CN102492409A

CN102492409A - 一种复配生物驱油剂及其应用

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Publication number: CN102492409A
Application number: CN2011104077051A
Authority: CN
Inventors: 乐建君; 伍晓林; 柏璐璐; 赵群; 李蔚; 侯兆伟; 王颖; 郭盟华; 张继元; 陈星宏; 刘洋; 窦续谋; 王蕊; 王艳玲
Original assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Current assignee: Daqing Oilfield Co Ltd
Priority date: 2010-12-09
Filing date: 2011-12-09
Publication date: 2012-06-13

Abstract

本发明公开了一种复配生物驱油剂，包括按重量比1∶1～8∶1配制的生物表面活性剂与化学表面活性剂，所述生物表面活性剂为鼠李糖脂发酵原液，所述化学表面活性剂为脂肪酸酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐。本发明复配的生物驱油剂中化学表面活性剂的用量低(0.0125wt％)，复配体系能达到小于10^-2mN/m数量级的超低界面张力，具有驱油效率高、制备工艺简单和成本低廉等优点，适合高含水油田进一步提高采收率的推广和应用。

Description

一种复配生物驱油剂及其应用

技术领域

本发明涉及三次采油技术领域中的一种复配生物驱油剂及其在石油驱油中的应用。

背景技术

生物驱油剂是一种由微生物合成的、结构多样的表面活性物质，主要分为糖脂类、脂肽和脂蛋白类、磷脂和脂肪酸类、聚合表面活性剂和微粒表面活性剂类五大类，油田驱油常用的生物表面活性剂属于脂肽类和糖脂类。

生物驱油剂与化学驱油剂性能相似，但相比之下，还有许多有利之处：①可生物降解，不会造成再污染；②无毒或低毒；③一般不致敏、可消化，因此可用于化妆品、食品和功能食品的添加剂；④可以用工业废物生产，有利于环境污染治理；⑤具有更好的环境相容性、更高的起泡性，在极端温度、pH值、盐浓度下的更好选择性和专一性；⑥结构多样，有可能适用于特殊领域(Cairns WL1 Biosurfactants andBiotechnology[M]NY：Marcel Dekker Inc，1987.1)。生物驱油剂还具有良好的抗细菌、霉菌和病毒的性能，这是一般化学合成的表面活性剂难以匹敌的(Jitemdra D D，Ibrahim M B1 Microbio Mol Biol Rev[J]，1997，61(1)：47～64.)。

生物驱油剂同一般的生物表面活性剂一样，其生产首先依赖于生产菌，不同的生产菌产生不同的表面活性剂。由于采油对生物表面活性剂属于粗放型，对生物表面活性剂的提取和纯化要求不高，因此对采油用生物表面活性剂的研究主要集中在生产菌(微生物)的筛选改良和培养上。现阶段生物表面活性剂的研究主要集中在从原油开采的油层中分离选育生物表面活性剂的产生菌，然后对其进行培养并用于三次采油。

生物驱油剂作为三次采油中的一种性能优良的助剂，具有广泛的应用前景。现在油田驱油用的表面活性剂的发展趋势正在由强碱向弱碱、三元向两元、一元发展。随着对作为主剂的化学表面活性剂性能要求的提高，新型表面活性剂的研制难度也随之加大、且成本上升，生物驱油剂作为辅剂应用正好弥补了现有化学表面活性剂在性能上的不足，同时较大幅度降低了综合成本，表现出了良好的发展前景。

根据对以前的研究结果来看(张子涵，杨振宇，国郅，大庆葡萄花油田北部复合驱可行性探讨，大庆石油地质与开发，2005，24(1)：82～84)，许多化学表面活性剂，如KPS、WXS、MS298、烷基苯、TD与NaOH及Na₂CO₃的复合体系与萨尔图油田或杏树岗油田的油水都具有一定的适应性，但与葡萄花油田的油水进行了大量的界面张力评价后发现，这些体系与葡萄花油田原油间不能形成超低界面张力。特别是进口表面活性剂ORS41-NaOH体系在大庆油田萨尔图及杏树岗油田的生物表面活性剂复合驱矿场试验中取得了很好的效果，但与葡萄花油田原油却很难形成超低界面张力，ORS41-NaOH体系与葡萄花原油的界面张力见图1(NaOH浓度分别为1.0wt％、1.2wt％和1.5wt％)，而使用生物酶与鼠李糖脂发酵液复配驱油实验研究【西南石油大学学报(自然科学版)，2008，30(1)：119～121】表明，鼠李糖脂发酵液与生物酶复配其界面张力达到0.41mN/m，而生物酶单独作用为1.67mN/m，鼠李糖脂发酵液为2.50mN/m。复配后比单独作用的油水界面张力都要低，说明协同作用有助于降低界面张力，但与超低超低界面张力的指标(≤10^-2mN/m)仍有较大差距。

为了改善生物表面活性剂鼠李糖脂发酵液的界面活性，需要寻找与生物表面活性剂复配性能更好的相关驱油表面活性剂的种类和产品。葡萄花油田的原油性质特点是密度低、粘度低、饱和压力低、含沥青质低及地饱压差大、溶解系数大，另外，葡萄花油田原油中天然酸的含量较低(0.06mgKOH/g油)，酸值低，使得利用油中的天然酸形成天然活性剂的作用降低。根据葡北油藏的具体特点，在无碱的条件下，要求复配的化学表面活性剂与鼠李糖脂具有较好的协同效应，能达到超低界面张力的技术指标(≤10^-2mN/m)。界面张力是提高采收率的重要指标之一，界面张力越低驱油效果越好)。

目前，单一鼠李糖脂体系与原油的界面张力都较高，没有达到超低值范围。鼠李糖脂发酵液浓度在0.5％～1％范围时测得的界面张力为8.4～9.6mN/m之间，由此可见，用单一的生物表面活性剂鼠李糖脂做驱油剂难以获得满意的驱油效果。

发明内容

本发明针对大庆油田油层物性、原油、地层水、注入水性质，筛选了一种与鼠李糖脂具有较好协同效应的化学表面活性剂，提供了一种复配生物驱油剂。

本发明第一方面提供一种复配生物驱油剂，包括按重量比1∶1～8∶1配制的生物表面活性剂与化学表面活性剂，所述生物表面活性剂为鼠李糖脂发酵原液；所述化学表面活性剂由大庆富杰化工有限公司生产，包括以动植物油脂肪酸、单乙醇胺、顺丁烯二酸酐、亚硫酸钾为原料，经酰胺化、酯化、磺化等一系列反应合成得到动物油脂肪酸酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐的阴离子表面活性剂，其结构式为：

其中，其中R为脂肪醇，m取值范围为C₈～C₁₈。

本发明中所用生物表面活性剂采用大庆沃太斯化工有限公司提供的鼠李糖脂发酵原液，主要成份有生物大分子蛋白类(主要有菌体细胞蛋白、核酸蛋白、多糖类蛋白等)，含量12.34-15.12g/L；糖脂，含量25.8-27.6g/L；多糖，含量4.12-5.07g/L；甘油脂，含量22.85-27.02g/L等。

所述化学表面活性剂与生物表面活性剂发酵液的混合重量比为1∶1-8，使化学表面活性剂在复配生物驱油剂中的有效浓度为0.1wt％-0.01wt％(0.1wt％以下)。

为获得更好的驱油效果，所述复配生物驱油剂中还添加有聚合物，优选为聚丙烯酰胺，分子量在800-1500万之间，浓度在800-1200mg/L之间，配制的驱油体系黏度在15-30mPa·s之间。

所述生物驱油剂还可以添加有调剖剂(预交联体膨颗粒类调剖剂)，聚合物与调剖剂的添加比例为1∶4(重量比)，配液中聚合物浓度800～1200mg/L，黏度控制在15～25mPa·s。

所述生物驱油剂在石油驱油中的应用也属于本发明的保护范围。

驱油时，在水驱段塞后单纯用所述复配生物驱油剂配制段塞进行驱油。或者，在水驱段塞后，用聚合物段塞和所述复配生物驱油剂配制段塞交替注入。复配生物驱油剂在驱油体系中浓度为0.5wt％-2.0wt％，优选1.0wt％。

具体的，可在水驱段塞后，用以下任一方案继续进行驱油：

方案一：单纯用所述复配生物驱油剂配制段塞，复配生物驱油剂浓度为1.0wt％，用量为0.5PV；

方案二：用聚合物与复配生物驱油剂混合配制段塞，复配生物驱油剂浓度1.0wt％，聚合物浓度0.1wt％，用量为0.5PV；

方案三：依次注入0.1wt％聚合物0.1PV、1.0wt％复配生物驱油剂0.25PV和0.1wt％聚合物0.15PV。

这里，复配生物驱油剂在驱油体系中浓度为1.0wt％，其中化学表面活性剂有效浓度为0.125wt％，鼠李糖脂发酵原液与化学表面活性剂重量比为7∶1。

另一具体的复合驱油方案是在油层水驱后，再依次注入以下段塞：

聚合物+调剖剂，重量比1∶4，段塞大小1000m³；

聚合物+鼠李糖脂发酵原液，重量比1∶12，段塞大小10000m³；

聚合物+调剖剂，重量比1∶4，段塞大小1000m³；

聚合物+生物表面活性剂+化学表面活性剂，重量比1∶13∶2，段塞大小4000m³；

聚合物+化学表面活性剂，重量比1∶2，段塞大小4000m³；

其中生物表面活性剂、化学表面活性剂、聚合物和调剖剂如前述。

本发明使用了一种与鼠李糖脂具有较好协同效应的化学表面活性剂。该化学表面活性剂的单一产品在有效浓度0.1％(wt)以下与葡北油水能形成10^-3mN/m数量级的超低界面张力，而且浓度范围较宽0.1％(wt)～0.01％(wt)。含有本发明化学表面活性剂的生物驱油剂具有驱油效率高、制备工艺简单和成本低廉等优点，适合高含水油田进一步提高采收率的推广和应用。

下面结合具体实施例对本发明做进一步详细说明。

附图说明

图1为ORS41-NaOH体系与葡萄花原油的界面张力图

图1A为生物大分子胶团400×电镜图片

图1B为生物表面活性剂分子1000×电镜图片

图2为不同浓度鼠李糖脂发酵原液与界面张力的关系曲线

图3为不同浓度的化学表面活性剂的界面张力检测结果

图4为鼠李糖脂生物表面活性剂与化学表面活性剂复配的界面张力检测结果

图5为岩心渗透率对复配生物驱油剂注入能力的影响

图6为不同分子量聚合物的粘浓曲线

图7为注入采出水配制复配生物驱油剂的粘浓曲线

图8为鼠李糖脂发酵原液复配体系段塞和聚合物段塞注入方案的优化结果

具体实施方式

下述实施例中所用方法如无特别说明均为常规方法。

实验材料

1、油样

原油样品取自葡II联合站的脱水脱气的混合原油，该原油20℃的密度为0.7628g/cm³，50℃测得的运动黏度为12.91mPa·s，闪点为37℃，凝固点为33℃，分子量为365.3，恩氏蒸馏分析结果300℃前的蒸馏组分占30.6％，原油组分分析见下表1。

表1葡II联合站脱水脱气混合原油组分分析

从原油物性来看，含蜡量较高，地层温度条件下的黏度为12.9mPa·s，油水黏度比大于20，高于长垣老区。从族组成分析结果来看，原油中芳烃和沥青质的含量也明显高出长垣老区，说明该区块原油物性独特，在筛选驱油配方体系上，针对原油的配伍性，作好驱油剂的优选。

2、水样

实验用的注入采出水样品分别取自葡82-77和葡80-73井。该区块同一井组的注入采出井水质组分差异不大，主要检测常规的水质分析指标是否存在明显差异，说明用该水样配制的驱油体系具有代表性，检测分析结果见表2。

表2葡北区块注入采出井的水质分析(浓度单位：mg/L)

水样	井号	pH	HCO₃ ^-	Cl^-	SO₄ ^2-	Br^-	I^-	Ca²⁺	Mg²⁺
										注入水	P82-77	7.9	3050	1060	9.61	5.18	3.81	16	7.29
采出水	P80-73	7.1	3090	1050	0	5.18	5.24	16.8	9.24
										水样	井号	K⁺	Na⁺	Fe⁺⁺	Mn⁺⁺	Sr⁺⁺	Cu⁺⁺	TDS
注入水	P82-77	9.28	1580	0.14	0.04	1.69	0.01	5950
										采出水	P80-73	9.28	1670	0.08	0.06	2.05	0.02	5970

水质分析结果表明，注入水偏碱性，pH值为7.9，总矿化度为5950mg/L，采出水为中性，pH值为7.1，总矿化度为5970mg/L。水质中各种阴和阳离子对比，采出水比注入水的含量略偏高。总体上看，注入采出井水质组分差异不大。

实验仪器及装置

美国Texas2500型旋滴超低界面张力仪；DV2III+型Brookfield黏度计、电子天平、TVT2界面张力仪、LEICA DMIRB生物倒置显微镜、多功能岩芯驱替装置(江苏省海安石油仪器设备厂生产)。

实验方法

(1)表面及界面张力测定方法SY/T 5370-1999；

(2)驱油用丙烯酰胺类聚合物性能测定SY/T 5862-1993；

(3)聚丙烯酰胺特性粘数测定方法GB/T 12005.1-1989(2004)；

(4)岩心常规分析与物模驱油实验方法SY/T 5336-2006。

试验一、适合试验区块的复配生物驱油剂配方的筛选及优化

界面张力是提高采收率的重要指标之一，界面张力越低驱油效果越好。实验采用大庆沃太斯化工有限公司销售提供的鼠李糖脂发酵原液(缩写为RH，生物表面活性剂)，主要成份有：生物大分子蛋白类(主要有菌体细胞蛋白、核酸蛋白、多糖类蛋白等)，糖脂，多糖，甘油脂，主要成分见表3。

该生物表面活性剂的分子结构中既有极性基团又有非极性基团，是一类中性两极分子。亲水基团是非离子形式的单糖、二糖、多糖、羧基、氨基或肽链，疏水基团则由带羟基的脂肪酸组成。该生物表面活性剂(鼠李糖脂发酵原液)含聚集的生物胶团(图1A)以及具有溶胶性质的生物表面活性剂分子(图1B)，胶团直径在微米级，与油层孔隙喉孔道匹配，为无规则形状弹性体，其数量多且分布均匀。

表3生物表面活性剂鼠李糖脂发酵原液主要组分

分别用注入水和采出水配制鼠李糖脂发酵原液浓度范围在0.01％～10％的水溶液，依次测得不同浓度的生物表面活性剂的界面张力与浓度的关系曲线(图2，所用原油为葡二联脱气原油，实验温度45℃，检测仪器为TVT2界面张力仪)。

检测结果表明，无论是用注入水，还是采出水配制，单一鼠李糖脂体系与原油的界面张力都较高，没有达到超低值范围。鼠李糖脂发酵液原液浓度在0.5％～1％范围时测得的界面张力为8.4～9.6mN/m之间，由此可见用单一的鼠李糖脂发酵液做驱油剂难以获得满意的驱油效果。

经过多次筛选和检测，得到一种与鼠李糖脂具有较好协同效应的化学表面活性剂脂肪酸酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐，其由大庆富杰化工有限公司生产，以动植物油脂肪酸、单乙醇胺、顺丁烯二酸酐、亚硫酸钾为原料，经酰胺化、酯化、磺化等一系列反应合成得到，为一种阴离子表面活性剂。其结构式为：

其中R为脂肪醇或以脂肪醇聚氧乙烯醚为原料带出的基团，m取值范围为8～18。

该化学表面活性剂的单一产品在有效浓度0.1％(wt)以下能与葡北油水能形成10^-3mN/m数量级的超低界面张力，而且浓度范围较宽0.1％(wt)～0.01％(wt)，图3为不同浓度脂肪酸酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐的界面张力检测结果，实际使用中，该化学表活剂最高浓度可以到0.3wt％。然而该化学表面活性剂价格昂贵，且单一使用时，由于用量低，配制的单一驱油体系易被油藏中储油层的黏土矿物吸附掉。本发明将其与廉价的抗吸附的生物表面活性剂进行复配，可以降低它的吸附量，并节约成本。

鼠李糖脂生物表面活性剂与化学表面活性剂复配提高原油采收率依据的是相似相容原理。图4验证了筛选的脂肪酸酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐(FJ-1)与鼠李糖脂发酵液(RH)具有较好的协同效应，将化学表面活性剂有效浓度定为0.0125wt％，分别按重量比1∶1和1∶8与鼠李糖脂生物表面活性剂配制成溶液(鼠李糖脂浓度为0.0125wt％和0.1wt％(如无特殊说明，本发明浓度是指各组成在复合驱油体系中的终浓度)。

检测结果表明，鼠李糖脂发酵原液与化学表面活性剂按1∶1和8∶1的混合体系均能达到小于10^-2mN/m数量级的超低界面张力，这样就能使复配驱油体系满足超低界面张力的技术指标，而且其中化学表面活性剂的用量可以很低(0.0125wt％)。

针对上述复配生物驱油剂，还检测了在45℃恒温条件下的界面张力稳定性。检测结果表明，该复配生物驱油剂体系具有较好的界面张力稳定性，平衡和动态界面张力均表现出较好的稳定性。

本发明进一步通过室内筛选和评价，最终确定复配生物驱油剂体系中化学表面活性剂脂肪酸酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐浓度范围在0.01wt％～0.25wt％之间，鼠李糖脂发酵原液与化学表面活性剂的配比范围在1∶1到8∶1之间的任意组配，均可达到10^-2mN/m数量级的超低界面张力，且具有较好的界面张力稳定性。

试验二、复配生物驱油剂与葡北油田的适应性试验

(1)油层温度、压力、渗透率与复配生物驱油剂的驱油效果

温度：为确定油藏温度对复配驱油体系的影响，将复配生物驱油剂体系(化学表面活性剂0.0125wt％，鼠李糖脂发酵原液与化学表面活性剂的重量比为1∶1～8∶1之间，见表4)的浓度分成0.025％，0.1％和1％三个系列，依次在不同温度下测定界面张力的变化。

从检测结果(表4)来看，温度变化对复配生物表面活性剂驱油体系的界面张力影响有明显差别。其中对于低浓度的驱油体系的界面张力影响变化差别不大，但对高浓度驱油体系的界面张力影响变化明显。分析原因主要是加入的化学表面活性剂在不同温度下溶解性差异，温度高，则溶解性增强；反之，则是变差的结果。通过资料调查(生物酶与鼠李糖脂发酵液复配驱油实验研究，西南石油大学学报(自然科学版)，2008，30(1)：119～121)，目前葡北油田油层温度40-50℃，该温度下，优选出的复配体系均可以达到超低界面张力。

表4油层温度对复配生物驱油剂体系界面张力的影响

压力：由于现场施工以及药剂的配制都是在地面常压进行的，所以压力对复配生物驱油体系的影响，可以忽略。而驱油体系进入油层后，压力对复配生物驱油体系的影响，可以借鉴目前其他复合驱现场试验的资料(葡萄花油田北部聚合物驱可行性研究，大庆石油地质与开发，2001，20(2)：80～82)。

渗透率：渗透率对复配生物驱油体系的影响表现在注入通过能力的变化上(大庆油田三次采油技术的实践与认识，大庆油田地质与开发，2001，20(2)：1～8)。葡北油田属于断块的薄差油层，受油层非均质程度影响，井组油层发育存在一定差异，在单井驱替溶液浓度设计上，需要根据各井组间实际注入能力进行个性化设计。

为了测试复配生物驱油体系(浓度0.1wt％，含化学表面活性剂0.0125wt％，鼠李糖脂发酵原液与化学表面活性剂的重量比为8∶1)在油层中的注入通过能力，实验采用天然岩心，渗透率分别为118×10^-3μm²、184×10^-3μm²和285×10^-3μm²。考虑到现场试验区注入井的实际开采情况，将复配生物驱油剂配制成黏度为25mPa·s的溶液，设计的驱替段塞为0.5PV，驱替速度定为0.2mL/min。其中水驱阶段的注入倍数为3.0～3.5PV之间，复配生物驱油剂驱替段塞为0.5PV，之后为后续水驱阶段。

从驱替实验结果(图5中三种岩心渗透率分别为118×10^-3μm²，184×10^-3μm²和285×10^-3μm²，图中线条以数值来区分)来看，当渗透率小于200×10^-3μm²时，复配生物驱油体系通过岩心时，能形成较高的压力梯度“墙”，压力增幅超过2.0MPa，有助于驱油体系扩大波及体积，同时也使被驱替出的残余油富集成“带”，进一步提高采收率。当渗透率大于200×10^-3μm²时，形成的压力梯度明显偏低，压力增幅仅有0.5MPa，此情形下虽然驱油体系的通过能力提高了，但波及残余油部位的区域却受限，大大影响采出效果。因此，结合现场注入井的注入压力与油层破裂压力之间的差值，合理设计驱油体系的黏度和注入速度，对改善和提高复配生物驱油剂的驱油效果具有重要的指导意义。

(2)复配生物驱油剂对试验区块岩心的驱油效果

由于复配生物驱油剂的物模实验是为现场试验方案中各项设计参数值的确定提供重要的依据。因此，针对不同试验区块开展的室内物理模拟实验方案(实验条件、影响因素)的设计也同样尤为重要。为了更好验证复配生物驱油剂的驱油效果及作用机理，开展了天然岩心物模驱油实验，该项试验同时也为复配生物驱油现场应用的配方设计提供了参数。

①实验基础参数

实验用的复配生物驱油体系浓度0.1wt％，含化学表面活性剂0.0125wt％，鼠李糖脂发酵原液与化学表面活性剂的重量比为8∶1。实验温度为45℃。驱替速度为0.2mL/min，相当于地层中渗流速度为1m/d。

②微生物驱油实验步骤

岩心抽空饱和七厂油井采出的地层水→饱和模拟油(造束缚水)→水驱至含水98％结束，计算水驱采收率→注入复配生物驱油剂段塞，保持恒温→再水驱至含水98％结束。

实验采用三组天然岩心，渗透率区段分别为小于100×10^-3μm²段、150×10^-3μm²段和200×10^-3μm²段，驱油实验结果见表5。

表5不同岩心渗透率的复配生物驱油剂实验结果

通过注入复配生物驱油剂段塞，发现三组岩芯提高采收率的幅度均在5％(OOIP)以上，其中渗透率小于150×10^-3μm²时的采收率值高于渗透率大于200×10^-3μm²的采收率值。说明本发明的复配生物驱油剂适用于渗透率小于150×10^-3μm²油层，获得的驱油效果相对更高一些。

试验三、复配生物驱油剂段塞和聚合物段塞注入方案的优化

室内物模驱油试验主要研究注入剂的优选及合理注入方式、注入段塞、注入浓度、注入量、注入时间的确定，以及注入后效果预测。

(1)复配生物驱油剂用量提高采收率效果

为了考察复配生物驱油剂浓度对提高采收率的影响，进行了复配生物驱油剂浓度优化实验，复配生物驱油剂浓度分别为0.5wt％(FJ-1浓度0.1wt％，RH∶FJ-1为4∶1)、1.0wt％(FJ-1浓度0.125wt％，RH∶FJ-1为7∶1)、2.0wt％(FJ-1浓度0.25wt％，RH∶FJ-1为7∶1)

表6不同浓度下复配生物驱油剂驱油实验结果

从实验结果(表6)可以看出，复配生物驱油剂浓度在0.5％、1.0％、2.0％时提高采收率值均在5～7％之间，差别不大，这是因为复配生物驱油剂除了具有降低油水界面张力外，还具有优良的增溶、乳化以及减少原油在岩石表面的粘附力等作用。综合考虑实验效果和地层水的稀释作用影响，最终确定复配体系(复配生物驱油剂)采用的浓度为1.0wt％。

(2)聚合物对驱油效果的影响

提高采收率项目是否成功及是否有经济效益的关键是最大程度地提高油藏波及效率，所以应朝着用注入的流体最大限度地提高油藏波及面积的方向努力。考虑到葡北试验区油藏的非均质性，设计注入复配体系段塞前，应加入前置聚合物调剖段塞，这样可进一步改善和提高生物表面活性剂的驱油效果。前置聚合物调剖段塞设计涉及聚合物分子量及浓度的确定。

①分子量的确定(葡萄花油田北部聚合物驱可行性研究，大庆石油地质与开发，2001，20(2)：80～82)

采用清水配制聚合物母液和溶液，聚合物溶液浓度采用1000mg/L。使用分子量800×10⁴～1500×10⁴的聚丙烯酰胺聚合物，聚合物溶液粘度为17～37mPa·s(表7)。

表7用葡北地层水配制不同分子量聚合物的粘度对应表

根据驱油实验结果，油层渗透率越低，可注入的聚合物相对分子质量越低，聚合物驱效果越差(见表8)。

表8聚合物驱油实验结果

因此，在选择聚合物相对分子质量时，应尽可能选择高相对分子质量的聚合物，以便在其他条件相同的情况下取得更好的驱油效果，建议采用800～1500×10⁴分子量的聚合物(窄小砂体油田交联聚合物深度调剖可行性研究，大庆石油地质与开发，2002，21(6)：55～57)。

②聚合物浓度的确定

根据物模驱油实验结果，注入液粘度与原油的粘度比在3∶1以上驱油效果较好。试验区块地下原油粘度为6.9mPa·s，注入体系的地下工作粘度应在20.7mPa·s以上。

以往研究结果认为，聚合物溶液经过地面设备和注入井井底到达油层时的粘度将大约损失52.6％，因此试验的注入井注入体系井口粘度要求达到30mPa·s以上。

考虑复配生物驱油剂注入过程中，油层阻力系数增大，注入能力下降的实际情况，在单井设计过程中，根据单井的实际需要确定单井的注入浓度。在具体注入过程中，要在保证前置聚合物体系粘度的条件下，根据实际的注入情况，适当调整聚合物浓度，保证注入井注入体系井口粘度要求达到30mPa·s以上，注入压力在油层破裂压力以下为准，参见图6和图7。

综合各项指标，最终确定优选的聚合物为聚丙烯酰胺，分子量在800-1500万之间，浓度在600-1200mg/L之间，配制的驱油体系黏度在15-30mPa·s之间。

(3)段塞组合的优化

对复配的生物驱油剂(1.0wt％，FJ-1浓度0.125wt％，RH∶FJ-1为7∶1)段塞和聚合物段塞注入方案进行了优化。实验结果(分别对表9中三种方案共进行了六次岩心驱油试验，试验中的采收率、含水与压力关系如图8中A-F所示，)表明，方案一[注入单纯生物驱油剂的一个段塞，1.0％复配生物驱油剂0.5PV]提高采收率的幅度在5.5％，而方案二[注聚合物与复配生物驱油剂混合的一个段塞，(1.0％复配生物驱油剂+0.1％聚合物)0.5PV]和方案三[依次注入聚合物、复配生物驱油剂、聚合物三个段塞，(0.1％聚合物)0.1PV+1.0％复配生物驱油剂0.25PV+(0.1％聚合物)0.15PV]的效果均好于方案一，提高采收率的幅度分别在8.3％和9.0％，明显高出2.8％和3.5％，其中方案三(聚合物与复配生物驱油剂段塞分别交替注入)又比方案二(聚合物与生物驱油剂混注段塞)提高采收率0.7％。

表9生物驱油剂复合驱注入方式优化实验结果

试验四、复配生物驱油剂体系(1wt％，FJ-1浓度0.125wt％，RH∶FJ-1为7∶1)注入参数设计

(1)复配生物驱油剂段塞大小的确定

生物驱油剂驱试验区为2注9采井组，井距为300m×300m，含油面积0.72km²，平均单井射开砂岩厚度11.0m，射开有效厚度9.05m，地层平均孔隙度为23％。经初步测算整个试验区的孔隙体积为140×10⁴m³。试验区两口注入井平均日注液量150m³，在不改变试验区原有的生产制度条件下，现场复配生物驱油剂驱替液的浓度按1％配制，不同方案的生物驱油剂段塞大小和药剂用量见表10。

表10试验区生物驱油剂段塞大小确定

从上述5个方案中可以看出，方案1的药剂用量太少，难以保证试验效果，而方案4和5的药剂不仅用量太大，而且注入周期在7个月以上，因此不做备选。只有方案2和3的药剂用量较适合，通过对比后优选方案2，既能节省药剂成本，缩短施工周期，又能满足现场的应用效果。现场配制200吨的复配生物驱油剂，需注入水20000m³，由此可确定生物驱油剂段塞的体积大小为2.0×10⁴m³。

(2)复配生物驱油剂驱油体系用量确定

在确定生物驱油剂段塞大小的基础上，考虑到复配生物驱油剂驱油体系中还有其他辅助的化学药剂，包括化学表面活性剂、聚合物和一定比例的调剖剂，调剖剂具体为预交联体膨颗粒调剖剂(例如由大庆万通化工有限公司销售的型号WT-1的产品)，聚合物与调剖剂按1∶4(重量比)的比例配制。结合两口注入井的配注情况，设计的用量见表11。

表11试验区化学剂用量统计

主剂：(生物表活剂，即鼠李糖脂发酵原液)，用量140吨，配制浓度为1％，段塞大小10000m³。

辅剂1(聚合物)：用量16吨，配液浓度600-1000mg/L，分子量1000-1500万，配液黏度控制在15-30mPa·s。

辅剂2(调剖剂)：用量6吨，配液浓度2000-4000mg/L，配液黏度控制在15-25mPa·s，段塞大小2000m³。

辅剂3(化学表面活性剂)：用量16吨，配液浓度2000mg/L，配液黏度控制在15-25mPa·s，段塞大小8000m³。

(3)复配生物驱油剂的注入方式

参考室内实验结果，整个驱油过程设计为五个段塞，每个段塞所需的药剂组成、配比、用量及大小具体见表12。

表12试验区化学剂段塞大小及配比

在段塞注入方式上考虑了试验区的开采状况，以及地层水对生物驱油剂的稀释效应和生物驱油剂在油层中的吸附损失。为提高生物驱油剂利用效率，添加了两个小的调堵段塞，通过调整水驱通道，改变液流方向，使生物驱油剂能波及范围更广的剩余油区域，达到进一步提高采收率的目的。采用上述不同的大小段塞组合及交替注入方式，能获得更高的驱油效果，实验结果，采收率提高在5个百分点以上。

(4)复配生物驱油剂的效果预测

根据室内物模驱油实验结果，在注入生物驱油剂段塞0.4PV，注入浓度1％的条件下，可提高采收率6个百分点。如按注入生物驱油剂段塞0.015PV，注入浓度1％的条件下计算，提高采收率应在0.2个百分点以上。因此，试验区采用生物驱油剂驱油，预计可增油2000吨以上。参照目前国际市场油价，按每吨增油50美元计，每吨增油的产值为50×6.82×7.35＝2506元，则增油2000吨的产值为：2506×2000＝501.2万元。而此次现场试验的投入费用在200万元，则投入采出比达到1∶2.5。

Claims

1.一种复配生物驱油剂，包括按重量比1∶1～8∶1配制的生物表面活性剂与化学表面活性剂，所述生物表面活性剂为鼠李糖脂发酵原液，所述化学表面活性剂为脂肪酸酰胺磺基顺丁烯二酸单酯钾盐，其结构式为：

其中R为脂肪醇或以脂肪醇聚氧乙烯醚为原料得到的基团，m取值范围为8～18。

2.根据权利要求1所述复配生物驱油剂，其特征在于，所述化学表面活性剂在复配生物驱油剂中的有效浓度为0.25wt％-0.01wt％，优选0.01wt％-0.125％。

3.根据权利要求1或2所述复配生物驱油剂，其特征在于，所述鼠李糖脂发酵原液在复配生物驱油剂中的含量为0.01wt％～2.0wt％，优选0.01wt％～1.0wt％。

4.根据权利要求3所述的复配生物驱油剂，其特征在于，所述鼠李糖脂发酵原液中生物大分子蛋白(包含菌体细胞蛋白、核酸蛋白、多糖类蛋白等)含量12.34-15.12g/L，糖脂含量为25.8-27.6g/L，多糖含量为4.12-5.07g/L，甘油脂含量为22.85-27.02g/L。

5.根据权利要求1或2或3或4所述的复配生物驱油剂，其特征在于：还添加有聚合物，所述聚合物优选为聚丙烯酰胺，分子量为800-1500万，在复配生物驱油剂中浓度为800-1200mg/L之间，黏度为15-30mPa·s。

6.根据权利要求5所述的复配生物驱油剂，其特征在于：还添加有调剖剂，聚合物与调剖剂重量比为1∶4，所述调剖剂为预交联体膨颗粒。

7.权利要求1-6任一所述的复配生物驱油剂在石油驱油中的应用，复配生物驱油剂在驱油体系中浓度为0.5wt％-2.0wt％，优选1.0wt％。

8.根据权利要求7所述的应用，其特征在于，所述复配生物驱油剂在驱油体系中浓度为1.0wt％，其中化学表面活性剂有效浓度为0.125wt％，鼠李糖脂发酵原液与化学表面活性剂重量比为7∶1。

9.根据权利要求8所述的应用，其特征在于：在水驱段塞后，用以下任一方案继续进行驱油：

10.一种复合驱油方法，其特征在于：油层水驱后，再依次注入以下段塞：

聚合物+调剖剂，配比1∶4，段塞大小1000m³；

聚合物+鼠李糖脂发酵原液，重量比1∶12，段塞大小10000m³；

聚合物+调剖剂，重量比1∶4，段塞大小1000m³；

聚合物+化学表面活性剂，重量比1∶2，段塞大小4000m³；

其中，所述生物表面活性剂、化学表面活性剂、聚合物和调剖剂如前述权利要求所述。