陆亦云¹ 杨长清² 李俊杰²

（1.广西柳梧铁路有限公司，广西  南宁  530000；2.中国建筑土木建设有限公司，北京  100068）

 

摘 要：受地质条件、环境因素影响，铁路施工存在一定难度，尤其在复杂地质条件下，隧道建设更是施工管理的重点。充分了解隧道建设的条件和要求，结合施工进度计划合理制定施工方案，以提高施工效率、施工质量，达到预期建设水平。基于此，本文分析复杂地质条件下铁路隧道施工中存在的问题以及相关的施工技术要点，以期为实际工作提供参考。

关键词：复杂地质条件；铁路隧道；存在问题；施工技术；策略

中图分类号：U455 文献标识码：A 文章编号：1671-2064（2024）04-0102-03

 

0引言

聚合物驱是老油田高含水期稳产、改善开发效果的重要技术。2010年，在海外河油田主力区块海1块开展弱凝胶调驱，有效提高了水驱开发效果。步入聚合物驱后期，直接转水驱，会导致水淹，降低水驱的波及系数，需要向地层中继续注入固定剂、絮凝剂、深部调剖剂和高效洗油剂，对油层进行必要的化学改造^[1]，进一步提高采收率。2015年，对微界面驱油技术进行研究，其驱油剂为磺酸钠类YX—Ⅰ，通过室内试验，针对不同性质原油进行了降黏率、乳化、界面性等大量试验评价，微界面驱油聚解剂适用于芳香含量高的普通稠油油藏。海1块优先进行4个井组现场试验，取得了较好的降水增油效果，为海1块聚驱后的调整方向提供了依据^[2]。

1油藏基本情况

海外河油田位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带南端，其注水主力区块海1块为两条断层夹持的断鼻构造，构造简单、平缓，地层倾角为3°～8°，油藏埋深为1650～2100m，含油面积为5.9km²，石油地质储量为1227×10⁴t。调驱目的层为东营组二段，平均油层有效厚度为11.2m，油层分布较稳定，连通系数达到87%。储层属于三角洲前缘沉积体系，平均有效孔隙度为29.1%，平均空气渗透率为633×10^-3µm²。50℃地面脱气原油黏度为496mPa·s，属于普通稠油。2010年，对29个井组进行调驱，高峰期产油量为271t/d。截至2015年6月，调驱井陆续完成设计注入量，产量递减增加，通过综合调整以及措施挖潜，仍无法扭转产量下降趋势，亟须有效接替技术，改善开发效果。

2微界面驱油技术研究

2.1微界面驱油技术原理

当水驱开发接近末期时，中高渗砂岩油藏，可以通过化学驱进一步提高油藏采收率，改善油藏高含水、低采油速度的开发现状^[3–7]。微界面驱油技术属于化学驱技术范畴，其主剂聚解剂为磺酸钠类YX—Ⅰ，是单一的高分子表活剂，主要由硅羟基团、季胺基团、羟基和两亲长臂组成。聚解剂分子在油层孔隙表面吸附后，两亲长臂与稠油分子间的氢键、疏水亲脂相互作用等，分子间力的驱动使原油分子簇集体解簇集、稠油黏度降低、流动性增强。因此，微界面驱油聚解剂同时具有降黏、驱洗和增稠的功能，通过双向改善流度比达到提高采收率的目的。

2.2室内试验及关键指标评价

作为一项提高采收率新技术，从2012年10月开始实验室对微界面驱油体系进行研究与评价。主要针对海1块d₂段原油性质进行了降黏性、乳化性、界面性等大量试验，各项指标评价较好（见表1）。

表1 驱油体系关键指标室内实验评价结果

主要性能	室内实验条件	评价结果
降黏性	①原油黏度530mPa·s	降黏率70%～96.9%
	②油水比7：3～1：9
	③驱油剂浓度0.2%
乳化性	浓度0.02%～0.2%， 放置3h	乳化系数0.59～0.91
分散性	地层温度下静置0.5h	自扩散（原油被分散为粒状小油滴）
界面性	驱油剂浓度大于0.05%	界面张力10-1～10-3mN/m
驱油性	①驱油剂浓度0.1%～0.2%	驱油效率增幅 10.72%～20.56%
	②含水98.3%～80%

 

2.2.1降黏性

室内试验油样的黏度为530mPa·s，驱油体系浓度为0.2%，将二者按不同比例混合进行降黏性研究。试验结果表明，该驱油体系具有较强的降低原油黏度能力，当油水比为7∶3时，降黏率最好，可达到96.9%。

2.2.2乳化性

目前，一些驱油效果较好的室内试验和矿场试验结果表明，在采出液中均有明显的乳化现象，且驱油效果和乳化程度存在较强的正相关关系，说明乳化作用是化学驱的重要机理之一^［8］。试验结果表明，该驱油体系具有较强乳化能力，当浓度为0.2%时，放置3h，乳化系数可达到0.91。

2.2.3分散性

驱油体系与原油混合，利用自身的亲酯作用迅速由水相渗透、扩散到油相，在地层温度下静置0.5h，原油可分散成小油滴，放置时间增加，使扩散效果更好。形成的分散降黏体系为热力学稳定体系，随着作用时间的延长，解聚分散降黏作用基本维持不变，为不可逆物态变化。

2.2.4界面性

该驱油体系具有一定的降低界面张力能力。当浓度大于0.05%时，界面张力在10^-1mN/m～10^-3mN/m数量级。当浓度达到0.2%时，可使油水界面张力达到超低，而且抗吸附能力强，在海1块岩心表面吸附性小，连续吸附4次后，降黏率仍能达到80%以上，界面张力达超低状态。

2.2.5驱油性

室内试验结果表明，含水率越低，驱油效率增幅越大，也就是说注入时机越早越好。当体系浓度为0.1%时，驱油效率增幅为10.72%。当体系浓度为0.2%时，驱油效率增幅可达到20.56%，效果最好。

2.3优选试验井组

针对微界面驱油技术体系的特点，明确试验区优选条件，即注采系统完善、油层分布稳定、连通系数大于70%、水驱控制程度80%以上，且以调驱到量为优先实施条件。根据以上原则，优选出海1块构造高部位、油层厚度大、连通好且具有一定产量规模的4个井组，对应一线采油井22口，其中7口油井多向受效。

试验区含油面积0.47km²，目的层地质储量128×10⁴t。注采井网相对完善，目前注采井数比为1∶5.5，目的层段水驱控制程度达89.1%。截至2010年6月，4个井组水驱阶段累产油46.5×10⁴t，累产水144.2×10⁴m³，含水88.8%，采出程度36.3%。2010年6月—2015年8月进行弱凝胶调驱，累注混合液37.99×10⁴m³，平均注入0.31倍孔隙体积，井组累产油7.68×10⁴t，累产水60.3×10⁴m³，含水92.4%，采出程度42.3%。

2.4注入参数设计

2.4.1确定注入浓度

室内试验结果表明，当聚解剂浓度达到0.2%时，油水界面张力超低，表现出良好的表活剂特性；当浓度0.1%～0.2%时，驱油效率较高。

2.4.2确定注入速度与注入量

合理的注入速度可以保证化学驱效果^[9]，注入速度太快会导致压力上升太快，造成中低渗透层堵塞；注入速度太慢会导致压力上升速度缓慢，中低渗透层无法启动，难以动用。合理注入速度可由物模、油藏工程、相近区块经验综合分析等获得^[10]。参考同类油藏二元驱参数设计情况，设计注入速度0.12PV/a～0.16PV/a，主段塞注入量为0.5PV。

2.4.3试验井组设计结果

针对已进行弱凝胶调驱的井组，在优势通道被封堵的基础上，以保证驱油体系与原油充分反应为前提，设计注入时间为3年，分阶段调整注采强度，即初期多注少采、中期少注多采、后期强注强采，进一步提高驱油效率。现场进行第一阶段试验，初期设计总注入量为0.11PV，注入浓度0.2%，注入时间为8个月，4口注入井日配注量450m³。

3应用效果与评价

3.1现场应用效果

试验区位于海1块主体构造高部位，含油面积0.47km²，目的层地质储量128×10⁴t，水驱控制程度达89.1%。2015年8月进行了4个井组现场试验，平均注入压力上升了0.7MPa，累计注入混合液12.18×10⁴m³，平均注入0.13倍孔隙体积。对应采油井22口，其中见效油井18口，见效率为82%，产油量从试验前的31.1t/d增至峰值48.7t/d，增油量为17.6t/d，累计增油0.84×10⁴t，综合含水率由92.4%降至86.4%，下降6.0个百分点（如图1所示）。

3.2综合评价

微界面驱油聚解剂具有一定的增稠作用。对比调驱后注水阶段，平均注入压力上升0.7MPa，视吸水指数上升40%，纵向吸水状况得到明显改善，吸水厚度比例从69.6%增至80.1%，有效解决调驱后期注不进、液降问题。

微界面驱油聚解剂具有较好的驱洗作用。从海12—22井连续监测产液剖面变化情况可知（见表2），该井生产5个小层，试验前各小层含水率均高于90%，注入聚解剂后各小层含水率逐步下降，产液量相对稳定，综合含水率由94.9%降至83.9%，增油量为2.6t/d，同时，原油分析显示重质成分明显增加，说明该驱油体系具有洗油作用，有效提高了驱油效率。

表2 海12—22井产液剖面测试分层产液量与含水情况统计

层号	厚度/m	渗透率/ 10-3μm2	试验前产液量/m3	试验前含水率/%	2015年产液量/m3	2015年含水率/%	2016年产液量/m3	2016年含水率/%
33	1.4	693	4.9	98	2.2	100	2.8	89.3
34	3.9	1979	6.2	96.8	3.3	93.9	4.7	87.2
36	3.5	1097	7.4	91.9	4.1	87.9	6.0	85.0
37	1.3	949	6.3	93.7	3.5	91.4	7.8	80.8
39	2	653	4.5	95.6	2.4	91.7	4.2	81.0

 

有效减缓递减，可进一步提高采收率。对比转水驱开发，试验4井组自然递减从24.6%降至5.5%，明显好于同期转水驱开发的井组，利用水驱曲线预测采收率可提高3.1%。

4结语

微界面驱油技术是利用高分子驱油体系降黏、增稠的特性实现双向改善流度比，可以有效提高驱油效率，从而达到提高采收率的目的。微界面驱油技术对聚驱后注入压力高、含水快速上升、液降严重的井组具有良好的适应性，注入过程中注入压力小幅上升、产液量相对平稳，可达到井组降水增油的效果。聚驱后注入高效驱油体系，用于聚驱过程中存在不可入孔隙体积中的剩余油，通过改变油水间的界面性质，有效弥补单纯聚合物驱损失的波及系数。

 

参考文献

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[2] 韩树柏.稠油油藏可动凝胶+活性水调驱技术[J].特种油气藏，2010，17（1）：90-93.

[3] 胡博仲.聚合物驱采油工程[M].北京：石油工业出版社，1997．

[4] 张景存.三次采油[M].北京：石油工业出版社，1995．

[5] 李红.双河油田Eh3Ⅶ下层系提高采收率研究[J].石油地质与工程，2018，32（5）：66–69．

[6] 王伟，张津，张杰，等.高温高盐油藏聚/表二元驱技术研究与应用[J].石油地质与工程，2018,32（4）：75–78．

[7] 马奎前，陈存良，刘英宪.基于层间均衡驱替的注水井分层配注方法[J].特种油气藏，2019，26（4）：109–112.

[8] 苑光宇.化学驱乳化机理及乳化驱油新技术研究进展[J].日用化学工业，2019，49（1）：44-50.

[9] 杨二龙，宋考平.大庆油田三类油层聚合物驱注入速度研究[J].石油钻采工艺，2006，28（3）：45-49．

[10] 张舒琴.化学驱合理配产配注方法研究[J].石油地质与工程，2020，34（2）：119-122．

 

作者简介：李铁栓（1971—），男，高级工程师，硕士研究生，从事科技管理工作。

 

Research and Application of Enhanced Oil Recovery Technology after Polymer Flooding of Conventional Heavy Oil

LI TieShuan,LI Xiaojia,LIU Gaohua,YAN Xiong

(Jinhai Oil Production Plant of Liaohe Oilfield Company,  Panjin  Liaoning  124000)

Abstract: In view of the situation that the remaining oil distribution after polymer flooding is more scattered and the development contradiction is more prominent, the micro-interface flooding technology is studied to make up for the deficiency of polymer flooding by injecting an efficient oil flooding system, based on the comprehensive evaluation of its main performance indexes in laboratory experiments, the injection and production parameters are optimized and field tests are carried out in 4 well groups. The daily increase in oil production is 17.6 tons, with a 6.0% decrease in water content,and the efficiency of the well is 82%. The natural decline rate has decreased by 19.1%,and the oil recovery rate is expected to increase by 3.1 percentage points. The research and application of micro-interface flooding technology provide a reliable technical support for improving the post-development effect of conventional heavy oil polymer flooding, and has a good reference significance.

Key words: polymer flooding;conventional heavy oil;micro-interface flooding technology;recovery rate