1試驗區基本情況
試驗區位于薩爾圖油田北部北2.5排和北2.6排之間(圖1)。
按四點法面積注水外加平衡井的方式布井,平均注采井距75m,試驗區內有3口注入井,1口中心生產井和3口平衡生產井,另外還有1口觀察井(檢515井),因512井套管變形,用檢512井代替512井。試驗目的層葡Ⅰ4—7層。
2 生物表面活性劑三元復合驅試驗進展
試驗區于1997年7月開始水驅空白試驗,到1997年12月13日水驅結束,進行生物表面活性劑三元復合體系主段塞的注入。于1998年5月16日轉入三元復合體系副段塞的注入,截至1998年8月19日,試驗區完成了42556m3,相當于0.488PV的主､副段塞的注入。1998年12月5日,試驗區完成了后續聚合物保護段塞的注入轉入后續水驅,累計注入聚合物溶液22057m3。
3 生物表面活性劑三元復合驅油試驗動態反映特點及效果分析
3.1 注入井動態變化特點
注入復合體系初期,注入井注入壓力上升較快,油層吸入能力下降,隨著復合體系的注入,注入壓力逐漸上升,油層吸入能力緩慢下降,而后趨于穩定。
試驗區于1997年12月13日進行生物表面活性劑三元復合體系的注入,主段塞注入孔隙體積0.10PV時3口注入井平均注入壓力由水驅結束時的7.2MPa上升到9.3MPa,上升了2.1MPa,上升幅度為29.2%。視吸水指數則由0.99m3 (MPa·d·m)降到0.75m3 (MPa·d·m),下降幅度為24.2%。隨著復合體系的注入,注入能力緩慢下降,當副段塞注入孔隙體積0.03PV時,視吸水指數下降到最低值為0.59m3 (MPa·d·m),較水驅結束時下降了40.4%。隨著副段塞的注入,注入井注入能力回升,基本穩定在0.71m3 (MPa·d·m),與注入初期水平相當。注入壓力則始終處于上升趨勢,當副段塞注入0.11PV時,注入壓力上升到最高值為10.37MPa(仍比油層破裂壓力12.9MPa低2.53MPa),較水驅結束時相比上升幅度為44%。而后開始緩慢下降,注入壓力基本穩定在9.6MPa。
3.2 采出井動態變化特點
(1)含水下降､產油量上升
驗區自1997年12月13日開始注入生物表面活性劑三元復合體系,當主段塞注入孔隙體積0.11PV時,試驗區生產井進入見效初期,當主､副段塞累積注入孔隙體積0.45PV時,含水降至最低值為61.0%,較見效前含水下降了34.5%,日增油46t,達到見效高峰期。全區累計增油7154t,提高采收率16 64%,效果較為明顯。
其中中心井511井效果更為突出,當復合體系注入孔隙體積0.11PV時,開始見效,主段塞注入孔隙體積0.23PV時,含水降至82.4%,日增油7t。主､副段塞復合體系累積注入孔隙體積0.35PV時,進入明顯見效階段,含水大幅度下降,日增油明顯。當主､副段塞累積注入孔隙體積0.48PV時,含水下降到最低值為60.3%,與見效前相比下降了35.5個百分點,日增油12t,含水在50%～80%間穩定了5mon。而后含水緩慢回升,中心井累計增油2841t,提高采收率23.24%。
與數值模擬對比,變化趨勢一致,見效時間早于數值模擬(圖2)。
(2)生產井見效后,流壓下降,產液能力下降。
試驗區內3口生產井(除檢512井)流壓由水驅時的9.73MPa,下降到見效高峰期時的6. 29MPa,下降了35.4%,產液指數由水驅時的5.33m3 (MPa·d·m)下降到見效高峰期時的1.35m3 (MPa·d·m),下降幅度為74.7%。
4 小井距生物表面活性劑三元復合驅油的幾點認識
(1)生物表面活性劑三元復合驅不但降低了化學劑的成本,提高了經濟效益,而且可提高復合體系的驅油效率,大幅度提高采收率
小井距生物表面活性劑三元復合體系主段塞配方中,生物表面活性劑與ORS41復配后,使整個復合體系在不影響驅油效率的同時,將主表面活性劑ORS41的用量降低了50%(由0.3wt%降低到0.15wt%),折合升元復合體系中化學劑的成本比單獨使用ORS41降低了30%以上。這充分體現了生物表面活性劑三元復合體系的優勢。
因此,用廉價的生物表面活性劑部分代替主表面活性劑ORS41,不但降低了三元復合體系中化學劑的成本,提高了經濟效益,同時體系與原油形成超低界面張力,提高了驅油效率,有顯著的增油效果,可大幅度提高采收率。全區累計增油7154t,提高采收率16.64%,中心井累計增油2841t,提高采收率23.24%(表1)。
其提高采收率的幅度明顯高于其它兩個三元復合驅試驗區,這更有力地說明了生物表面活性劑的加入,并沒有影響整個復合體系的驅油效率,而且降低了成本,提高了經濟效益。
(2)生物表面活性劑與主表面活性劑具有良好的配伍性,存在著有利的協同效應;生物表面活性劑復合體系能與小井距原油形成超低界面張力,且具有較寬的超低界面張力區
通過分析生物表面活性劑和ORS41復合體系與小井距原油的界面活性圖(圖3)看出,2種比例下的界面張力性質基本相同,界面張力區域較寬,界面張力最佳范圍NaOH為0.8wt%～1.2wt%,活性劑總濃度在0.2～0.3wt%的區域內,說明RH與ORS41應在較低濃度下進行復配。
另外也看出,RH與ORS41復合體系能在較寬的表面活性劑濃度和堿濃度范圍內形成超低界面張力,且生物表面活性劑RH與主表面活性劑ORS41具有良好的配伍性,它們相復配所形成的復合體系具有良好的表面活性。這種較寬的界面張力區域范圍,就給現場實際注入帶來很大方便。
現場試驗實際監測結果也表明,生物表面活性劑RH與主表面活性劑ORS41間存在有利的協同效應,通過復配所形成的復合體系98%以上都能與小井距原油形成10-3mN/m甚至10-4mN/m超低界面張力。
(3)由于生物表面活性劑的競爭吸附,向復合體系中加入生物表面活性劑后,可降低主表面活性劑在油砂體上的吸附量,生物表面活性劑在復合體系中起到犧牲劑的作用
從生物表面活性劑復合體系的吸附等溫線中(圖4)可看出,每條曲線都有一個吸附最大量,當達到這個最大吸附量后,再增加表面活性劑的濃度,吸附量也沒有什么變化了,說明體系已經達到了吸附平衡,這一吸附規律基本符合Langmuir吸附原理。
圖中單獨ORS41的最大吸附量為0.31mg/g,而向ORS41中加入RH后,可使復合體系的吸附量下降15%～25%,這證明生物表面活性劑具有降低其它表面活性劑在油砂上的吸附的能力。生物表面活性劑的這一特性,是其應用在三元復合驅中的另一優勢。
從小井距生物表面活性劑三元復合驅中心生產井采出液曲線上也可看出,在水為載體的條件下,采出液化學劑濃度峰值并不同步,對比ORS41表面活性劑及RH生物表面活性劑采出曲線,可以看出生物表面活性劑濃度峰值落后于ORS41表面活性劑濃度峰值,這說明生物表面活性劑水溶性好,地層巖石對生物表面活性劑存在競爭吸附。因此從見化學劑時間的差異上可以推斷,生物表面活性劑可部分取代主表面活性劑,較好地起到了犧牲劑的作用。
(4)油層平面矛盾得到調整
為研究葡Ⅰ4—7油層情況,試驗區于1997年10月對3口注入井分別注入3種不同的示蹤劑,示蹤劑資料表明,516､511､514井平均見示蹤劑時間為24.5d､34.7d､47.5d,從示蹤劑資料來看水驅時水的指進現象比較嚴重。而注入三元復合體系后511､514､516井見聚合物時間分別為44d､43d､43d,說明試驗目的層水驅時指進現象得到一定程度的控制,同時也說明油層平面上三元復合體系推進速度相對水驅變得較為均勻,目的層的層內矛盾得到了改善。
(5)三元復合體系的注入,擴大了油層的波及體積,增加了新的出油部位,改善了油層的動用狀況
試驗區內3口采出井的采出液的總礦化度和氯離子濃度與水驅結束時相比都有明顯升高。都由水驅時的400mg/L左右,上升到高峰期時的800mg/L左右。另外從生產井見示蹤劑時間與注入三元復合體系后生產井見聚合物時間差異的對比上也可得到證明。注入示蹤劑時511､516井各方向平均見示蹤劑時間分別為34.7d和24.5d,而注入三元復合體系后產出聚合物時間分別為44d和43d,三元復合體系推進速度明顯地比水驅時水的推進速度慢并且變得均勻了,這就是說試驗目的層的指進現象得到控制,油層中存三元體系的比率要比存水率大,所以從這一點上也可以得出本試驗擴大了油層波及體積,提高了波及效率。
5 結 論
(1)生物表面活性劑三元復合驅,將主表面活性劑的用量減少了50%,折合三元復合體系中化學劑的成本比單獨使用ORS41降低了30%以上,提高了經濟效益,而且提高了復合體系的微觀驅油效率,可大幅度提高采收率,到目前為止全區提高采收率16.64%,中心井提高采收率23.24%。
(2)生物表面活性劑與主表面活性劑具有良好的配伍性,存在著有利的協同效應,生物表面活性劑復合體系能與小井距原油形成超低界面張力,且具有較寬的超低界面張力區。
(3)由于生物表面活性劑的競爭吸附,向復合體系中加入生物表面活性劑后,可降低主表面活性劑在油砂體上的吸附量,生物表面活性劑在復合體系中較好地起到了犧牲劑的作用。
(4)生物表面活性劑三元復合驅具有較高的注入能力。
