ZC油田活性剂驱效果评价研究

0引言

以ZC油田为代表的苏北盆地复杂小断块油田规模小,断裂发育,储层及含油性横向变化大,油藏边､底水活跃,底水锥进或边水指进过快,造成油藏采出程度低,水淹程度高,目前已有77%的油田进入高含水阶段,要保持老油田稳油控水,必须开展三次采油,提高采收率的研究｡通过在ZC油田进行HABS表面活性水驱三次采油试验并进行效果评价,确证HABS表面活性剂驱在ZC油田的经济效益,可以进一步指导同类油藏的合理开发｡

1 油田开发概况

ZC油田位于苏北盆地溱潼凹陷断阶带中部,为一复杂小断块构造,由Z 西､Z 东､Z 三个断块组成｡纵向上可分为三垛组一段和戴南组二段两个油藏｡储集层类型为砂岩孔隙型,平均孔隙度22.38%,平均空气渗透率253.26×10^-3μm²,属高孔､中渗透储层｡油藏天然能量不足,属未饱和弱边水驱动类型｡油藏埋深1650.0m,叠合含油面积0.49km²,探明地质储量178.1×10⁴t(图1)｡

ZC油田自1992年12月ZCK5井投产,至1995年5月ZCP-1井投产,基本形成了基础生产井网｡三垛组一段､戴南组二段获得工业油流,单井最高日产油56.58t｡1995年开始注水,现有开发井9口,注水井2口,至2000年8月16日投注HABS活性剂之前,油田已累产油29.75×4t,累产水8.6×10⁴m³,累计注水29.6534×10⁴m³,累计注采比0.75,地质储量采出程度16.70%(表1)｡

2 表面活性剂的驱油机理

2.1 界面张力的原理

表面活性剂能够大幅度降低油水界面张力,使处于高分散状态的､被捕集在孔喉内不能流动的残余油能够克服毛管阻力,变为可流动油[1]｡

2.2 改变岩石的润湿性

表面活性剂的亲水性大于亲油性,通过吸附,可使地层表面由亲油反转为亲水,提高洗油效率｡

2.3 增溶与乳化机理

当活性剂浓度大于0.1%时就会产生胶束,胶束可增溶油,油的增溶超过了胶束溶解度的极限,就会出现界面,这时体系变成乳状液,通过携带机理或捕集机理提高采收率｡

3 WXS驱油实验物理模拟—优选参数

根据ZC油田储层特征,粘土矿物类型､含量和油藏条件,选用了重烷基苯磺酸盐阴离子类表面活性剂(WXS)系列,该系列中的WPS活性剂曾在CJL油田进行了矿场试验,取得了较好的增产效果｡WXS系列中的各种活性剂均为阴离子类烷基苯系列,只是分子结构和苯环数量与排列略有差异｡通过ZC油田的天然岩芯流动实验,对WXS系列中不同类型活性剂､活性剂加聚合物､活性剂加碱等复合体系的驱油效率进行了评价筛选1,并通过稳定性､配伍性､腐蚀性､洗油能力､吸附损耗实验,最终WXS系列中的HABS因驱油效率最高(35.71%),与同类驱油剂相比可提高驱油效率6.41%~14.03%,被确定为ZC油田三次采油矿场试验的驱油剂｡进一步的参数优化筛选试验得到以下结论:主段塞驱油剂浓度为0.4%,段塞尺寸0.5PV时驱油效率最高;注入时机在含水率50%左右时进行活性水驱的效果最好;实验确定的驱替方式为单段塞注入,注入流程为主段塞前后加保护段塞(前缘段塞和后缘段塞驱油剂浓度都为0.5%,注入量各为0.05PV)｡

4表面活性剂的投注指标

ZC油田从2000年8月16日开始在Z 西断块的ZCZ1井每日投注浓度为0.42%(比设计的前缘段塞的注入浓度低0.08个百分点)的HABS表面活性水100方｡截止2001年11月5日,历时16个月,ZC油田已累计注入HABS表面活性水3.56×10⁴方,活性剂154.63t。

5 注活性剂后的生产状况

5.1 产量

ZC油田自2000年8月ZCZ1井注活性水后,离ZCZ1井最近的Z 西断块的各生产井见效最明显,与Z 西断块连通性较好的Z 断块也见效,离ZCZ1井最远的Z 东断块目前还未有明显见效｡总之,整个油田的原油产量稳中有升,含水率上升速度减慢,生产态势良好(图2)｡

5.2 水性变化

ZC油田自2000年8月开始在ZCZ1井注HABS活性水,为了确定活性水的驱替前缘是否到达各生产井,在ZC油田进行了活性水驱的跟踪监测｡活性剂跟踪监测方法就是量取5ml试样水溶液于25ml带玻璃塞或橡皮塞的试管中,加入10ml亚钾基兰溶液和5ml氯仿,充分振摇数秒钟后静置观察两层颜色,如氯仿层呈兰色,表示水样中有HABS活性剂存在｡从2000年8月开始在ZCZ1井投注活性水,水样监测没有明显的兰色显示,说明活性水还未在各生产井水窜｡到2001年2月,距ZCZ1井最近的生产井ZCK11井水样监测开始有黄绿色显示,认为是因为该井产出水中携带有乳化油(活性水洗出的油还未从水中分离出来的部分),2001年10月ZCK11井水样变清,加入亚钾基兰显深兰色,说明活性水洗出的油已全部携出｡监测显示,活性水驱替前缘于2001年2月到达ZCK11井,目前已在该井形成水窜,除ZCK11井之外的其它各生产井氯离子含量仍是7000多,为地层水特征,说明注入水还未在各井(除ZCK11井之外)突破,没有形成水驱指进,注入效果较好｡而且各生产井的产量稳中有升及含水率略有下降,也说明活性水驱的效果已波及到各井｡

5.3 原油性质变化

从ZC油田的原油分析报告(表1)看,注活性水后各生产井原油的比重､粘度呈增大趋势,尤其在注活性水一年后,即2001年的8月至9月,原油的比重､粘度要大于注活性水之前的｡这是因为各生产井在注活性水见效后,产出的是常规水驱难以洗出的粘度､比重较高的残余油｡

6 注活性剂后的效果评价

6.1 增油

将ZC油田常规水驱的产量预测曲线(用产量递减法)､调整参数后的产量曲线和注活性剂后的实际生产曲线做比较(图3),可以看到从2000年8月注活性剂后,产量曲线稳中有升的趋势一直保持到2002年3月,这中间有注水､调整参数的因素,但调整参数的效果却是局部的､暂时的,而对稳产起主导作用的还是注活性剂的作用｡

注表面活性剂后ZC油田的增产效果很明显,从2008年8月至2002年3月,ZC油田若按常规注水,产量递减曲线预测累计产油61246.69t(图3);而注活性剂后,实际累计产油66495.13t,因此可以计算出从2000年8月至2002年3月,ZC油田总增产原油5248.44t,月平均增产262.42t(按整个评价期20个月计算)｡

ZC油田注活性水的时间是从2000年8月16日至2001年11月5日,考虑到活性水驱效果的后滞,见效期从2001年2月开始(活性剂跟踪监测也证实了这个时间),延续至2002年3月(递减曲线与实测曲线产生交点),做为活性水驱的有效期,共14个月｡用ZC油田的总增油量5248.44t减去调参､注水增油量2552.57t,则从2001年2月至2002年3月,ZC油田注HABS活性水累计增油2695.87t,月平均增油192.54t(该平均值按活性水驱有效期14个月计算)｡

6.2 控水

控水常规注水见效后,一般会导致油田综合含水逐渐上升,但ZC油田注活性剂后,对控制油田的含水上升有显著效果｡从图4中可以看到,ZC油田在2000年8月开始注活性剂,含水率从2000年9月至2001年1月在57%~59%之间波动,从2001年2月至11月,ZC油田的综合含水一直稳定在63%,控水效果非常好｡

7经济评价

ZC油田按目前每天注入浓度为0.42%的活性水100方(从2001年10月14日改为日注120方),截止到2001年11月31日,累计注入HABS活性剂167.8t(活性剂密度为1.045),目前HABS活性剂价格每吨为9800元(含运输､装卸费),则注入药剂费用为220.22×10⁴元｡

自2000年8月16日注活性水以来,油田增油效果明显,以全油田增油分析值为准,截止到2002年3月共增油2695.87t(不包括调参､注水增油量),目前油价每吨按1426元计算,原油销售率按95%计算,全年应增收365.21×10⁴元｡活性剂驱的投入产出比为1∶2.41,有赢利能力,因此在本油田采用活性水驱的方法在经济上是可行的｡

8认识与建议

8.1 从目前国内外提高采收率的方法来看,化学驱只占很少的一部分,因其投入成本高,不适合大规模的矿场应用,而对于复杂断块小油田,在注水开发后期增油量很小的情况下,化学驱起到了很好的增油效果,不失为一种有效的提高采收率的措施｡

8.2 活性水窜的问题不容忽视,建议在注入活性剂前先进行调剖,以减少活性水在高渗透层的漏失,以增加对低渗层的波及面积,从而提高采收率;亦可通过控制活性水在地层的流度比来缓解这个问题｡

8.3 在注主段塞之前,应先注前缘段塞,看有无明显增油效果,以决定下一步主段塞是否注入｡注活性剂的过程应是一个多次反复的过程,直至最终投入产出比接近于1｡

参考文献

[1] 赵福麟.EOR原理[M].石油大学(华东),1991.