鼠李糖脂的復(fù)配驅(qū)油體系及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

樂建君，伍曉林，馬亮亮，郭盟華，劉洪濤，麻成斗，吳曉磊

(1.大慶油田有限責(zé)任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712;2.北京大學(xué)工學(xué)院，北京 100871;3.大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠，黑龍江大慶 163517)

鼠李糖脂的復(fù)配驅(qū)油體系及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

樂建君1，伍曉林2，馬亮亮3，郭盟華1，劉洪濤3，麻成斗3，吳曉磊2

(1.大慶油田有限責(zé)任公司 勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712;2.北京大學(xué)工學(xué)院，北京 100871;3.大慶油田有限責(zé)任公司第七采油廠，黑龍江大慶 163517)

用鼠李糖脂復(fù)配體系對(duì)大慶油田采油七廠葡北三斷塊進(jìn)行生物表面活性劑驅(qū)油技術(shù)研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。結(jié)果表明：鼠李糖脂的復(fù)配驅(qū)油體系在有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)(0.125%～1.0%)低而寬的范圍內(nèi)，與葡北油水之間的界面張力大幅下降(10－2mN/m數(shù)量級(jí));在模擬油層滲透率的天然巖心上注入0.5VP(VP為孔隙體積)的鼠李糖脂復(fù)配驅(qū)油體系，采收率比水驅(qū)提高7.9% ～9.3%;13個(gè)月驅(qū)油累積增油2014 t，平均單井增油224 t，日產(chǎn)油量由試驗(yàn)前的1.5 t上升到 1.85 t，含水率最低下降 1.5%，投入產(chǎn)出比達(dá)到 1∶2.4。

鼠李糖脂;復(fù)配驅(qū)油體系;界面張力;采收率;現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

葡北油田經(jīng)過30多年的注水開發(fā)，各區(qū)塊普遍存在油層動(dòng)用程度差、產(chǎn)能低、含水率高及剩余油分布零散等問題［1-2］。生物表面活性劑具有降低油、水界面張力的特性，可改變巖石潤(rùn)濕性，釋放儲(chǔ)層巖石表面碳?xì)浠衔?，適用于低滲透油層的開采［3-5］。大慶油田1997年在采油三廠小井距開展了合成表面活性劑與鼠李糖脂(RH)復(fù)配的礦場(chǎng)試驗(yàn)，采收率比水驅(qū)提高23.24%［6-7］。筆者在采油七廠葡北三斷塊開展生物表面活性劑驅(qū)油技術(shù)研究及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，探索葡北窄薄砂體油田的二次開發(fā)。

1 鼠李糖脂的復(fù)配驅(qū)油體系

1.1 體系組成

鼠李糖脂的復(fù)配驅(qū)油體系主要由生物發(fā)酵生產(chǎn)的鼠李糖脂［8］、化學(xué)表面活性劑和聚合物組成。鼠李糖脂由大慶沃太斯公司生產(chǎn)，有效物含量在30～40 g/L;化學(xué)表面活性劑為脂肪酰胺磺基順丁烯二酸單酯鉀鹽，有效物含量 50%，用量 0.01% ～0.3%;聚合物采用大慶煉化公司生產(chǎn)的相對(duì)分子質(zhì)量(800～1200)×104聚丙烯酰胺，用量0.6～1.0 g/L。鼠李糖脂為主驅(qū)油劑，化學(xué)表面活性劑和聚合物作助劑。配制的驅(qū)油體系黏度為20～30 mPa·s。

1.2 對(duì)界面張力的影響

許多化學(xué)表面活性劑，如 KPS、WXS、MS298、烷基苯、TD-NaOH-Na2CO3的復(fù)合體系［9］與葡萄花油田原油間不能形成超低界面張力［10］。采用葡北三斷塊的油水配制單一的鼠李糖脂驅(qū)油體系，當(dāng)鼠李糖脂發(fā)酵液質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.1% ～1%時(shí)，測(cè)得的界面張力為8.4～17.3 mN/m，也沒有達(dá)到超低值范圍，說明采用單一的生物表面活性劑鼠李糖脂作驅(qū)油劑難以獲得較高的驅(qū)油效果［11-12］。

經(jīng)篩選得到一種與鼠李糖脂具有較好協(xié)同效應(yīng)的化學(xué)表面活性劑——脂肪酰胺磺基順丁烯二酸單酯鉀鹽，代號(hào)FJ-1。其單一產(chǎn)品在有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%以下與葡北油水能形成10－3mN/m數(shù)量級(jí)的超低界面張力，而且質(zhì)量分?jǐn)?shù)范圍較寬(0.1% ～0.01%)，見圖1和圖2。

為驗(yàn)證化學(xué)表面活性劑與鼠李糖脂具有較好的協(xié)同效應(yīng)，將化學(xué)表面活性劑有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)定為0.0125%，分別與0.0125%和0.1%的鼠李糖脂復(fù)配，其混合體系均能達(dá)到10－3mN/m數(shù)量級(jí)的超低界面張力，而且用量低，大大降低了生物表面活性劑驅(qū)油體系的用量和成本。

考慮到葡北三斷塊油藏的非均質(zhì)性對(duì)驅(qū)油效果的影響，在一定范圍內(nèi)提高驅(qū)油體系的黏度，保持理想的流度控制是高效驅(qū)油的前提和條件［13］。由于試驗(yàn)區(qū)塊地下原油黏度為6.9 mPa·s，借鑒已往的物模驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果，驅(qū)替液與原油的黏度比在3∶1以上驅(qū)油效果較好。因此，建議采用相對(duì)分子質(zhì)量為(1200～1500)×104的聚合物，注入體系的地下工作黏度應(yīng)在20 mPa·s以上［14］。

1.3 驅(qū)油性能評(píng)價(jià)

鼠李糖脂驅(qū)油體系的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.125%～1.0%，其中鼠李糖脂與化學(xué)表面活性劑配比范圍在1∶1～8∶1。實(shí)驗(yàn)溫度為45℃，驅(qū)替速度為0.2 mL/min。驅(qū)油程序采用巖心抽空飽和試驗(yàn)區(qū)油井采出的地層水→飽和模擬油(造束縛水)→水驅(qū)至含水98%結(jié)束，計(jì)算水驅(qū)采收率→注入0.5Vp(Vp為孔隙體積)的鼠李糖脂復(fù)配體系驅(qū)油段塞，保持恒溫→再水驅(qū)至含水98%結(jié)束，計(jì)算采收率。

驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，方案1生物驅(qū)油劑段塞提高采收率的幅度為5.5%，而方案2和方案3交替注入的效果均好于單純RH+S段塞，平均提高采收率的幅度分別為8.3%和9.0%，其中方案3又比方案2提高采收率0.7%。因此，選定(RH+S)+P段塞分別交替注入為現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施方案。

2 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)區(qū)概況

試驗(yàn)區(qū)位于葡北三斷塊，為葡77-65和葡77-67兩個(gè)相鄰井組。井距為300 m×300 m，含油面積0.72 km2，油水井11口。其中采油井9口，注水井2口，采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)。該區(qū)塊9口生產(chǎn)井平均單井射開砂巖厚度11.0 m，射開有效厚度8.5 m，平均日產(chǎn)液21 t，日產(chǎn)油1.5 t。2口水井平均單井射開有效厚度9.6 m，兩口水井平均注水壓力10.75 MPa，日配注150 m3，日實(shí)注145.5 m3。投產(chǎn)前水驅(qū)累積產(chǎn)油49.59×104t，累積注水 49.8 ×104m3，累積注采比1.28，綜合含水率94.12%，水驅(qū)采出程度為35.61%。

2.2 試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)

現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)于2009年12月3日開始，于2010年5月5日結(jié)束。分兩個(gè)注入階段實(shí)施，其中2009年12月3日至2009年12月31日為基礎(chǔ)注入階段，嚴(yán)格按優(yōu)選方案3中的S+RH+P組合注入，注入液黏度為25 mPa·s，累積注入29 d，總注入量為1043 m3;2010年1月1日至2010年5月5日為調(diào)整注入階段，對(duì)前一個(gè)注入階段中發(fā)現(xiàn)的問題進(jìn)行調(diào)整，累積時(shí)間127 d，總注入量為18852.5 m3，期間多次調(diào)整注入段塞，目的在于穩(wěn)定地層壓力和油井產(chǎn)量，施工結(jié)束后恢復(fù)正常水驅(qū)?，F(xiàn)場(chǎng)累積注入時(shí)間為155 d，累積注入藥劑250.9 t，總注入液量19895.5 m3。

試驗(yàn)期間油水井總體生產(chǎn)制度平穩(wěn)，因此試驗(yàn)前后效果可對(duì)比性強(qiáng)。2口注入井7P77-65和7P77-67的注入壓力控制在油層破裂壓力12 MPa以下，兩口注入井累積注入46414 m3，9口采油井累積采出83 368 m3。試驗(yàn)前后注入液量與采出液量基本保持恒定，注采比由試驗(yàn)前的0.83下降至0.43，到試驗(yàn)結(jié)束時(shí)，升至0.68，只是注驅(qū)油劑段塞時(shí)降幅較大，結(jié)果見圖3和圖4。

圖3 試驗(yàn)前后注入液量與采出液量變化Fig.3 Change of injected liquid and produced liquid before and after test area

從圖4獲取的試驗(yàn)數(shù)據(jù)來看，在13個(gè)月的驅(qū)油期間，試驗(yàn)區(qū)的生產(chǎn)井均達(dá)到了降水增油的目的。全區(qū)9口采油井平均含水率由試驗(yàn)前的92.8%下降到91.3%。其中最明顯的是7P78-65井，該井含水率由試驗(yàn)前的97.7%降至87.1%，中心井7P77-66由試驗(yàn)前的95.6%下降至90.2%。根據(jù)油藏工程方法，試驗(yàn)區(qū)產(chǎn)量遞減符合指數(shù)遞減規(guī)律，扣除水驅(qū)遞減產(chǎn)量，階段累積增油2014 t，平均單井增油224 t，試驗(yàn)區(qū)的日產(chǎn)油量由試驗(yàn)前的1.5 t上升到1.85 t，平均增幅23.3%，平均含水率最低下降1.5%。

試驗(yàn)投入費(fèi)用包括藥劑加工費(fèi)和現(xiàn)場(chǎng)施工費(fèi)兩部分，總投入費(fèi)用為200萬元。鼠李糖脂的復(fù)配驅(qū)油體系階段累積增油2014 t，按當(dāng)時(shí)油價(jià)計(jì)算，原油收入481.09萬元，可獲純經(jīng)濟(jì)效益281.09萬元，投入產(chǎn)出比為1∶2.4，開發(fā)效果明顯好于同類型水驅(qū)油藏［15］。

圖4 試驗(yàn)前后含水率與增油量變化Fig.4 Change of water content and oil production increment before and after test area

3 結(jié)論

(1)鼠李糖脂的復(fù)配驅(qū)油體系主要由鼠李糖脂、化學(xué)表面活性劑和聚合物組成。其中作為驅(qū)油主劑的鼠李糖脂用量0.1% ～1.0%，復(fù)配的化學(xué)表面活性劑用量0.01% ～0.3%，聚丙烯酰胺用量600～1 000 mg/L?；瘜W(xué)表面活性劑和聚合物用作助劑，輔助鼠李糖脂進(jìn)一步提高驅(qū)油效率，配制的驅(qū)油體系黏度為20 ～30 mPa·s。

(2)在葡北油田油層溫度條件下，鼠李糖脂復(fù)配驅(qū)油體系的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.125% ～1.0%，其中鼠李糖脂與化學(xué)表面活性劑配比在1∶1～8∶1具有較好的界面張力穩(wěn)定性，其混合體系均能達(dá)到10－2mN/m的超低界面張力。經(jīng)段塞優(yōu)化組合后，要比單一的鼠李糖脂復(fù)配體系提高采收率約為2.8%～3.5%。

(3)現(xiàn)場(chǎng)驅(qū)油試驗(yàn)中，注入的段塞液量為19895.5 m3，藥劑用量250.9 t，分兩個(gè)段塞交替注入。在計(jì)產(chǎn)增油的13個(gè)月內(nèi)，試驗(yàn)區(qū)階段累積增油2014 t，平均單井增油224 t，日產(chǎn)油由試驗(yàn)前的1.5 t上升到1.85 t，平均含水率最低下降1.5%，投入產(chǎn)出比1∶2.4，效果明顯好于同類型水驅(qū)油藏。

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Combined oil displacement system and field test of rhamnolipid

LE Jian-jun1，WU Xiao-lin2，MA Liang-liang3，GUO Meng-hua1，LIU Hong-tao3，MA Cheng-dou3，WU Xiao-lei2
(1.Exploration and Development Research Institute of Daqing Oilfield Company Limited，Daqing 163712，China;2.College of Engineering，Peking University，Beijing 100871，China;3.7th Oil Production Plant of Daqing Oilfield Company Limited，Daqing 163517，China)

The bio-surfactant flooding technology was researched.The field test for rhamnolipid combined displacement system was carried out in Pubeisan fault block of No.7 Oil Production Plant of Daqing Oilfield.The results show that rhamnolipid combined displacement system with low and wide effective concentration(0.125% －1.0%)can reduce interfacial tension with oil and water in Pubei to the order of magnitude of 10－2mN/m.Injection of 0.5 VP(pore volume)of rhamnolipid combined displacement system in natural core simulating reservoir permeability can increase the oil recovery efficiency by 7.9% ～9.3%compared with water flooding.During 13 months of field test，the cumulative incremental oil amounts to 2 014 t，with an average of 224 t for individual well.Daily oil production increases from 1.5 t/d to 1.85 t/d，average water cut decreases by 1.5%，and input-output ratio is 1∶2.4.

rhamnolipid;combined oil displacement system;interfacial tension;oil recovery efficiency;field test

TE 357.7

A

10.3969/j.issn.1673-5005.2012.02.029

1673-5005(2012)02-0168-04

2011－10－12

國(guó)家“863”項(xiàng)目(2007AA021306);中國(guó)石油天然氣股份有限公司科技開發(fā)項(xiàng)目(2008A－1403)

樂建君(1966－)，男(漢族)，黑龍江大慶人，高級(jí)工程師，從事微生物采油研究。

(編輯 劉為清)