上升了 3.0MPa。中区西部葡Ⅰ1-4 层试验区,一般注水压力由 4.8MPa 增加到 7.4MPa,也提高 2~3MPa,吸水指数下降 35.6%,在转入后续注水后,注入压力又逐渐降低,吸水指 数增加,前后水驱相比,吸水指数下降 14.4%。

2. 油井流压下降、产液能力下降
注聚合物后,由于增加了注入流体的粘度,流动阻力增加,使压力传导能力下降。所以虽然注入 压力增加了,但生产井流压仍明显下降。如中区西部葡Ⅰ1-4 层试验区生产井流压由 5.7MPa 最低降到 3.8MPA,中心井 PO5 由 4.4MPa 降到 2.1MPa。产液指数下降 60%~80%,转入后续注水后,油井流 压逐渐上升, 到 1992 年 7 月, 全区流压又上升到 5.0MPa, PO5 井流压上升到 4.2MPa。 前后水驱相比, 产液指数下降 46.3%~64.7。

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注聚合物前后产液能力变化 产 液 指 数〔t/(Mpa·d·m)〕 项 目 水驱 全 区 3.24 5.72 注聚合物 1.33 0.83 下降(%) 59.0 85.5 转水驱 1.74 2.02 下降(%) 46.3 64.7

PO5 井

3. 聚合物突破时间和见效时间
在矿场试验中,由于各井所处地质条件不同,注采井间连通状况各异,因而油井的见效时间与聚 合物突破时间也存在一定差异。根据动态反映统计,有的井先见效后突破,有的井二者几乎同步,还 有少数井先突破后见效。单层区有 56%井是先见效后突破。
油井聚合物突破时间与见效时间 含水下降 最大值 (%) 28.5 29.8 29.7 14.9 17.0 10.3 21.8 67.7 36.9 产出液聚合物浓度(mg/L) 效果最佳时 420 200 300 300 150 310 430 400 400 最 高 500 600 350 350 150 310 600 400 600

井 号 PO5 PO6 PO7 PO8 PO9 PO10 PO11 PO12 PO13

见效时间 1990.8.20 1990.8.30 1990.8.30 1990.10.13 1990.10.21 1990.11.30 1990.11.10 1990.8.30 1990.8.30

突破时间 1990.9.20 1990.9.24 1990.9.12 1990.10.13 1990.9.12 1990.9.12 1990.9.21 1990.9.18 1990.9.13

总的看来,先见效后突破的井,含水下降幅度大,增油效果好。表明这类油井宏观和微观波及体 积增加幅度大,形成了较好的“油墙” ,聚合物利用率较高。先突破后见效的井,由于扩大波及体积的 幅度小,聚合物先于“油墙”到达之前突破,因而含水下降幅度小,增油效果差。因此可根据油井的 反应定性判断聚合物的驱油效果。 另外,从上面的表还可看出,产出聚合物浓度越高,一般效果越好。在效果达到最佳期时,产出 浓度也接近或达到最高浓度。这是由于地层对聚合物的吸附捕集及地层水的稀释,聚合物段塞前缘浓 度很低,聚合物突破后浓度上升不快,到吸附达到平衡后,产出聚合物浓度也很快达到最高值。此时 产生的流动阻力最大,扩大波及体积的能力最强,一般驱油效果也已达到最佳期。有的井产出浓度出 现多峰,表明多层段聚合物突破。

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4. 聚合物注入过程的粘度损失
聚合物经配制、注入到由油井中采出,要经过一个复杂的过程,受到机械剪切、微生物和氧化降 解等多种因素的影响,使聚合物分子量降低,溶液的粘度下降。为了搞清聚合物溶液在整个过程中的 粘度损失,我们在中区西部葡Ⅰ1-4 层试验区选择了不同的取样点进行取样分析,将检测结果与室内配 制结果进行对比,计算出不同环节的粘度损失,根据检测结果可以看出:从配制到注入泵入口处,粘 度损失约 10%;从配制到注入井井口,粘度损失约 30%;从配制到距注入井 30m 的取样井,粘度损失 约 60%;从配制到距注入井 106m 的采出井,粘度损失约 70%。 聚合物溶液在整个注入—采出过程中的粘度损失,主要集中在注入系统及射孔炮眼附近地带,约 占全部损失的 70%。在油层中的粘度损失还不是太多,而且还包括矿化度增加而引起的损失。所以在 实际注入过程中,应尽量采取措施,减少聚合物溶液在注入系统的粘度的损失。

5. 油井采出液中矿化度的变化
注水开发的油田,在注入水矿化度明显低于地层水矿化度的情况下,油井进入中、高含水期后, 油井采出水的矿化度将会明显降低。例如大庆油田的非均质厚油层目前采出水矿化度仅为 3000mg/L, 比原始地层水矿化度低 4000mg/L,由于聚合物驱油,可扩大油层波及体积,增加新的出油部位,当聚 合物驱油见效后,油井采出水中矿化度将会明显增加,尤其是氯离子增加更为显著。根据中区西部试 验区采出水资料分析统计,注聚合物后,有 78%的采油井,矿化度增加 400mg/L 以上。当矿化度达到 最高值时一般都处在油井增产效果最佳期,而后矿化度又逐渐降低,增产效果也逐渐下降。因而,产 出液中矿化度是否增加以及增加的多少,是聚合物驱动态反映的一个重要特点,也是衡量聚合物驱油 效果的重要标志。

(二)聚合物驱油技术研究中的几个问题
1. 聚合物驱油机理
国外传统的观点认为聚合物驱只能提高宏观波及系数,而对它的微观驱油效应则认识不足。其实 我们在九十年代初就已经意识到(通过物理模拟实验)聚合物驱可以提高微观驱油效率,但对于其机 理的研究却迟迟没有突破。最近,我们从聚合物溶液的粘弹性入手,研究了聚合物溶液在驱油过程中, 由于其粘弹性流动,对孔隙盲端和喉道的滞留区(死油区)的波及特性,得出了一些非常重要的结论: 随着驱替液粘弹性的增大(We↑) ,对盲端和喉道滞留区的波及体积明显扩大;由此可以得出这样的
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结论,聚合物溶液在油藏孔隙中可以扩大其微观波及体积,这就是聚合物驱提高微观驱油效率的主要 机理之一。 这 一 研 究 成果 的 意义 不仅仅在于它的理论价值, 而且可以为改善聚合物驱技 聚合物溶液在 T 型流道中的驱替流动图 术或开发新的驱油技术提供 具有启示性的思路。

2. 聚合物驱数值模拟
我国目前使用的聚驱数值模拟软件都是从国外引进的商业软件,由于软件开发时,人们对聚合物 驱的机理认识有限, 有许多重要的机理在软件模型中并未反映出来。 例如上面所讨论的微观驱油机理。 而且有些模型也未必适合于我国油田情况,例如相渗模型。由于这些原因,现有的数模软件预测结果 与实际矿场试验结果误差很大。在大庆油田,实际驱油效果往往好于预测结果。我个人认为这是由于 模型中未考虑聚合物溶液的微观驱油效率所致。因此,对聚驱数值模拟的研究应从基础模型入手,这 里面有大量的理论工作和实验工作要做。

3. 深度调剖技术
在聚合物驱工业化应用中,发现聚合物溶液在非均质严重的油层中,沿高渗透层(或孔道)突进, 影响了聚合物驱油效果。聚合物驱用的调剖剂在性能上有如下要求: ? ? ? 地面注入过程中视粘度较低,注入性能好; 能进入到油层深部,一般要求注入半径为 50~100 ft。大孔道处理半径 250 ft; 通过吸附,粘弹性或沉淀作用,停留在油层的设计不为,并在地下具有较好的稳定性(6 个月以 上) ; 与后续聚合物溶液具有良好的配伍性,对其不产生不利影响; 从目前研究进展来看,有应用前景的有以下几种: ①延缓交联型凝胶 主要采用聚合物与适当的有机或无机延缓交联剂,大剂量注入地层。在地层条件下缓慢发生交联 反应,形成三维网状结构的凝胶,其粘度可控。所用的聚合物包括聚丙烯酰胺(PAM) 、阳离子聚丙 烯酰胺(CPAM) 、生物聚合物(XCP)等。延缓交联剂多为多价金属有机盐(如柠檬酸铝、乙酸铝、 丙酸铝、改性甲醛的包囊体等) 。交联时间可根据设计要求控制在 6~10 天。

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②弱凝胶体系 弱凝胶体系(week gel)和分散凝胶(colloidal dispersion gel)技术特点(理论上的) : ·聚合物和交联剂浓度低; ·不形成连续网状结构的弹性体,在地层就位后呈现可流动的弱凝胶或分散凝胶体,易于进入高 渗层深部。 但是这项技术在矿场试验中的成功率并不高。 据了解在美国的成功率为 30%左右。 有效率 (增油) 只有不到 15%。有些实验,注入压力虽然升高,但含水不降。返排,排出物为强度很高的胶体块。这 说明体系并没有进入油层到达设计不为,而是堵塞在注入井周围(聚交联所致) 。 由此可见,深度调剖技术在机理上、技术上还有很多问题没有解决,这是一个很有吸引力、难度 也很大的研究领域。其主攻方向应是如何使调剖体系能够按照设计在油层深部交联。 ③沉淀堵塞 利用某种特殊的化学物质,在地层内部发生物理—化学反应生成沉淀堵塞物来调整地层注水剖 面。例如,利用阴离子聚合物(PHP)和阳离子聚合物在地层内相遇,生成絮团沉淀物;水解聚丙烯 腈和地层中的盐(Ca,Mg)形成的沉淀物。

(4)减少聚合物溶液粘度损失
目前聚合物驱存在的一个重要问题就是粘度损失。聚合物溶液在到达油层有效驱油不为之前,其 视粘度损失严重。据大庆油田中区西部试验区的观测结果,从配置到距注入井 30 m 处的油层内,聚 合物的视粘度损失就高达 60%。如果全面考察聚合物溶液的流变性,其粘弹性的损失率更大。也就是 说,聚合物溶液在驱油过程中本来应该具有流度控制能力绝大部分损失在配注系统和注入井附近的无 效驱油区内。相当于聚合物的大量损失。造成这种损失的主要原因: ·剪切降解; ·聚合物在近井地带的滞留; 相应地,解决这一问题的途径: ·配制抗剪切的聚合物; ·降低聚合物在近井地带的滞留量

(5)注入井解堵,提高注入能力
聚合物驱工业化应用暴露出的一个突出问题是,注入井堵塞严重(这个问题看来与聚合物粘度 损失联系在一起) 。而且非常难解。注入井的严重堵塞造成了注入压力不合理的急剧上升。有些水井的

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注入压力甚至达到或超过的地层的破裂压力。据统计大庆油田注聚井有 10%以上套损,这是注入压力 过高所致。影响了正常生产。目前实际中解决这一问题的主要措施是: ·近井地带改造──压裂、深穿孔; ·化学解堵。 但这些措施并没有从根本上解决注入能力问题,而且有效期非常短(一般在 1 个月左右) 。 所以注入井解堵,提高注入能力是我们面临的急需功课的难题。

三、碱/活性剂/聚合物(ASP)三元复合驱
碱 /活性剂/聚合物三元复合体系驱油是 80 年代初出现的新技术。三元复合体系是从二元复合体 系发展而来的。人们虽然已经意识到了胶束/聚合物驱的特殊效果,但是,经济因素限制了这一技术的 商业化推广。而三元复合体系主要是为了用便宜的碱剂来代替价格昂贵的表面活性剂,以降低有效化 学剂的成本,这为复合驱的推广应用奠定了基础。 从化学剂效率(总化学剂成本/采油量)来看,复合体系所需要的表面活性剂和助剂的总量,仅为 胶束/聚合物驱的三分之一,复合体系的化学剂效率比胶束/聚合物驱要高。 从提高采收率来看,三元复合驱体系能够采出水驱剩余油的 80%以上,可以与最好的胶束/聚合物 驱相比,并高于一般的二元复合驱。 从驱油机理来看,三元复合驱比二元复合驱有更广的适应范围,并能明显地降低活性剂的吸附滞 留。此外,三元复合驱比二元复合驱有更好的资金回收率。

(一)ASP 驱油机理
ASP 复合驱提高采收率的机理是三种效应的综合结果:①降低界面张力;②流度控制;③减少化 学剂损失。

1. 降低油水界面张力
与其它驱替体系相比, 三元复合体系 (ASP) 与原油接触后, 界面张力能很快降到 10-2mN/m 以下, 而表面活性剂或碱单独与原油之间的界面张力下降的速度要慢得多。当聚合物浓度适中时,ASP 三元 复合体系比 AS 二元体系能产生更低的界面张力。这可能是由于聚合物尤其是聚丙烯酰胺能够保护表 面活性剂,使其不与 Ca2+、Mg2+ 等高价阳离子反应而使活性剂失去表面活性。同时,表面活性剂和 聚丙烯酰胺在油水界面上均有一定程度的吸附,形成混合吸附层。部分水解聚丙烯酰胺分子链上的多
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个阴离子基可使混合膜具有更高的界面电荷,使界面张力降得更低。另外,碱剂推动活性剂前进,趋 向于使最小界面张力迅速传播,这样就减少了碱驱替原油的滞后过程,且可保持长时间的低张力驱过 程。

2. 流度控制
在碱/活性剂/聚合物复合驱过程中,由于被驱替的原油流度高,在油墙的前面形成了低流度带, 从而保证了较高的扫及效率。由于较高的表观粘度,也增加了局部的毛管数,提高了驱油效率。 而且, ASP 体系中, 表面活性剂和碱有效地保护了聚合物不受高价阳离子的影响。 有的研究认为, 加入活性剂可使聚丙烯酰胺的粘度增加 10%~25%,加入碱可使聚丙烯酰胺的粘度增加 22%~42%。 在各种碱剂中,硅酸钠(Na3SiO4)保护聚合物粘度的性能最好,碳酸钠(Na2CO3)次之,氢氧化钠 (NaOH)最差。也有研究报导,碱和活性剂的存在,可使部分水解聚丙烯酰胺的增稠能力变差,体 系视粘度损失很大(NaOH—活性剂—部分水解聚丙烯酰胺体系) 。

3.降低化学剂的损失
与其它的二元驱替相比,ASP 驱能明显地降低化学剂的吸附滞留损失,从而使复配体系发挥出更 充分的驱油作用。

(1)三元体系的碱耗
碱驱矿场失败的一个主要的原因是碱耗。引起碱耗的因素主要是碱剂与地层矿物反应,与地层盐 水反应, 与原油的酸性组分反应。 但是, ASP 体系中, 表面活性剂的加入, 避免了原硅酸钠 (Na4SiO4) 、 氢氧化钠 (NaOH) 等一类强碱的应用, 使碱耗不再成为严重问题。 若使用具有中等 pH 的缓冲碱体系, 可有效地降低硬离子浓度,并可减少化学反应的驱动力,因而碱耗、结垢都很少。

(2)聚合物、活性剂的吸附滞留损失
在 ASP 驱中,价格较低的碱剂的主要作用是改变岩石表面的电荷性质,以减少价格较高的表面活 性剂和聚合物的吸附、滞留损失,保证这类三元体系在经济上可行。因为有碱存在时,溶液 pH 值较 高,岩石表面的负电荷量较多,可减少带负电荷的表面活性剂、石油酸皂的吸附,并能有效地排斥带 负电荷的聚合物,减少其吸附。 实际上,许多研究已经证明,在没有碱存在的条件下,大部分活性剂都滞留在岩心中。有时,为 了使活性剂或聚合物的损失降到最低,还在三元复合体系注入前,进行预冲洗处理。如聚丙烯酰胺在 多孔介质中的吸附量,经 NaCl 预冲洗后为 0.019mg/100g 岩石;而经 NaHCO3 预冲洗后的吸附量为 0.005mg/100g 岩石,减少了 74%;生物聚合物在有 NaCl
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碱对表面活性剂及聚合物在矿物表面吸附的影响 吸附量(mg/100g 矿物) 矿物 (固液比 0.1) 吸附量减少(%) 加入 NaCl 23℃ 高岭土 碎 Berea 岩 1.36 0.15 70℃ 1.33 0.12 加入 NaHCO3 23℃ 0.36 0.14 70℃ 0.09 0.10 23℃ 74 7 70℃ 95 17

存在时,1.5 小时后有 92%被吸附,120 小时后,有 95%被吸附。但是,在有 NaHCO3 存在时,120 小 时后的吸附量仅为 3%,而 16 天后竟为 0。 一般作为预冲洗的牺牲剂是一些易于发生吸附的廉价无机盐或有机物质, 如一般的碱剂 (Na2CO3、 NaHCO3、NaHO) 、多聚磷酸钠、六偏磷酸钠、木质素磺酸钠、石油羧酸盐,以及小分子的聚丙烯酰 胺等,都可使活性剂在油岩上的吸附量大幅度降低。如对于大庆油田三元复合驱的 B-100 体系或 ORS 体系(活性剂—0.3%wt;聚合物—1200mg/L;碱—1.2%wt) ,活性剂的损失量降低 50%以上。而且, 加入牺牲剂后,降低了吸附损失对体系界面张力造成的破坏。 ASP 驱的最大优点就是三组分之间协同作用的存在。 但是, 吸附损失可以破坏这种协同作用, “色 谱分理”也可破坏协同作用。由于复合体系中的各种组分与岩石间的作用不同,诸如竞争吸附、离子 交换、分配系数、分散作用、渗透能力等的差异,使得三组分间产生差速运移,这种现象叫做驱油体 系的色谱分离。有关的研究始于 20 世纪 70 年代,当时美国出现了胶束驱油体系,活性剂的色谱分离 影响着胶束体系的稳定性,为此,人们进行了大量的研究工作。同样,对于三元复合驱而言,由于碱、 聚合物、活性剂的运移速度不同,势必造成一定程度的色谱分离现象。当然,这与地层物性、原油物 性、驱油体系的配方以及注入方式等,都有着密切的关系。实际上,最为重要的是避免碱与活性剂的 分理,因为二者的复配是形成超低界面张力的保证。

三元复合驱微观驱油机理实验:

(二)矿场试验
1. 大庆油田中区西部试验区
试验区平均有效厚度为 8.6m,孔隙体积 203300m3,地质储量 117300t,中心井地质储量 20065t。试 验目的层位为萨Ⅱ1-3 层,试验区共有油水井 15 口,其中注入井 4 口,生产井 9 口,以及 1 口取样井 和 1 口观察井。注采井距 106m,生产井距 150m。注入体系为 0.3%B-100+1.25% Na2CO3+1200mg/L 的聚合物 1275A。
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三元复合体系于 1994 年 9 月 24 日正式开始注入, 到 1995 年 6 月 30 日结束, 累计注活性剂 180t、 碱剂 653t、聚合物 103.8t,7 月 1 日转入注后续保护段塞。在注入的 274 天中,有 243 天注入体系与 原油的界面张力达到了 mN/m,占 88.7%;体系粘度达到 16 的有 234 天,占注入时间的 85.4%;注 ;吸水指数由

入压力由注水时的 3.63MPa 上升到 5.92MPa,上升了 63%;注入强度平均 6.3m3/(m.d) 注入前的 1.75m3/(m.Mpa.d)

下降到三元体系结束时的 1.12 m3/(m.Mpa.d),下降幅度 36.0%。

到 1995 年 6 月 30 日,试验区各井已开始见效。全区综合含水由见效前的 88.5%,降到了 73.3%; 日产液由见效前的 371t 降到了的 280t,日产油由见效前的 37t 上升到了 73t,日增油 36t。其中,中心 井(PO5)的含水由见效前的 87.9%降到了目前的 48.6%,日产油由 3t 上升到 21t,增加 6 倍。到 1996 年 11 月底,全区累计生产原油 62009t,累计增产原油 19471t,其中中心井增产原油 4207t。根据动态 资料分析,全区提高采收率 16.6%,中心区提高采收率 21.0%,与数值模拟预测的结果相符。

2.大庆油田杏五区试验区
杏五区试验区位于杏树岗油田五区二排中部,利用原表外储层试验井,封堵原试验层,补开新的 目的层。共有油水井 5 口,其中注入井 1 口(杏 5-试 2-更 2) ,采油井 4 口(杏 5-试 1-1、1-2、3-2、 3-3 井) ,采用一注四采不均匀注采井距的五点法面积井网。试验区面积约为 0.04km2 ,孔隙体积 68000m3,原始地质储量 37000t。试验目的层为Ⅰ22,单井平均砂岩厚度 8.4m,有效厚度 6.8m,有效 渗透率 0.589μm,渗透率变异系数 0.63。 杏五井试验区于 1994 年 8 月开始水驱,1995 年 1 月 29 日开始注入三元复合体系,注入体系为 0.3%ORS-41+1.2%NaOH+1200mg/L 聚合物(1275A)。到 3 月末(此时已经注入约 0.08PV) ,四口采油 井陆续开始见效;9 月 20 日结束,累计注入三元复合体系溶液 2571 (0.378PV) 。9 月 21 日转注后续 聚合物保护段塞,到 1996 年 2 月 21 日结束,2 月 22 日开始后续水驱。150 天里累计注入聚合物溶液 20899 (0.307PV) ,此时全区综合含水降为 85.0%。四口井见效前与各井含水最低时相比,日产油由 12t 上升到 67t,日增油 55t;综合含水由 96.9%下降到 80.7%,下降了 16.2 个百分点。各井含水下降最 大幅度在 10.1%~36.4%之间,累计增油 13102t。根据动态反应特性,三元复合驱比水驱提高采收率 23.1%。 1996 年 9 月,大庆油田采油四厂于杏二区开始了第二次矿场试验。中心井的含水已从 100%降到 50%左右,日产油从 0 吨上升到 26 吨,并且经维持了 4 个多月;其它边井的含水率也有不同程度的下 降。 通过采出液化学分析和见效时间对比,所有生产井都是先见效后见化学剂,为发现段塞被突破的 现象,而且生产井含水大幅度下降,说明却有油墙形成。大庆油田的矿场试验结果,消除了过去对复
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合驱及碱驱的担心,并未发生结构沉淀和堵塞油层的现象。 国外三元复合驱的矿场试验不多, 比较完整的是美国怀俄明州 Crook 地区西 Kiehl 油田三元复合 驱项目。注入体系为 Na2CO3+Petrostep B-100+聚合物(Pusher 700) 。他们对比了四种开采方式的结果 是:一次采收率 11%(OOIP) ,水驱增加 29%,一、二次合计为 40%;聚合物驱的结果亦是 40%,但 驱替时间要短,注入流体的量(PV 数)要小。以上两种方式在驱替结束时,波及区内平均残余油饱 和度为 41%。而用碱/活性剂/聚合物驱,一次、二次、三次采收率合计为 56%,此时,波及区内残余 油饱和度降为 26%。 在 ASP 体系中,碱作为主剂不仅可使酸性原油产生表面活性物质,而且,还可起到盐的作用。在 碱溶液中,只需加入少量的(千分之几)表面活性剂,就能获得超低界面张力并提高复合驱的适宜矿 化度范围,驱油效率很高。加入聚合物可增大体系的粘度并选择性地堵塞渗透率高的通道,使波及范 围增大,扫及效率提高,总采收率达到较高值,剩余油饱和度可降至极低,甚至完全被采出。 在 ASP 体系中作主剂的碱价格较低,作助剂的表面活性剂用量较少,复配后的表面活性剂和聚合 物在地层中损失减少,注入、产出操作费用降低,因而,ASP 驱在经济上是可行的。 以每磅化学剂 的费用乘以注入地层的孔隙体积,对 ASP 驱的经济成本进行了合理估算,结果表明,聚合物驱多采一 桶油花费 4.88 美元,碱/聚合物驱要花费 2.78 美元,而 ASP 复合驱仅花费 2.13 美元,最为经济。增加 同样的投资,ASP 驱要比聚合物驱能多采 4.5 倍的原油。

(三)ASP 三元复合驱技术中的几个问题
从机理上看,ASP 复合驱应该兼具碱驱、表面活性剂驱、聚合物驱之长,并且具有三种组分之 间的协同效应。 目前我国在 ASP 三元复合驱研究中取得的成果和大量矿场试验结果均表明, ASP 复合 驱的确具有很高的驱油效率,总采收率可在水驱基础上提高 20%左右。就提高采收率而言,这的确是 一项很具吸引力的技术。 但是在矿场试验中也暴露出一些经济与技术上的问题。 这些问题如果不解决, 将制约 ASP 复合驱的工业化应用。这也是对我们研究人员提出的挑战,提供的机遇。

1. 表面活性剂的筛选与研制
ASP 复合驱在经济上能否过关,关键之一是表面活性剂。ASP 复合驱技术工业应用对表面活性 剂的要求是即要高效又要廉价,这的确是一个世界级的难题。化学剂费用是影响化学驱经济效益的关 键,也是当今世界 EOR 技术不能工业化推广的重要原因。我国在“八五” 、 “九五”期间始终将国产化 高校、廉价表面活性剂的研究作为重点攻关项目。常用的驱油表面活性剂可分为三类:
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① 石油磺酸盐 大多数用于 EOR 的表面活性剂配方中都含有石油磺酸盐。生产石油磺酸盐是原料润滑油经磺 化除去芳香成分生产白油的副产品。由于对润滑油的需求有限,石油磺酸盐的供应短缺、货源不足。 ② 合成磺酸盐 这些磺酸盐价格比较高,但驱油效果更好。 ③ 氧乙烯基磺酸盐 这类活性剂具有较强的抗盐能力。 虽然历经十余年的攻关,也取得了不少成果。驱油用表面活性剂距高效廉价、国产化还有相当一 段距离,还有许多问题需要研究。今后的研究方向: ① 扩大活性剂的原料来源 目前,生产表面活性剂的原料已经扩大至煤、页岩、微生物和工业废液等,如由煤加氢裂解产 生的粗柴油或由煤焦油分馏得到的杂酚油, 因含芳烃成分较多, 是理想的制备磺酸盐型活性剂的原料; 由微生物经新陈代谢得到的生物表面活性剂已用于驱油;由造纸厂废液得到的木质素磺酸盐可通过改 性而用于驱油。 ② 利用化学剂的协同效应 驱油化学剂一般是复配使用。而且,复配使用的效果往往优于同条件下单一化学剂效果的加和─ ─协同效应(或称超加和效应) 。 如单纯的石油磺酸盐和碱的水溶液与原油间的界面张力分别为 5.5 mN/m 和 2.1 mN/m,而将二者 复配后,界面张力可降至 0.02 mn/m。合理地利用协同效应可降低活性剂用量,提高驱油效率──由 此引发的一个基础理论问题就是,复合体系中化学剂相互作用机理──从分子水平上设计和优化协同 效应。 ③ 开发具有综合功能活性剂 活性剂的功能有多种,如驱油增粘、杀菌、缓蚀、稳定粘土、抑制蜡晶析出、乳化降粘。把这 些功能结合起来,是驱油用活性剂开发的一个重要方向。

2. 减少化学剂的损失
在驱油过程中,化学剂在油藏孔隙中的吸附、滞留,使其中相当一部分损失在注入井附近的无 效驱油区内。尤其是表面活性剂的损失更为严重,知致使驱油体系到达有效驱油区后的性能大幅度降 低。在“九五”期间,我们针对大庆油田做了大量的研究工作。减少表面活性剂损失的基本思路是: ①筛选一种廉价的化学剂(无机物或有机物──钙皂分散剂有机磷酸盐,木质素,磺酸盐)作为牺牲
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剂,预吸附;②通过对注入方式的优化设计,提高驱油体系中表面活性剂的有效利用率。很有效,但 还有很大的改善潜力。 这个问题的进一步改善,有待于理论(化学剂与岩石表面相互作用机理)和技术思路的突破。

3. 抑制复合体系的组分分理(色谱分离)
在室内实验和矿场试验中,都发现复合体系在孔隙介质中运移和驱油过程中发生明显的组分分 离。造成组分分离的原因是复合体系中各组分的分子量不同,与孔隙表面的相互作用特性不同。由于 组分分离,复合体系的协同效应(起加和效应)肯定会被弱化。目前,对于复合体系在油藏中的组分 分离现象已得到了公认,但是,对于它对驱油效果的影响却仍存在很激烈的争论 。 .....

4. 防垢、除垢
在三元复合驱矿场试验中,一个最为突出的问题是采油井井筒结垢,非常严重,检泵周期为一 个月左右。如果这个问题不解决,三元复合驱技术就不能进入工业化应用。通过对垢的分析检测,主 要成分是 SiO2。这说明,体系中的碱将油藏骨架溶解了,对油藏的伤害不容忽视。 目前,在矿场试验中,除垢问题还没有很好的办法。

5. 采出液处理
三元复合驱采出液乳化严重,而且其乳状液的结构非常复杂,硬化困难,采出液处理的成本 高。经过“九五”的科研,现在我国已经开发出了一些高效破乳剂。 今后的主攻方向是:即高效又廉价的硬乳剂与方法。

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提高石油采收率技术

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