胜利油区埕岛油田经过多年的开发，形成了中心平台加卫星平台的生产模式，随着单元综合调整工作的到位，新井逐年减少，水驱开发产量呈现逐年下降的趋势。埕岛油田自 2016 年综合含水率超过 80% 后，液量快速增长，逐渐接近海工处理液量能力上限，导致油田开采成本快速上涨，效益变差。预计 2023年后开采成本将高于 50美元/bbl，中心平台设计寿命期内水驱采出程度不足 40%。因此，埕岛油田急需转换开发方式，进一步提高采收率和采油速度。

分析发现，二元复合驱可大幅度提高油藏采油速度和采收率，且已经在胜利油区陆上油田开展了大规模工业化推广应用，在实施过程中最高采油速度可达 2.9%，平均提高采收率可达 12%^[1-6]，成为增油稳产的重要技术支撑，累积增油量超过3 000×10⁴ t，获得了良好的经济效益和社会效益。将海上油田与陆上油田二元复合驱单元的油藏条件进行类比发现，二者的地下原油黏度、空气渗透率、地层温度以及地层水矿化度等指标均相当，且海上油藏的单井产液量、注入量、综合含水率及采出程度等动态条件要优于陆上已经实施二元复合驱的单元，具备实施该技术的有利条件^[7-9]。但是，直接将陆上油田二元复合驱技术应用在海上油田存在3个方面的难题：①海上平台空间狭小，要求二元复合驱油体系必须采用短流程的注入工艺。②由于历史上曾经采用注入海水开发方式，储层残留的海水形成了高矿化度油藏环境，要求二元复合驱油体系必须具有良好的抗盐性能。③受海工工程和开发成本限制，海上油田通常采用稀井网布井方式，导致注入流体在地层中运移时间相对较长，因此，要求二元复合驱油体系具有良好的长效稳定性。针对这3个方面的难题，研发了高效长效的二元复合驱油体系，并结合室内物理模拟实验和数值模拟设计了海上油藏二元复合驱方案，以期为以胜利油区埕岛油田为代表的海上油田的规模化应用提供技术依据。

1 二元复合驱油体系优选

1.1 长效聚合物优选

为了实现海上平台短流程的注入工艺，需要大幅缩短聚合物在溶解环节的时间，以确保经过短流程配注的聚合物进入地层能达到性能指标要求。海上稀井网的布井方式决定聚合物经过多孔介质在地层中运移时，受剪切、吸附、热降解等因素影响的时间更长，再加上注入海水带来的高矿化度环境，需要聚合物产品具有长效稳定性和耐盐性^[10-12]。

1.1.1 聚合物溶解时间评价

针对海上油田特殊的技术要求，选取 3 大类聚合物样品开展物化性能评价优选（表1）。样品 C1 和 C2 属于陆上油田化学驱单元普遍使用的特性黏数约为 2 300 mL/g 的常规聚丙烯酰胺聚合物；样品 C3 和 C8 属于特性黏数为 2 900 mL/g 左右的超高相对分子质量聚合物，因此其增黏能力高于C1和C2，但由于该聚合物在水中水力学体积较大，导致溶解时间最长，均在 60 min 以上；样品 C9 和 C10 属于引入 AMPS 耐盐功能单体的聚合物，特性黏数约为2 300 mL/g，其增黏性和溶解性均高于其他2类聚合物，这是因为 C9和 C10这 2个聚合物含有强极性磺酸基团，增加了高分子骨架电荷数，在提高聚合物增黏性的同时增加了聚合物骨架在水中的分散性能，提升了其溶解性能及溶解速度。因此，样品 C9 和C10为能够满足快速溶解要求的聚合物。

1.1.2 聚合物抗盐性能评价

选取海上平台产出水（矿化度约为9 000 mg/L） 配制质量浓度为5 000 mg/L的聚合物母液，在500 r/ min转速下搅拌 2 h，放置 24 h后继续将母液分别稀释至 1 000，1 500，2 000，2 500 及 3 000 mg/L 进行黏度测试。从测试结果（图1）可以看出，在不同质量浓度条件下，引入AMPS耐盐功能单体的样品C9和 C10 聚合物的黏度更高，在质量浓度为 2 000 mg/L 条件下，黏度均达到 40 mPa·s 以上，表现出良好的抗盐性。

1.1.3 聚合物长期稳定性评价

海上油田比陆上油田的注采井距大，经过地层中的长距离运移，聚合物溶液分子与油藏孔隙介质之间作用时间加长，吸附量大大增加的同时聚合物溶液在油藏中的老化时间增加，从而加剧黏度损失，因此，评价聚合物吸附及黏度的长期稳定性十分必要。为评价聚合物产品抗吸附性，配制质量浓度为 3 000 mg/L 的 6 种聚合物溶液样品，通过 30～40目石英砂模拟地层注入条件，在30℃条件下放于恒温水浴振荡器振荡24 h，然后取出样品，离心机分离后，测定吸附后聚丙烯酰胺溶液黏度并计算静吸附黏度保留率^[13-15]。将配制好的聚合物溶液进行高纯氮密闭封装，放入温度为 65℃的烘箱内，测定聚合物样品放置 90 d后的表观黏度保留率，评价其热稳定性（表2）。

实验结果表明，6 种聚合物样品均表现出良好的抗吸附性，其中，C9和C10这2种聚合物由于含有强极性 AMPS 单体，使其高分子骨架具有更好的热稳定性及抗吸附性，90 d后黏度保留率超过90%，其中，C10聚合物增黏性能和稳定性能最好。

综合上述所有的评价结果，优选样品 C10 为海上驱油用聚合物。

1.2 高效表面活性剂体系复配

采用单一结构的表面活性剂往往很难在较宽的浓度范围内获得超低的界面张力，而磺酸盐类活性剂具有与原油分子结构相似的疏水基团，对原油具有较好的适应性。为了确保表面活性剂在地层残留海水环境中达到 10^-3 mN/m 数量级的超低界面张力，提高洗油效率，根据界面受力及界面压力分析，通过调整亲油基、亲水基类型、EO数改善抗钙镁能力并提高活性，同时引入氧乙烯调整分子尺寸，再辅以适宜的助剂，最终形成高效驱油用阴-非两性表面活性剂 S4。在此基础上选择与海上原油相似度高的胜利石油磺酸盐（SLPS）与阴-非两性表面活性剂S4进行复配，并对体系性能进行评价。在总质量分数为0.4%的条件下，测定了不同质量浓度配比时 SLPS+S4 复配体系的界面张力，由图2 可以看出，复配体系在 2∶1~1∶3 范围内均可获得超低界面张力^[16-18]。

对SLPS+S4复配体系的超低界面张力的总质量分数窗口进一步测试发现（图3），在总质量分数为0.1 %～0.6%时均可以达到超低界面张力，表明复配体系的总质量分数窗口较宽。

1.3 二元复合驱油体系设计

为了确保聚合物和表面活性剂性能的发挥，在二元复合驱油体系设计过程中，两者的配伍性成为重要的评价指标，配伍性较好的驱油体系可以在较短时间内达到各项性能指标，并呈现良好的长期稳定性。

1.3.1 聚合物与表面活性剂相互作用

聚合物C10与SLPS+S4复配体系组成二元复合驱油体系，进一步研究聚合物与表面活性剂的相互作用。利用产出水分别配制质量分数为 0.30%， 0.25%，0.20% 的聚合物溶液，然后与 SLPS+S4 复配体系混合搅拌，总质量分数达0.40%，测定混合体系的黏度及对目的层原油的界面张力。由实验结果可以看出（表3），C10 聚合物在不同质量分数条件下，加入 0.2%SLPS+0.2%S4 复配体系之后，体系黏度均升高，而且都能在 100 min 内达到超低界面张力，这说明 SLPS+S4 复配体系与聚合物 C10 具有良好的配伍性。

1.3.2 热稳定性评价

为考察二元复合驱油体系在残留海水环境和较长时间地层运移条件下的稳定性，对其进行了热稳定性实验，在30 d内以5 d为间隔分6次测试了二元复合驱油体系的界面张力和黏度保留率。由其测试结果（表4）可以看出，30 d 内二元复合驱油体系界面张力仍然保持超低，黏度保留率达 100% 以上，能够满足长效热稳定性要求。

2 二元复合驱油体系注入参数优化设计

胜利油区海上油田采用的海上平台一般设计使用寿命是15 a，海底管线需要定期进行寿命评估，因此，在实施二元复合驱的过程中，要充分考虑在设备的使用寿命期内最大幅度地提高原油采收率，需要对体系的注入黏度、注入速度以及注入段塞尺寸等参数进行优化设计，以达到最佳经济效益。

2.1 注入黏度

二元复合驱油体系驱替过程中，驱替前缘油水总流度为：

作为驱替相的二元复合驱油体系，其流度为：

当二元复合驱油体系流度等于其驱替前缘油水总流度，即 λ_sp = λ_ow 时，为理想条件下的最优流度。为了确保海上油田在海工设施寿命期内达到最大采收率，二元复合驱油体系应该达到最高的合理流度比，考虑相对渗透率不变的条件下，利用数值模拟的手段，得到了海上二元复合驱油体系黏度比与提高采收率关系曲线（图4）。当黏度比大于 0.5时，二元复合驱油体系提高采收率曲线上升幅度开始放缓，因此选取黏度比为0.5。埕岛油田地下原油黏度为 30～70 mPa·s，考虑沿程剪切黏度损失及地层黏土、岩石对聚合物的吸附作用，有效驱替注入黏度应大于35 mPa·s。

2.2 注入速度

二元复合驱油体系注入速度太快容易发生窜聚现象，而注入速度过小则无法形成有效的注入压力，影响增油效果。因此，二元复合驱油体系要在考虑注入能力和增油效果的情况下优选合理的注入速度。随着二元复合驱油体系的注入，由于驱替相黏度的增加，导致渗流阻力增大，注入压力呈现上升趋势，吸水指数呈现下降趋势。借鉴陆上化学驱项目动态变化规律，建立海上油田单井注入二元复合驱油体系最大注入能力计算模型，其表达式为:

按照吸水指数下降值分别选取 50%，30%， 10%，利用计算模型核算了注入井的单井最大注聚能力，对应 0.06，0.07 及 0.08 PV/a 共 3 种注入速度，分别预测了相应注入速度条件下采收率提高幅度，从图5可以看出，注入速度超过0.07 PV/a后，提高采收率幅度减小，考虑到干线注入压力并借鉴陆上二元复合驱单元吸水指数下降值的经验，优选二元复合驱油体系的注入速度为0.07 PV/a^[19-20]。

2.3 注入段塞尺寸

海上平台和设备到达年限后需要进行安全评估及延寿改造，为了实现海上油田大幅度提高采收率的目标，必须在延长二元复合驱油体系注入时间的同时也要考虑经济效益。按照 0.07 PV/a 的注入速度，分别设计了注入 4，5，6，7，8 a 共 5 种注入方案，综合评价其增油效果和经济效益（图6）。随着二元复合驱油体系注入段塞尺寸的增加，阶段采出程度呈现不断上升的趋势，但是通过计算增油量与折算聚合物注入量比值（折算吨聚增油量）发现，经济效益随着注入时间增加而不断下降，当注入段塞尺寸为 0.42 PV 时达到平衡，因此选择 0.42 PV 作为最佳注入段塞尺寸。

3 应用效果评价

3.1 实验室物理模拟评价结果

通过在实验室模拟海上油藏配注条件和地层条件，对优选的二元复合驱油体系进行增油效果评价：实验温度设定为 65℃，采用海上平台产出水对驱油体系进行配制，设定填砂管的渗透率级差为1∶ 3，分别注入段塞尺寸为 0.4 PV 的单一聚合物驱油体系和二元复合驱油体系进行对比，结果显示，二元复合驱油体系提高采收率达到了 29.2%，相对于同尺寸段塞单一聚合物驱的17.9%增加11.3%。

3.2 油藏数值模拟结果预测

采用数值模拟的研究手段对水驱与二元复合驱油体系的效果进行了预测对比（图7），在数值模拟软件中设定二元复合驱油体系中聚合物质量浓度为 3 000 mg/L，表面活性剂质量浓度为 4 000 mg/ L，注入段塞尺寸为 0.42 PV，注入速度为 0.07 PV/a，预测结果显示，15 a末水驱采出程度为 38.4%，二元复合驱采出程度达 50.0%，后者较前者的采出程度提高11.6%，预计累积增油量为140×10⁴ t。

4 结论

胜利油区海上油田开展二元复合驱的油藏条件与陆上油田存在差异，因此，不能照搬陆上油田的二元复合驱油体系及参数。通过室内物理模拟实验和数值模拟对二元复合驱油体系进行了优选，筛选出溶解时间短、抗盐性和热稳定性较好的聚合物C10，并复配出超低界面张力、质量分数窗口宽的表面活性剂，将二者结合最终得到配伍性和稳定性良好的海上油田二元复合驱油体系C10+SLPS+ S4。通过物理模拟驱油实验，该二元复合驱油体系注入段塞尺寸为0.4 PV之后，提高采收率29.2%，相对于同尺寸段塞单一聚合物驱增加11.3%。为了最大幅度提高海上油田采油速度和原油采收率，优化设计海上油田二元复合驱最佳黏度比为0.5，优选合理的注入速度为 0.07 PV/a，最佳注入段塞尺寸为 0.42 PV，采用数值模拟预测可以提高采出程度 11.6%。

符号解释

c ——矿场统计回归得到的系数；

H _i ——注入井射孔厚度，m；

I _iw——注入井吸水指数，m³ /（ MPa∙d）；

K ——绝对渗透率，mD；

K _ro——油相相对渗透率；

K _rw——水相相对渗透率；

p _i ——注入井地层静压，MPa；

p _th——注入井启动压力，MPa；

Q _i ——单井日注入量，m³ /d；

Q _{i max}——单井注入二元复合驱油体系最大日注入能力， m³ /d；

r ——二元复合驱油体系驱替前缘半径，m；

r _w——井筒半径，m；

R _k——阻力系数；

ΔI _w——吸水指数下降值，m³ /（ MPa∙d）；

Δp _q——注入井压力上升值，MPa；

λ_ow——驱替前缘油水总流度，mD/（mPa∙s）；

λ_sp——二元复合驱油体系流度，mD/（mPa∙s）；

μ_o——油相的黏度，mPa∙s；

μ_sp——二元复合驱油体系黏度，mPa∙s；

μ_w——水相的黏度，mPa∙s。

参考文献