目前国内外在化学驱对稠油采收率的影响方面做了大量的研究[1-8]。本研究详细叙述了以滨31-11井组为实验对象的WD驱油体系提高普通稠油采收率方法的试验研究。
WD驱油体系易溶于水相，使原油分散，降低原油粘度，能够使原油粘度下降70%以上；同时, 该体系的水溶液能够提高油水界面张力，体系在水溶液中流动时促使原油流动，从而提高驱油效率。
对滨31-11区块流体的物性分析如下。
(1) 地面原油性质。滨31-11块馆陶组原油属于常规稠油，地面原油密度0.965 9 g/cm3，原油粘度2 317 mPa·s，凝固点2 ℃~15 ℃。
(2) 地层原油高压物性。本区块滨31井的高压物性资料，地层原油密度0.876 7 g/cm3，地层原油粘度47.5 mPa·s，饱和压力9.5 MPa，体积系数为1.082 4，气油比20 m3/m3。
(3) 地层水性质。滨31-1块地层水Cl-含量为12 407 mg/L，总矿化度是20 629 mg/L，水型CaCl2。
准确称取WD驱油体系样品，用本区块地层水配制不同浓度的溶液。将地层水用搅拌器搅拌，调节转速至(400±20) r/min，沿旋涡壁30 s内慢慢加入试样，搅拌60 min，得到不同浓度的WD驱油体系溶液。考察体系的溶解性和配伍性，测定不同浓度下的粘度。
以滨31-3井口产出液分离水配制不同降粘剂浓度系列的药剂水溶液，用AntonPaarMCR101流变仪测定水溶液粘度，结果见图 1。
图 1表明，WD驱油体系与本区块地层水配伍性良好。
油样：滨31-3、滨31-12井未脱水油样。药剂：WD驱油体系降粘剂。实验方法：以区块地层水配制药剂水溶液。称50 g油样于烧杯中，置于50 ℃恒温水浴加热1 h，加入药剂溶液，恒温30 min，搅拌均匀，用NDJ粘度计测定油样粘度。分别对滨31-3、滨31-12井未脱水油样进行降粘试验, 目标以原油粘度小于300 mPa·s为合格，结果见表 1。
由表 1可以看出，对滨31-3井油样，药剂用量达到400 mg/L时可实现有效降粘。对滨31-12井油样，药剂用量为100 mg/L即可实现有效降粘。
当注入的表面活性剂段塞通过多孔介质时，可能被岩石吸附而损失，使得表面活性剂的有效浓度下降，而且可能导致段塞的组成偏离所筛选的最佳配方[9]，这将直接影响到驱油效果和经济成本，因此研究表面活性剂的吸附具有重要意义。
实验研究了体系在岩石矿物上的吸附，测定了静态吸附量。将岩心与WD驱油体系溶液以质量比1:3混合后，50℃震荡24h，经过离心分离，取上层清夜，用SpectroFlex6100分光光度计进行分析，测定其浓度，算出WD驱油体系在矿物上的吸附量, 结果见表 2。
表 2表明，WD驱油体系在岩石表面的吸附量极低，低于200 μg/g矿物，低于聚丙烯酰胺和常规表面活性剂的吸附损失。WD驱油体系在油砂上静态吸附量：＜200 μg/g油砂。聚丙烯酰胺在油砂上静态吸附量：440 μg/g油砂。常规表面活性剂在油砂上静态吸附量：>1000 μg/g油砂。WD驱油体系浓度达到600 mg/L时的吸附量最大，但当浓度达到800 mg/L时吸附量出现拐点，吸附量出现急剧下降，WD驱油体系的最佳浓度为600 mg/L。
用该区块地层水配制药剂水溶液，采用滨31-3、滨31-12井油样进行降粘实验后，分别迅速转入100 mL量筒或刻度试管中，然后在50 ℃的恒温水浴中静置60 min，读取量筒下部出水体积V，计算自然沉降脱水率，考察药剂对原油脱水的影响。
表 3表明，WD驱油体系处理原油后，自然沉降脱水率在99%左右，远高于标准规定的80%以上，可以认为对脱水没有影响。
用滨31-3井油样进行现场实施工艺参数优化研究。主要采用了四种驱替方式。实验结果见图 2和表 4。
试验选取渗透率4.50 μm2、孔隙度36.32%、饱和度88.50%的岩心进行驱替试验，从实验结果可以看出，注热水驱替时，在0 PV~0.5 PV，随着注入量的增加，岩心出口端产出液很少，注入端压力上升很快，这表征了稠油难于流动的特性。在0.5 PV~1 PV，压差上升到19.5 MPa后，注入流体突破，压力下降，产出液增加。当注入量达到2.75 PV时，含水率达到96%以上，这时的驱替效率达到19.06%。当驱替到8 PV时，驱替效率为25.71%，含水率在97%以上。
试验选取渗透率10.90 μm2、孔隙度35.40%、饱和度88.30%的岩心进行驱替试验，从实验结果可以看出，加入400 mg/L WD驱油体系, 在0.5 PV~1 PV，压差上升到16.0 MPa后，注入流体突破，压力下降，产出液增加。当注入量达到3.5 PV时，含水率达到96%以上，这时的驱替效率达到25.62%。当驱替到8 PV时，驱替效率为30.88%，含水率在97%以上。
试验选取渗透率5.60 μm2、孔隙度40.20%、饱和度88.30%的岩心进行驱替试验，从实验结果可以看出，加入600 mg/L WD驱油体系, 在0.5 PV~1 PV，压差上升到18.0 MPa后，注入流体突破，压力下降，产出液增加。当注入量达到7.0 PV时，含水率达到96%以上，这时的驱替效率达到32.85%。当驱替到8 PV时，驱替效率为34.62%，含水率在96%以上。
试验选取渗透率6.80 μm2、孔隙度33.60%、饱和度88.43%的岩心进行驱替试验，从实验结果可以看出，加入800 mg/L驱油体系, 在0 PV~0.5 PV，压差上升到18.0 MPa后，注入流体突破，压力下降，产出液增加。当注入量达到3.5 PV时，含水率达到98%以上，这时的驱替效率达到30.11%。当驱替到8 PV时，驱替效率为30.83%，含水率在99%以上。
试验结果表明(图 2和表 4)，加入600 mg/L的WD驱油体系可以提高热水驱驱油效率8.91%。
(1) WD驱油体系的驱油体系良好，与本区块地层水配伍性良好，WD驱油体系的存在对原油脱水没有影响。
(2) 50 ℃时，当WD驱油体系的浓度为400 mg/L时，滨31-11块原油粘度可由2 300 mPa·s左右降至＜300 mPa·s，降粘效果显著。
(3) 进行了4种驱替方式的室内实验表明，加入600 mg/L的WD驱油降粘体系, 可以提高驱油效率8.91%。
2012, Vol. 41 Issue (2): 213-215
2012, Vol. 41 Issue (2): 213-215