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科技成果——复杂断块油藏立体开发技术
技术开发单位
中石化胜利油田分公司
适用范围
特高含水期复杂断块油藏，特别是针对厚层断块、多油层断块以及复杂小断块三类中高渗断块油藏
成果简介
针对断裂系统复杂、断块小、油层多、井段长、非均质强、油水关系复杂的地质体，在精细地质研究、三维地质建模及剩余油分布、水驱油规律研究的基础上，精细划分油藏类型，分析不同类型油藏的地质、开发、剩余油特点与差异，集成地质、油藏、钻井、采油多学科技术，综合应用层系、井网和先进的复杂结构井技术立体组合，优化投资，最大程度地提高水驱控制和动用程度，达到均匀水驱和大幅度提高采收率的目的，是多种开发方式和开发方法的综合应用及优化过程。
工艺技术及装备
1、五级以下低序级断层描述组合技术；
2、断块油藏剩余油描述关键技术；
3、断棱精细刻画技术；
4、人工边水驱技术；
5、三级细分开发技术；
6、矢量化井网优化技术；
7、复杂结构井优化设计技术；
8、复杂结构井轨迹跟踪控制技术；
9、复杂结构井钻完井配套技术。
市场前景
该技术已先后在胜利油区等油田进行了推广应用，资源和经济效益十分突出，可在复杂断块油田推广应用。
一、单元概况1.油藏地质概况胜二区东三5单元位于胜坨油田胜利村构造西南翼，北面、东面分别被7号断层和9号断层分割与三区坨21和坨11断块相连，西及西南与边水相连，呈扇形分布，为三角洲前缘沉积的中高渗亲水砂岩油藏。
东三5砂层组埋藏深度1610-1720米。
单元含油面积2.3平方千米，油层平均有效厚度20.3米，地质储量830万吨。
单元整体为三角洲前缘沉积，全区以水下分流河道微相为主，其次为道间沉积。
储层主要是中、细砂岩，其成分成熟度，结构成熟度都较低，岩石胶结类型为孔隙-接触式，胶结疏松，出砂严重。
共有5个含油小层，小层平均渗透率最大值2412×10-3平方微米，储层的整体变异系数均处于0.4-0.65之间。
平面上渗透率1000-3000×10-3平方微米，平面上有较强的非均质性。
各小层西南面受边水控制，5砂层组水侵系数1.26×104方/（月·兆帕）。
原始油层温度60-65摄氏度，原始油层压力16.7兆帕，饱和压力9.8兆帕。
地面粘度范围225-2661毫帕秒，地层水型为氯化钙，目前地层水矿化度17000毫克/升，总之，胜二区东三段5砂层组是一个构造简单、油层厚度大、渗透性较好、油稠、低温、高盐、出砂严重、边水活跃的构造油藏。
2.单元开发简历胜二区东三单元1968年10月投入开发，到目前主要经历了天然能量开发阶段；投入注水开发阶段；综合调整产能扩建阶段；综合治理减缓递减阶段以及综合调整细分阶段,共五个开发阶段。
目前处于综合调整细分阶段，2011年针对日益变差的井网，单元实施细分单元综合调整，将单元进一步划分为二区东三13、二区东三1-3不含13、二区东三4和二区东三5等4个细分单元，其中东三4及东三5实施综合调整，共钻新井26口，东三13实施水平井开发，钻新水平井9口。
实施综合调整后东三4主体部分投入注聚开发，并于2012年11月投产。
二、基础模型建立1.静态模型的建立首先统计了352口井的静态数据（井信息、分层数据、井斜数据、砂体数据、测井数据等），保证了油藏地层格架模型的准确性。
胜利油田水驱油藏精细油藏描述做法与应用效果分析作者：张艳梅来源：《教育科学博览》2014年第03期摘要：胜利油田水驱油藏覆盖地质储量约占总储量的80%以上，已进入特高含水开发阶段，但仍有很大的开发潜力。
而精细油藏描述就是进一步提高开发效果的重要手段。
重点介绍了胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状与做法，阐述了水驱油藏精细油藏描述成果的应用效果。
关键词：胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状发展方向1 胜利油田水驱油藏精细油藏描述现状与做法1.1 开展储层构型研究夹层是油田开发中后期控制剩余油分布的重要因素，层内夹层对油层的分割作用和对注水的遮挡作用控制着剩余油的形成与分布。
在小层或单砂体精细描述的基础上，以层次分析、模式拟合为研究思路，首先结合野外露头、现代沉积以及井网资料建立不同层次（如复合河道砂体、单一河道砂体、单一点坝砂体、点坝砂体内部增生体等层次）的构型模式，然后应用岩心、高分辨率测井、测井精细解释、水平井、动态监测等资料，对开发井网条件下的井间构型进行拟合和预测，建立储层构型约束下的三维精细地质模型。
储层构型研究能加深层内夹层及层内非均质性的描述，并可用于油藏数值模拟，为表征特高含水期剩余油奠定基础。
1.2 低级序断层描述低级序断层延伸短、断距小，基本不控制油气的聚集，但影响油藏注水开发的水驱状况，是复杂断块油藏高含水期控制剩余油的主要因素。
油藏综合地球物理新技术为提高低级序断层描述精度提供了新的手段。
在构造模式、物理模拟和力学成因分析的指导下，认识到大断层应力转换带可直接产生低级序断层（四级以下小断层），改变了以前断层逐级派生的观点。
以岩石物理及地震正演模拟为支撑，在高精度三维地震资料高分辨率成像的基础上，钻井和地震资料联合储层反演提供了储层三维空间精细地球物理属性模型，提高了低级序断层的描述精度，精度达到断层落差5～10m、延伸长度小于100m。
1.3 剩余油分布定量预测水驱油藏剩余油富集区主要受低级序断层、夹层和物性差异等油藏非均质以及注采方式对储层中流体渗流产生的分割作用控制。
胜坨油田胜二区东二段稠油热采的实践摘要：胜坨油田胜二区东二段稠油油藏原油粘度较高，平均6439 mPa.s，油井单井产能低，截至2004年底，累计产油18.05×104t，采出程度3.93%，油藏基本满足蒸汽热采的条件。
为探讨区块注汽热采的可能性，选取位于构造中、高部的4口油井，进行热采试验，单井产量显著提高，获得了理想的开发效果和良好的经济效益，充分说明了本块稠油油藏适合蒸汽吞吐生产，为区块下部高速开发指明了方向，也为类似区块的开发，提供了借鉴经验。
关键词：胜坨油田;稠油;蒸汽吞吐;采收率1.概况胜坨油田胜二区东二段油藏，为两断层夹持的扇形构造稠油油藏，具有胶结疏松、油层易出砂、原油物性差、产能低的特点。
1969年该块东二段宁4井试油，获得工业油流2.0t/d，从而发现东二段油藏，后因产能低，油层出砂严重，没有进行进一步开发，1997年初，对该块东二段油藏进行了开发可行性评价，从而开始了该块的开发。
2.胜坨油田胜二区东二段油藏地质特征2.1地层特征。
胜二区东二段地层为一套下粗上细正韵律河流相沉积，主要岩性为杂色、灰绿色及少量紫红色泥岩与砂岩呈不等厚互层，以细到中砂为主。
从构造顶部到边部，油藏埋深1420-1500m，顶、底部均有较稳定的泥岩隔层。
2.2构造特征。
该块构造较为简单，受北、东两条断层夹持，为一扇形单斜断块构造油藏。
北断层倾角60o，落差50-90m，东断层倾角60o，落差30-50m，内部无次一级断层发育，油层主要分布在扇形断块的高部位上。
2.3沉积特征。
胜二区东二段属曲流河沉积，水体能量不大，划分为四种沉积微相：主河道微相、河道边缘微相、河漫滩微相、泛滥平原微相，主要以主河道微相、河道边缘微相为主，分布面积广，河流形状弯曲复杂，河道宽窄多变，河流方向大致有北向南。
2.4储层特征。
根据取芯井岩芯分析结果，岩石矿物主要以石英、长石为主，泥质胶结，胶结类型为接触式、孔隙-接触式。
胜坨油田一区沙二1—3剩余油分布研究作者：刘丛玮来源：《中国科技纵横》2014年第19期【摘要】胜一区沙二1-3是穹隆背斜构造，闭合高度170m，主体部位构造简单、地层平缓，地层倾角为3°-5°。
总的来看，沙二1砂组以砂体大面积分布为主，连通好；2-3砂组各小层砂体以宽窄不同的条带分布为主。
针对该油藏特征，综合应用密闭取心井分析、动态监测资料分析、油藏工程方法分析和油藏数值模拟等多种方法研究剩余油分布状况，为区块下一步的钻采方案实施具有指导意义。
【关键词】密闭取心分析油藏工程方法剩余油分布胜一区沙二1-3砂组是上油组河流相沉积的典型代表，潜力大（采出程度32.8%），与下油组三角洲前缘反韵律沉积厚层不同，河流相储层渗透率方向性更强、层内非均质性更强、水驱动用不均衡性更强，开发矛盾突出，合理认识砂组剩余油分布对进一步有效开发1-3砂组具有指导意义，应该强化对剩余油分布特征的研究，优化挖潜技术在剩余油开采过程中的使用效能[1]。
1 地质概况胜坨油田一区沙二1-3开发单元位于胜坨油田的西部高点，是一个北高南低的穹隆背斜构造油藏。
单元最大含油面积19.1km2，地质储量3740×104t。
渗透率0.1-2.8μm2，地层原油粘度10-26mPa·s，地层原油密度0.84-0.88g/cm3，原始地层压力20.2MPa，饱和压力11.9MPa，地层温度80℃。
油藏水型以CaCl2型为主，原始地层水矿化度21053mg/L。
岩石类型以粉细砂-中粗砂岩为主，底部有含砾砂岩，矿物成份主要为石英、长石。
储层主要发育正韵律，11层内存在特高渗透条带，主要存在11层底部，厚度0.5-1.5m，渗透率高达4-6μm2，比顶部高3-5倍。
2 开发历程及现状一区沙二1-3单元1964年投入开发，到目前主要经历了6个开发阶段，分别是天然能量开发阶段、注水开发初期阶段、边部加密完善阶段、加密井网综合治理阶段、注聚开发阶段、后续水驱开发阶段。
压裂防砂工艺在LPP2―X912井的应用【摘要】压裂填充防砂工艺是压裂和砾石填充两种技术结合的特殊防砂改造工艺。
主要针对中、高渗透率疏松砂岩油藏，利用非常规压裂技术，通过压裂建立高导流性裂缝，提高了地层的渗流能力，也能够减少对地层的污染，与机械防砂相结合，在减缓地层出砂率的同时，也进一步提高了防砂效果。
【关键词】压裂填充防砂；防砂工艺；压裂防砂应用疏松砂岩油藏在胜利油区分布较广，产量储量占比例较大，主要分布于浊积岩、滩坝砂和砂砾岩3类储层中。
目前主要采用套管固井射孔管内悬挂滤砂管方式完井，但这种完井方式不能完全满足疏松砂岩油藏要求，表现出了油层完善程度低、完井投资大，油井产能低等缺点。
出砂严重时还可能造成油层部位亏空、井壁坍塌、套变加剧乃至使油井报废。
因此做好防砂工作非常重要[1]。
压裂防砂工艺是针对中、高渗透率疏松砂岩油藏，利用非常规压裂技术，结合机械防砂工艺，达到提高油井产量及稳定地层砂的特殊改造工艺。
在本工艺实施过程中，通过压裂能建立高导流裂缝，提高地层渗透能力，从而解除地层污染，达到增产的目的。
同时，压裂也具有一定的缓解地层出砂的作用。
在实施压裂技术的同时，结合机械防砂技术，从而进一步提高防砂效果。
压裂填充防砂工艺技术已被认为是一种适合中、高渗透率疏松砂岩油藏的优选防砂完井和增产新技术。
一、压裂防砂技术简介压裂工艺作为一项增产措施已在低渗油气藏得到广泛应用，技术十分成熟。
随着压裂技术的进步和对不同压裂储集层条件认识的深化，压裂施工已从初期的全井大井段合压发展到多种压裂方法，压裂对象也从低渗、特低渗拓展到中高渗透储集层。
现阶段的压裂实践使我们发现：对已经造成近井地带严重伤害的油层，实施压裂改造，效果很好。
近井堵塞被解除，良好的渗流条件被恢复，油井重新获得高产。
但一般仅限于解堵型压裂，以恢复产能。
针对出砂问题却没有得到改善。
进入上世纪80年代以后，一种创新的防砂设想即把压裂和砾石充填相结合的技术――端部脱砂压裂技术应运而生。
例析不钻塞人工井壁防砂技术的应用1、前言克拉玛依油田六-九区齐古组稠油油藏的岩性以泥质胶结的灰-灰褐色细砂岩为主，油层平均中不埋藏深度260m，油层有效厚度5-20m，平均孔隙度30%，原始含油饱和度64.4%，渗透率平均为2µm2，地层压力2.03MPa，油层中部温度19.3℃，原始密度0.92-0.96g/cm3，20℃时地面脱气原油粘度在5000-100000mPa.s，粘度反应敏感，原始溶气比小，适合热力采油。
齐古组油层最显著的特点是：胶结疏松，在油层部位取出的岩心几乎全部为散砂。
岩心以钙泥质为主，多呈空隙—接触式，胶结成分主要为方解石、高岭石，其次为绿泥石、伊利石和蒙脱石。
泥质成分中以高岭石为主占56%，蒙脱石很少，占12%。
六-九区齐古组稠油油藏油层出砂严重。
全区四分之一以上的采油生产井出砂，出砂直接影响稠油井的正常生产，造成油井吞吐周期缩短，产量快速下降，严重时甚至造成油井砂埋关井。
此外，油井出砂还能使井下及地面设备产生严重腐损，缩短生产设备的使用寿命，严重制约油田的高效生产。
目前，六、九区严重出砂井396口，一般出砂井369口，出砂状况非常严重。
出砂井主要分布在六东区、九6区北、九7+8区、九浅41井区及J230井区。
各区块的出砂率分别为六区15.9%，九6区18.04%，九7+8区25.1%，九9区9.31%，J230 17.36%，九浅41 19.91%，九7+8区出砂尤为严重。
自投产以来，汽窜、出砂一直是困扰本区油井正常生产的一个问题，截止目前累积发生汽窜干扰646口，累积汽窜1784井次，而且汽窜干扰方向没有规律，汽窜同时往往造成出砂。
2、出砂情况及原因分析2.1 九7+8井区出砂情况九7+8区自投产以来，汽窜、出砂一直是困扰本区油井正常生产的一个问题，而且汽窜干扰方向没有规律，汽窜同时往往造成出砂。
九7+8区油井出砂具有普遍性，井口取样分析80%以上原油携砂，修井证实出砂井共603口，占总井数的62%。
胜坨油田胜二区储层物性实验研究[摘要]采用孔渗分布统计、孔隙结构特征研究和油水渗流特征研究，对胜坨油田胜二区储层物性进行深入分析，为后续增产、提高采收率等方案的制定提供了基础资料。
[关键词]胜坨油田；胜二区；储层物性；实验研究中图分类号：tu521.1 文献标识码：a 文章编号：1009-914x （2013）11-0003-011、油藏概况胜二区是多层砂岩油藏，东三段为河流相沉积，主力砂组为4、5砂组。
沙二段为从三角洲-平原相-河流相的正向旋回，划分为15个砂层组。
沙二段共分：s21-2、s23、s24-6、s271-3、s274-81、s283-85、s29-10、s211-15共8套开发层系，储量1.17亿吨。
1998年11月-目前，胜二区已经进入特高含水开发阶段，主要开展细分韵律挖潜，目前含水95.9%，采出程度39.6%，采油速度0.44%。
作为胜坨油田开发早期的区块之一，胜二区面临着产量呈下降趋势，含水不断上升，单井日油不断降低，开发形势严峻；老区整体调整规模减小，难度加大；特高含水期剩余油分布更加复杂等问题，迫切需要新的工艺来提高采收率。
认识储层是其它一切工作的基础，只有对储层物性有了清楚的认识，才能对油田的后续采出程度有比较准确的预测，才能有针对性的采取储层改造措施，保证油田有序稳产。
2、储层特征分析2.1 储层的孔渗分布统计对胜二区油井瓦52-0-斜检313井702块岩心进行孔隙度参数测试统计分析和687块岩心进行渗透率参数统计分析，分类整理岩心的孔、渗物性测试结果，依据深度关系，将表征渗流能力的渗透率与表征存储能力的孔隙度进行统计。
散点图上可以清晰直观地反映三口井的储层物性与对应的深度关系。
从深度与渗透率散点图上可以看出，渗透率值较高。
1600米和1900米渗透率非常接近，集中在1000-10000×10-3μm2；但是2000米以下，渗透率明显降低，渗透率集中在100-1000×10-3μm2。
高精度碳氧比测井技术在文33块沙二下油藏的应用摘要：长期以来对剩余油的认识仅仅局限于动态人员的地质分析和新钻井测井资料的应用，缺乏其它方面监测资料的对比验证，严重影响了油藏开发中后期对剩余油的认识和挖潜，油藏综合治理和整体调整的效果也是逐年变差，油藏开发处于低效状态。
高精度碳氧比能谱测井是确定套后剩余油饱和度一种有效的测井方法。
对于渗透性较好的储集层剩余油饱和度监测效果尤其明显，特别是观察层内剩余油分布有重要意义。
关键词：高精度碳氧比测井技术；文33块沙二下油藏；开发中后期高含水；测井方法文南油田文33块沙二下油藏区域构造位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部，是文南地堑的西北部分，西以文东大断层为界，东以文70断层与文72断块区分隔。
含油面积*ｋm2，动用石油地质储量1275×104t，开发层位为下第三系沙河街组沙二下亚段，油层埋深2520－3050m，分s2下1－3、s2下4－5、s2下6-8三套层系开发。
标定可采储量*×104t，标定采收率*%。
由于调整治理频繁，且每次调整治理的侧重点不同，因而导致油藏层间和平面矛盾突出，油水关系复杂，不同类型的剩余油分布零散，认识难度逐年增大。
曾经进行过普通碳氧比测井、中子寿命、硼中子、氯能谱等技术的应用，但是由于文33沙二下油藏高温、高压、高矿化度的流体性质导致资料的可用度十分差，因此都没有能够推广应用，原有饱和度监测技术无法满足油藏剩余油研究需要，继而引进高精度碳氧比能谱测井。
高精度碳氧比能谱测井是确定套后剩余油饱和度一种有效的测井方法。
1 概述文南油田文33块沙二下油藏1982年编制初步开发方案，1983年4月正式投入开发，1984年试注，1985年全面注水，1991年后油藏进入综合治理阶段，油藏先后经历了以下四个开发阶段：产能建设阶段（1983年4月至1985年5月）、高产、稳产阶段（85年6月至89年7月）、产量递减阶段（1989年8月至1995年12月）、综合调整治理阶段（1996年1月至目前）。
胜坨油田二区自发乳化驱油体系性能史胜龙;王业飞;汪庐山;靳彦欣;王涛;杜鹏飞【摘要】针对胜坨油田高温高盐、水驱采收率低问题,开展适合胜坨油田二区油藏条件自发乳化驱油配方研究.采用乳化能力测试和油/水界面张力测量,对自发乳化驱油体系中的碱、表面活性剂的种类及质量浓度进行优化,并结合物模实验对优选出的配方进行驱油效果评价.结果表明：复合碱和表面活性剂的协同作用使油/水界面张力达到超低,并导致油滴在轻微界面扰动作用下自发乳化;表面活性剂静态吸附量较小,且油砂上的吸附量小于净砂上的吸附量;均质模型中,自发乳化体系与残余油在多孔介质剪切作用下形成乳状液,依靠乳状液液滴堵塞大孔喉产生的贾敏效应和分流作用,提高波及系数,同时伴随油带的形成,自发乳化驱的采收率在水驱基础上提高25%;非均质模型中,形成的乳状液不足以有效封堵高渗通道,而是被驱替液携带流出地层,驱油效果变差.【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2014(038)006【总页数】9页(P76-84)【关键词】自发乳化;界面扰动;波及系数;采收率;贾敏效应;胜坨油田【作者】史胜龙;王业飞;汪庐山;靳彦欣;王涛;杜鹏飞【作者单位】;;;;;;【正文语种】中文【中图分类】TE357.460 引言胜坨油田经过40余年的开发，油藏综合含水率超过94%，剩余油分布零散[1].随着油田不断开发，油藏条件不断恶化，高温高盐油藏区块不断增加，提高这类油田的采收率成为油田稳产的基础[2－3].目前，聚合物驱是较成熟的三次采油技术[4]；但由于胜坨油田二区油藏温度较高（大于80℃），地层水矿化度较高（大于18g／L），是典型的二类高温高盐油藏，常规聚合物在此类油藏条件下黏度大幅降低，甚至产生沉淀，难以达到提高采收率要求[5].近年来，Liu Q和Dong M等提出碱—表面活性剂自发乳化驱油技术.该技术是将乳化剂溶液注入地层，多孔介质天然的剪切作用造成油水界面不稳定性增强，使原油自发乳化[6－7]，形成O／W型乳状液，液滴被驱替液夹带流出地层[8－9].Bryan J等认为自发乳化驱过程中同时形成 W／O型、O／W型乳状液[10]，依靠W／O型乳状液在孔喉处捕集产生的贾敏效应较强，提高采收率幅度高于乳化夹带[11－12].Kumar R等通过平板模型验证自发乳化体系提高采收率的可行性，自发乳化驱的采收率在水驱基础上提高22%[13].这些研究主要针对加拿大油藏，其油藏特点是埋深浅、地层温度低、原油黏度高、地层水矿化度较低，同样的研究方法是否适用于胜利高温高盐油藏有待于验证.康万利等认为碱和表面活性剂的协同作用有利于原油自发乳化的发生[14].由于多个液滴无序拥挤封堵大孔喉，使驱替液进入水驱时不可入孔隙，提高波及系数.凭借油水界面扰动的“拉油”作用和乳状液液滴界面膜弹性变形的“挤油”作用，提高驱油效率[15]；通过驱油试验验证自发乳化驱提高采收率效果优于碱驱、表面活性剂驱、聚合物驱等方法[16－17].由于主要用非离子表面活性剂作为乳化剂，其耐温性能较差，不适用于高温油藏，并且驱替实验很少考虑非均质性对驱油性能的影响.因此，需要研发耐温耐盐自发乳化体系，研究在均质及非均质油藏条件下的驱油性能.笔者以胜坨油田二区沙二段74－81油藏为目标区块，研制适合油藏条件的自发乳化体系，评价在油藏条件下提高采收率的能力，为矿场应用提供依据.1 实验1.1 仪器和药品（1）主要仪器.SVT20旋滴界面张力仪，Olympus BX51显微镜，驱替实验装置，LB30平流泵，填砂管（规格为φ2.5cm×80.0cm、φ2.5cm×40.0cm、φ2.5cm×20.0cm），25mL耐温耐压玻璃瓶等.（2）药品.表面活性剂，烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐；碱，NaOH、Na2CO3、NaHCO3，分析纯；实验用油，胜坨油田二区沙二段74－81地层脱水原油，20℃温度下密度为0.951 3g／cm3，80℃温度下黏度为76 mPa·s；实验用水，胜坨油田二区沙二段74－81地层采出水，总矿化度为18 615mg·L－1，ρ（Ca2＋）为421 mg·L－1，ρ（Mg2＋）为106mg·L－1，ρ（Na＋）为6 658mg·L－1，ρ（Cl－）为10 997mg·L－1，ρ（HCO－3）为433 mg·L－1.1.2 方法1.2.1 乳化能力测试（瓶试法）（1）将10g表面活性剂溶液和1g脱水原油加入25mL的玻璃瓶中，放入80℃温度恒温箱静置30 min；（2）选取1组样品，对玻璃瓶由竖直到水平轻微摇动3次（约每1s摇动1次），若油滴不能被驱散进入水相，水相保持澄清，若油滴能较容易地被驱散进入水相形成乳状液，水相变暗（说明乳化剂的自发乳化能力较强）[6]；（3）完毕后，重新将样品放入恒温箱静置24h后取出，重复步骤（2），观察不同乳化剂样品间原油分布差异，筛选乳化能力强的表面活性剂.使用Olympus BX51显微镜观察瓶试法中各配方与原油形成乳状液的微观形态.1.2.2 界面张力测量利用SVT20旋滴界面张力仪测量80℃温度下原油与不同乳化体系的界面张力.1.2.3 静态吸附量测定5.00 g油砂（精确至0.01g）按固液质量比1∶20加入不同质量分数的表面活性剂溶液中混合，置于80℃温度恒温摇床中振荡24h，取出后在3×103 r／min的转速下离心分离，取上清液.用紫外分光光度计测定吸附前后溶液的质量浓度，计算静态吸附量.式中：Γ为静态吸附量；ρ0为表面活性剂初始质量浓度；ρ为表面活性剂平衡质量浓度；V为表面活性剂体积；m为砂粒质量.1.2.4 填砂管驱替图1 含有滤网的填砂管模型原理Fig.1 Schematic of sandpack with a strainer2种填砂管模型：（1）直径为2.5cm，长度分别为20.0，40.0，80.0cm 填砂管；（2）直径为2.5cm，长度为80.0cm，填砂管内固定一个直径为1.0cm的圆柱形滤网（200目），滤网内填100～120目砂粒，滤网外填180～200目砂粒，液体可以通过滤网由高渗区域流向低渗区域（见图1）.2种填砂管模型分别模拟均质及层内非均质储层.实验步骤：（1）填砂管在室温下饱和地层水，测定渗透率并计算注入孔隙体积倍数；（2）80℃温度下饱和原油，计算初始含油饱和度；（3）80℃温度下用地层水驱替至岩心含水率为99%；（4）转注0.8PV（注入孔隙体积倍数）化学段塞，最后继续水驱至产出液含水率为99%时结束实验.驱替过程中，注入速度为0.23mL／min.2 结果分析2.1 筛选碱和表面活性剂主要通过乳化能力测试和界面张力测量筛选具有自发乳化原油能力的体系.2.1.1 乳化能力测试为了使原油分散进入水相，首先通过瓶试法对不同类型的碱溶液（NaOH、Na2CO3、NaHCO3）进行筛选.单独使用NaOH或NaOH／Na2CO3复合碱时，可将少量的油滴分散进入水相，其中NaOH溶液的质量分数为0.2%～0.6%，Na2CO3溶液的质量分数为0.2%～1.0%.由于碱与溶液中二价离子反应生成氢氧化镁或碳酸钙，导致玻璃瓶中水相有少许沉淀产生.筛选结果表明，需要向碱溶液中添加表面活性剂促进油相自发乳化.通过瓶试法对不同类型表面活性剂的乳化能力进行评价，当烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐类表面活性剂质量浓度高于1g／L时，在不加碱的条件下，单剂具有较强的自发乳化能力.将4种具有不同HLB（亲水亲油平衡值）的烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐（分别命名为B1、B2、B3、B4）降低质量浓度进一步筛选.4种表面活性剂的油／水体系乳化能力测试中不同阶段下的状态见图2.实验中，NaOH的质量分数为0.2%，表面活性剂的质量浓度为0.50g／L，油／水质量比为1∶10.图2 不同表面活性剂的油／水体系乳化能力测试中不同阶段的状态Fig.2 Pictureof oil／brine systems with different surfactants at different stages of emulsification tests由图2可知，含有B3或B4的水相具有较低的透明度，并且样品静置后具备再次乳化的能力，说明初筛的4种表面活性剂中，B3、B4自发乳化原油的能力较强.另外，由图2（b）可知，表面活性剂B2可使少量的油滴分散进入水相，但乳化的油量较少，并且不具备再次分散原油的能力.图3 不同表面活性剂体系与原油的动态界面张力Fig.3 Dynamic interfacial tensions of oil／brine with different surfactants2.1.2 界面张力测量为了分析4种表面活性剂体系乳化能力的显著差异，测量4种表面活性剂体系与原油的动态界面张力.80℃温度下不同表面活性剂体系与原油的动态界面张力曲线见图3，其中，NaOH的质量分数为0.2%，表面活性剂的质量浓度为0.50g／L. 由图3可知，瓶试法能将少量原油分散进入水相的B2体系，其界面张力在前30min略比B1的低，但30min后，B2体系的界面张力逐渐升高.B4体系的界面张力随着时间的延长先迅速降低，然后稳定一段时间，最终缓慢上升并趋于稳定，其最低值和稳定值分别为（0.24、4.21）×10－2 mN／m.测量过程中，B4体系的界面张力比另外3种体系的界面张力低1～2个数量级，这是由于NaOH与原油中有机酸反应生成的表面活性剂与B4产生协同效应，使油／水界面张力达到超低.并且添加的B4还引起更高的界面传质阻力，降低有机酸电离速率，致使超低界面张力持续的时间较长[11].对于B4体系，在微小的界面扰动条件下，可以较容易地将原油乳化和再次乳化.因此，超低界面张力对原油自发乳化的发生起非常重要作用.2.2 表面活性剂质量浓度对乳化作用的影响根据筛选结果，选定NaOH与B4形成的自发乳化体系乳化原油，分析表面活性剂质量分数对乳化能力和界面张力的影响.瓶试法中，NaOH的质量分数保持0.2%不变，油／水质量比为1∶10.不同质量浓度B4的油／水体系乳化能力测试中不同阶段的状态见图4.图4 不同质量浓度B4的油／水体系乳化能力测试中不同阶段的状态Fig.4 Pictures of oil／brine systems with different B4concentrations at different stages of emulsification test由图4可知，当B4质量浓度为0.20g／L时，部分油滴可以分散进入水相；但只有当ρ（B4）≥0.50g／L时，才能形成均一、稳定的乳状液，并且水相的颜色较暗.当B4质量浓度为0.50～1.00g／L时，体系能较容易地将油相再次乳化，并且乳化速率相当，但各样品中的乳化程度并不能根据水相的颜色区分.使用显微镜观察不同质量浓度B4与原油形成乳状液的微观形态，油／水样轻微摇动3次后水相的微观图像见图5.由图5可知，当B4质量浓度达到0.50g／L时，乳状液液滴的数量大幅增加，粒径明显降低；随着B4质量浓度继续增加，乳状液的粒径和数量变化不明显，与图3（b）中观察的各样品水相黑暗程度符合.观察B4质量浓度为0.50、1.00g／L的乳状液，粒径为10～15μm的乳状液液滴约占70%，乳状液在油、水相完全分开前可以稳定约30min.Kokal S[18]根据液滴的粒径尺寸和动力学稳定性将乳状液分为“疏松”、“适中”、“致密”乳状液.其中，“适中”乳状液的平均粒径为10～16μm，短短数十分钟油、水相完全分离.B4质量浓度为0.50～1.00g／L的样品形成的乳状液为“适中”乳状液.2.3 油／水体系界面张力2.3.1 表面活性剂与原油的界面张力不同质量浓度的B4与原油的界面张力变化见图6.由图6可知，随着B4质量浓度的增加，界面张力先迅速降低，然后缓慢升高，最终趋于平稳.对于阴非离子表面活性剂，当质量浓度增至一定值时，表面活性剂的性能发生突变，质量浓度称为临界胶束浓度（CMC）[19].当B4质量浓度为1.00g／L时，体系的界面张力达到最低，最低为1.23×10－2 mN／m，样品B4的有效含量为30%，相对分子质量为538.溶液中表面活性剂B4临界胶束浓度为5.58×10－4 mol／L，在此临界胶束浓度下，表面活性剂B4具有非常强的吸附油／水界面的能力.图5 NaOH质量分数为0.2%时B4与原油形成的水包油乳状液微观图像Fig.5 Microscopic images of oil－in－water emulsions with different surfactantS4concentrations with 0.2%NaOH2.3.2 碱与原油的界面张力图6 不同质量浓度B4与原油的界面张力Fig.6 Interfacial tension of oil／brine as a function of B4concentration图7 有或无Na2CO3的不同质量分数NaOH溶液与原油的界面张力Fig.7Interfacial tension of oil／brine as a function of NaOH concentration with or without Na2CO3有或无Na2CO3（0.2%）的不同质量分数NaOH溶液与原油的界面张力见图7.由图7可知，添加Na2CO3后，NaOH溶液与原油的界面张力比添加前降低约2个数量级，这是由于0.1%的Na2CO3与溶液中421mg／L的Ca2＋反应形成沉淀，消除Ca2＋对油／水界面张力的影响，剩余的Na2CO3和NaOH参与电离原油中的有机酸，促使油／水界面张力进一步降低，有利于O／W型乳状液的形成[20].需要消除溶液中的Ca2＋以获得较低的油／水界面张力.为了研究NaOH／Na2CO3复合碱溶液降低界面张力的有效性，将NaOH／Na2CO3按质量比1∶1构成复合碱体系，测定不同质量分数复合碱溶液与原油的界面张力，结果见图8.由图8可知，随着复合碱溶液质量分数增大，油／水界面张力先迅速下降，然后趋于平稳，当复合碱溶液质量分数为0.3%～1.0%时，体系的界面张力始终小于0.1mN／m.在填砂管驱油过程中，作为强碱，较多的NaOH 与砂粒反应而导致损耗，为了减少驱替过程中碱的损失，选择0.4%复合碱体系应用于驱替实验.2.3.3 碱／表面活性剂体系与原油的界面张力为了研究表面活性剂B4和复合碱溶液的协同效应，测定不同质量浓度B4、0.4%复合碱体系（NaOH／Na2CO3质量比1∶1）与原油的界面张力，结果见图9.由图9可知，当B4质量浓度为1.00g／L时，油／水界面张力达到最小（8.43×10－4 mN／m）；然后随着B4质量浓度继续增加，界面张力值基本保持不变.这说明向碱溶液中加入少量表面活性剂B4，能使油／水界面张力达到超低.由于碱／表面活性剂的加合增效作用，使得瓶试法中油滴在轻微界面扰动的条件下可自发乳化和再次乳化.考虑到驱替过程中表面活性剂的吸附损失，选用2.00g／L B4＋0.2%NaOH＋0.2%Na2CO3用于填砂管驱油实验.图9 碱溶液中不同质量浓度B4与原油的界面张力Fig.9 Interfacial tension of oil ／brine as a function of B4concentration Na2CO3concentration：0.2%，NaOH concentration：0.2%2.4 表面活性剂吸附性80℃温度下测定表面活性剂B4在胜坨油田二区沙二段净砂和油砂的静态吸附量，结果见图10.由图10可知，B4在净砂和油砂上的吸附等温曲线呈L型，符合Langmuir吸附规律.表面活性剂B4在净砂的吸附量大于在油砂的吸附量，随着B4质量浓度的增加，在净砂和油砂上的吸附量显著增加.在设计注入质量浓度为2g／L时，吸附趋于平衡，在净砂和油砂上的饱和吸附量分别为3.045mg／g和2.826mg／g，满足胜坨油田二区沙二段断块进行自乳化驱的要求.造成油砂吸附量低的原因有2个：一是，油砂表面已吸附一些极性组分，甚至包括原油中已存在的表面活性组分，这些组分优先占据砂粒表面的活性吸附点，从而减少B4在其表面的吸附；二是，吸附B4的油滴以乳化或增溶的方式进入液相，导致液相中表面活性剂的质量浓度增加，降低B4在砂粒表面的吸附量[21].2.5 驱油实验用直径为2.5cm，长度分别为20.0，40.0，80.0cm的填砂管评价配方为2.00g／L B4＋0.2%NaOH＋0.2%Na2CO3自发乳化体系的提高采收率能力，结果见表1. 图8 不同质量分数复合碱溶液与原油的界面张力（NaOH／Na2CO3质量比1∶1）Fig.8 Interfacial tension of oil／brine as a function of alkaline concentration （Na2CO3／NaO Hration 1∶1by weight）由表1可知，均质模型3组实验中，化学驱在水驱基础上，采收率提高25%以上.在油田中，虽然注入井和采出井的距离很长，但自发乳化体系的驱油效率并未随着填砂管长度的延长而降低.层内非均质模型实验中，化学驱采收率为16.8%，略比均质模型的低.填砂管驱油实验中，化学驱前先注入0.3PV的预冲洗段塞（0.1%Na2CO3 溶液）.Na2CO3 溶液与填砂管中的砂粒反应，增加砂粒表面的负点性，由于A／S段塞中阴非离子表面活性剂B4带有负电，因此砂粒表面的负电性减小B4的吸附损失.Na2CO3与地层水中Ca2＋反应，使得原油在后续的化学驱过程中更容易被自发乳化.图10 表面活性剂B4在净砂和油砂表面的吸附量Fig.1 0Adsorption quantity of B4onto the clean sand and oil sand表1 不同长度岩心的驱替结果Table 1 Summaries of sandpack flood testswith different sandpack lengths说明：“均”为均质模型；“非均”为层内非均质模型名称长度／cm直径／cm孔隙度／%渗透率／μm2初始含油饱和度／%水驱采收率／%注入孔隙体积倍数化学驱采收率／%最终采收率／%1 80 2.534.32 2.31 82.89 28.1 0.8 16.8 44.9均1 20 2.5 31.13 1.39 88.37 34.1 0.8 25.5 59.6均2 40 2.5 30.96 1.39 89.62 35.3 0.8 26.1 61.4均3 80 2.5 31.42 1.56 88.12 33.8 0.8 25.0 58.8非均80℃温度下自发乳化体系在均质模型中的驱替结果见图11，其中，填砂管长度为80cm.由图11可知，当水驱含水率达99%以上时，转注0.3PV的预冲洗段塞，曲线中压力、采收率、含水率变化不明显，继续注入0.8PV的A／S段塞.A／S驱替过程中，压力、采收率迅速升高，含水率显著降低，含水率最低达到36.9%，说明油滴在向前移动过程中聚并形成油带，导致阶段含水率显著降低.驱替压力的升高说明化学剂与残余油在多孔介质天然的剪切作用下使乳化体系与原油充分接触，碱与原油中有机酸反应生成的酸皂与添加的表面活性剂在油水界面不均一富集，导致油水界面局部表面活性剂质量浓度较高、界面张力较低，使油滴乳化进入水相形成乳状液[22].粒径较大的乳状液液滴在多孔介质流动过程中产生较强的贾敏效应，利用乳状液堵塞大孔喉后产生的分流作用提高波及系数，使绕流形成的残余油减少[23].粒径较小的液滴侧向挤油、刮油改善洗油效率，降低边缘残余油饱和度[15].A ／S驱替过程中，填砂管出口端产出液为O／W型乳状液，但产出液稳定性较差，仅在重力作用下，产出液中油／水相在30min内完全分层，消除采出液后续处理过程中需要添加破乳剂的破乳过程，降低后期处理成本.A／S自发乳化驱油体系显示良好的提高原油采收率的前景，具备胜坨油田二区沙二段块油藏的应用条件. 80℃温度下自发乳化体系在非均质模型中的驱替结果见图12.由图12可知，与水驱时最高驱替压力相比，化学驱的最高驱替压力较低，含水率最低为78.1%，与均质模型相比，水驱和化学驱采收率有一定程度的降低.这是由于大孔道的存在使化学剂串流更加显著，导致水驱和化学驱见水时间提前[24].乳化剂溶液通过侧向挤油、刮油，将边缘处剩余油乳化，产生的乳状液不足以有效封堵大孔道，多数液滴被驱替液携带流出地层，改善洗油效率，所以驱替过程中注入压力和采收率增值有限，阶段含水率略有降低.与均质模型相比，非均质模型产出液颜色较淡，乳化携带的油量较少，导致化学驱过程中串流现象的发生.因此，后续实验中重点考虑层内、层间非均质性对自发乳化体系提高采收率能力的影响，研究自发乳化体系在非均质油藏中的驱油机理，筛选最佳性能的自发乳化体系进行油田现场应用.图11 自发乳化体系在均质模型中的驱替结果Fig.11 Results of homogeneous sandpack flood test with spontaneous emulsification system图12 自发乳化体系在非均质模型中的驱替结果Fig.12 Results of heterogeneoussandpack flood test with spontaneous emulsification system3 结论（1）在轻微的界面扰动作用下，配方为0.50g／L B4＋0.2%NaOH的自乳化体系可将胜坨原油乳化和再次乳化.（2）向NaOH溶液中添加Na2CO3，由于Na2CO3与地层水中Ca2＋沉淀，促进油／水界面张力进一步降低，有利于O／W型乳状液的形成.向NaOH／Na2CO3复合碱溶液中加入表面活性剂B4，在碱／表面活性剂的协同作用下，油／水界面张力达到超低，致使胜坨原油可以较容易地发生自发乳化.（3）B4在净砂和油砂表面上的吸附等温曲线符合Langmuir吸附规律，在油砂上的吸附量为2.826 mg／g，小于它在净砂上的吸附量，吸附量在表面活性剂临界胶束浓度附近达到最大，能够满足胜坨油田二区沙二段进行自发乳化驱油的要求. （4）优选的自发乳化体系在均质模型中表现较好的驱油性能，驱替过程中，填砂管入口段压力上升显著，阶段含水率最低为36.9%，采收率提高25%以上，驱油效率并未随着填砂管长度的延长而降低.同一配方应用于非均质模型时，由于产生的乳状液不能对大孔道形成有效封堵，而是被驱替液夹带流出地层，导致化学驱最大驱替压力减小，提高采收率能力降低.参考文献（References）：[1]张莉，郭兰磊，任韶然.埕东油田强化泡沫驱矿场驱油效果[J].大庆石油学院学报，2010，34（1）：47－50.Zhang Li，Guo Lanlei，Ren Shaoran.Pilot test of polymer enhanced foam flooding in Chengdong oilfield[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2010，34（1）：47－50.[2]高树新，杨少春，王志欣，等.胜坨油田二区三角洲砂岩油藏剩余油形成的影响因素分析[J].石油大学学报：自然科学版，2005，29（5）：7－11.Gao Shuxin，Yang Shaochun，Wang Zhixin，et al.Analysis of influencing factors on formation of remaining oil in delta sand stone reservoir of the second district in Shengtuo oilfiel[J].Journal of the University of Petroleum：Edition of Natural Science，2005，29（5）：7－11.[3]祝仰文.线形及星形聚合物驱油性能[J].东北石油大学学报，2013，37（6）：101－106.Zhu Yangwen.Oil displacement performance of linear polymer and star polymer[J].Journal of Northeast Petroleum，2013，37（6）：101－106.[4]杨付林，杨希志，王德民，等.高质量浓度聚合物驱油方法[J].大庆石油学院学报，2004，27（4）：24－26.Yang Fulin，Yang Xizhi，Wang 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精细油藏分析充分发挥油藏潜力刘军【期刊名称】《内江科技》【年(卷),期】2015(036)004【总页数】2页(P33,100)【作者】刘军【作者单位】胜利油田石油工程技术研究院【正文语种】中文胜坨油田经过多年的开发，井网比较混乱，油藏潜力得不到充分发挥。
本文以胜二区3-6单元为例，论述了利用精细油藏研究成果和油藏工程方法，搞清纵向上储层物性和潜力状况差异，充分发挥油藏潜力。
本文的做法将对特高含水老油田开发单元的潜力挖潜具有一定借鉴和指导作用。
胜坨油田经过近50余年的注水开发，多数单元已进入高含水或特高含水开发阶段，充分发挥油藏潜力对于降低油田综合含水，提高采收率，确保油田稳产具有重大意义。
但是，由于沉积环境的变化，砂体在平面及纵向上变化较快，储量分布零散。
储层非均质性强，平面、层间差异大。
油藏潜力愈来愈难以发挥。
因此，精细油藏分析，充分发挥油藏潜力。
1 地质概况及开发现状胜坨油田二区沙二段3-6砂层组是一个三角洲平原相河流相沉积的高渗透、中稠油、多层砂岩构造油藏。
最大含油面积10.7 km2，地质储量2301×104 t。
（1）构造特征。
胜二区沙二段3-6砂层组为一单斜构造油藏，油层自东北向西南方向倾斜，构造简单，地层平缓，倾角20~5 0。
（2）储层特征。
沙二3砂层组以辫状河沉积为主，储层物性较好，但非均质性严重，平均孔隙度28%，平均空气渗透率2100×10-3 μm2。
4-6砂层组属三角洲平原亚相沉积，以正韵律和复合韵律沉积为主，平面、纵向上非均性严重，平均空气渗透率1591.7×10-3 μm2。
（3）水驱开发现状。
3-6单元自1964年投入开发以来，历经近五十余年的水驱开采，目前已进入特高含水开发后期。
截止到2015年2月，开油井80口，日产液8526 t，日产油311 t，综合含水96.35%，平均动液面777米，采油速度0.49%，采出程度34.37%；开水井39口，注采井数比1:2.1，日注水7267 m3，注采比0.85。
