聚合物驱组合段塞分注实验研究

李宜强,林丽华,梁双庆

(大庆石油学院提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆 163318）

聚合物驱组合段塞分注实验研究

李宜强,林丽华,梁双庆

(大庆石油学院提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆 163318）

萨尔图油田南二区东部140号断层以东地区葡 I1-4油层,以多段多韵律和正韵律沉积为主,平均孔隙度30.0%,平均空气渗透率1 980×10-3μm2。水驱结束时该油层平均含水92%,采出程度39.5%。计划对该区块实施聚合物驱开采。以往经验认为,组合段塞调整注聚技术能够有效改善流度控制作用。然而对组合注入情况下如何进一步提高驱油效果、注入井分注时机、层段注入强度对开发效果有何影响却很少探讨。通过室内驱油实验,在聚驱的组合段塞注入不同时机(水驱空白阶段、含水下降阶段、含水稳定阶段、含水回升阶段）下调整注入强度实施分注以及在含水回升分注基础上进一步调整注入强度,同时对比不分注实验,评价各方案驱油效果。实验表明:不实施分注时聚驱采收率在水驱基础上提高了19.07个百分点,而组合段塞注入时实施分注均能够在不分注基础上进一步提高驱油效果;空白水驱时实施分注采收率提高幅度最大,为26.55个百分点;随着分注时机的滞后采收率提高幅度增加值依次递减,分注时机越早越好。

聚合物驱;分层注入;分注时机;三管并联;分流率

聚合物驱油的主要机理是增加注入水的黏度,降低水相渗透率,从而改善油层内驱替液与被驱替液的流度比,有效地扩大水淹波及效率[1-2]。因此,聚合物驱油的流度设计和控制是聚合物驱工艺技术的核心问题,通常聚合物驱流度设计和控制是通过不同组合的聚合物段塞来实现的[3-6]。理论研究和矿场试验已表明,油层非均质性和油层内流体的流度比是影响聚合物驱油效果的最主要因素。本文针对萨尔图油田南二区东部140号断层以东地区葡I1-4油层实际开发情况,通过一维均质驱油模型的并联物理模拟实验,在组合段塞调整注聚技术基础上,更进一步探讨不同阶段实施分注对驱油效果的影响,为现场开展聚合物驱提供依据。

1 实验

1.1 材料

实验用油为透平油与煤油按一定比例配制而成的模拟油,45℃条件下黏度为9.8 mPa·s。聚合物为中国石油大庆炼化公司生产的部分水解聚丙烯酰胺,相对分子质量为2 500×104,聚丙烯酰胺有效物含量为90%。实验用水为人工配制模拟水。离子组成见表1。

表1 水质分析Tab.1 Water quality analysis

1.2 仪器设备

(1）SG83-1双联自控恒温箱,控制精度为±1℃;(2）平流泵:型号LB-1,北京卫星制造厂生产,流速范围为 0.1～600 mL/h,控制精度为0.01 mL/h;(3）真空泵:Welch Duo-Seal Vacuum Pump 1401型一台,用于岩心抽空饱和;高速旋片式真空泵一台,2XZ-4型;(4）WCJ-801型控温磁力搅拌器;(5）压力传感器:低量程DP130-26型,量程为3.5 KPa;中量程DT15-TL型,量程为35.0 KPa;高量程DT15-TL型,量程为140 KPa,美国 Validyne Engineering Co.制造 ;(6）黏度计:用于测定聚合物黏度;(7）电子天平:精度为0.001 g;(8）气瓶、容器等。

实验温度为45℃。

2 实验方法与结果分析

2.1 实验方案

实验为三管并联驱替实验。实验用模型为均质模型,尺寸均为4.5 cm×4.5 cm×30 cm;渗透率分别为 450×10-3μm2、900×10-3μm2和2 300×10-3μm2。

水驱至含水92%。注入聚合物组合段塞(0.1PV 2 000 mg/L+0.2PV 1 500 mg/L+0.2PV 1 200 mg/L）,在不同时机下实施分注,分注时机为水驱空白阶段、含水下降阶段、含水稳定阶段、含水回升阶段和全过程不分注;同时在含水回升分注基础上,调整注入强度:高渗透层注入强度下降20%,低渗透层注入强度提高20%,中渗透层注入强度不变;高渗透层注入强度下降40%,低渗透层注入强度提高40%,中渗透层注入强度不变。后续水驱至含水98%。实施分注时,各渗透层的注入强度以不分注实验数据为基础,适当降低高渗透层注入强度,提高中、低渗透层注入强度。

2.2 采收率变化规律及分析

三阶梯聚合物段塞三管并联分注实验方案及实验结果见表2。从表2可见,分注实验采收率提高幅度均大于不分注情况,随着分注时机的提前,采收率提高幅度也逐渐增大;空白水驱阶段分注最终采收率最高,全过程不分注情况下最终采收率最低;“方案3”、“方案4”和“方案7”最终采收率虽然较“方案1”有所提高,但提高幅度较小。空白水驱分注和含水下降阶段分注与其他方案相比最终采收率较高,而其他方案最终采收率相差不大。

表2 各实验方案及实验结果Tab.2 Experiment scheme and results

2.3 不同渗透层采出程度变化规律

由图1可见,各方案高渗透层在驱替过程中的不同阶段采出程度基本相同,说明在本实验注入强度下,实施分注实验以及不同的分注时机对高渗透层影响不大。同时在含水回升阶段降低高渗透层注入强度对提高最终采收率贡献影响较小。

图1 高渗透层采出程度变化Fig.1 Changing of recovery percent of reserves of high permeability layer

从改善流度比的角度出发,某一区块从注聚合物开始到结束,都应该注入聚合物溶液。但考虑到成本投入问题,宜采用聚合物溶液段塞的注入方式,这就引出了聚合物用量的问题。聚合物用量是决定聚合物驱提高采收率幅度和经济效益好坏的一个重要参数,该参数设计的是否合理将直接影响到聚合物驱的总体效果[7-9]。虽然各方案高渗透层采出情况基本相同,但不同方案高渗透层聚合物的注入PV数不同。由图2和表3可见,当高渗透层注入0.73 PV聚合物后,后续注入量对最终采收率影响较小。

图2 高渗透层采出程度随注入PV数变化曲线Fig.2 Relation curves of recovery percent of reserves and PV in high permeability layer

表3 各方案高渗透层聚合物注入PV数Tab.3 Polymer injection PV of high permeability layer of each scheme

由图3可见,只有空白水驱分注和含水下降阶段分注时,中渗透层注聚段塞提高幅度明显高于不分注的情况;其他几个方案之间变化不明显。

图3 中渗透层采出程度变化Fig.3 Changing of recovery percent of reserves of medium permeability layer

从图4可见,各分注方案低渗透层注聚段塞提高幅度明显高于不分注的情况,说明在实施分层注入方案时低渗透层得到了较好动用,这是实施分层注入较不分注实验驱替效果好的主要原因。随着分注时机的提前,低渗透层采收率提高幅度也明显增加,这是分注时机越早,采出情况越好的主要原因。同时在含水回升阶段提高低渗透层注入强度对提高最终采收率贡献影响较小。建议将低渗透层提高注入强度的时机提前,同时在保证高渗透层有效注入量的情况下可以适当降低高渗透层注入强度。

由此可见,各分注方案不同渗透层采出情况均好于全过程不分注,主要是由于分注方案下中、低渗透层储量动用情况较好,尤其是空白水驱阶段分注和含水下降阶段分注,中、低渗透层采收率提高值较大。分注时机越早,对低渗透层的动用情况越好,最终采收率也越高。

图4 低渗透层采出程度变化Fig.4 Relation of recovery percent of reserves of low permeability layer

2.4 不同渗透层含油饱和度变化规律

由表4可以看出,水驱时水线主要沿着高渗透层流动,波及效果比较好,残余油比较少。中、低渗透层水驱后仍有大量的剩余油。

进行聚驱后各渗透层残余油饱和度都有不同程度的降低。各方案随着高渗透层注入聚合物PV数的增加,并没有呈现出明显的变化趋势,采出程度相当。分注方案中、低渗透层含油饱和度均低于不分注情况;分注时机越早含油饱和度越低;含水回升阶段调整注入强度后低渗透层含油饱和度均要低于未调整情况。说明随着聚合物的注入,调整了吸液剖面,使得聚合物大量进入中、低渗透层。同时由于分注时机的提前,中、低渗透层聚合物的注入量也不断增加。因此对中、低渗透层的动用效果更好,含油饱和度较低。

表4 各方案各渗透层含油饱和度变化Tab.4 Oil saturation change in each permeability layer of each scheme

2.5 含水率变化规律及分析

由图5可以看出,随着聚合物的注入含水率逐渐下降,含水最低点出现在空白水驱分注阶段和含水下降分注阶段,说明这两种方案对中、低渗透层动用较好。

图5 聚合物驱阶段含水率变化曲线Fig.5 Relation curves of water cut in polymer flooding stage

2.6 分流率变化规律

层间非均质对油田开发效果的影响集中起来表现为降低油井的生产能力,降低油田开发经济效果。在多层合注合采的条件下,水淹状况随韵律性的不同而不同,由这种韵律性所造成的层内渗透率的非均质分布加剧了水淹状况的差异。由图6可以看出,初期分流情况与渗透率级差相对应,但注入水还是主要沿高渗透层突进,当高渗透层突破后,高、低渗透层的分流比急剧扩大,随注水开发的不断进行,高、低渗透层剖面上水洗程度的矛盾不断扩大。当注入聚合物后,由于高浓度聚合物具有调剖、封堵作用可以改善吸水剖面,增大中低渗透层波及体积。图7是调整注入强度后空白水驱分注时分流率变化曲线,结合采收率变化可见:经过人为改善各渗透层吸水剖面可以有效地提高采收程度。

图6 不分注实验分流率随注入PV数曲线Fig.6 Relation curves of split-flow ratio and PV of no-separate injection experiment

图7 分流率随注入PV数变化曲线Fig.7 Relation curves of split-flow ratio and PV

3 结论

(1）在聚驱前、注聚初期、注聚中期不同阶段分层注入采收率提高幅度均大于不分注。

(2）分注时机越早越好;较早分注,对低渗透层的动用效果就越好,最终采收率也越高。

(3）在注聚后期提高低渗透层注入强度,降低高渗透层注入强度对最终采收率影响不大。建议将低渗透层提高注入强度的时机提前,同时在保证高渗透层有效注入量的情况下可以适当降低高渗透层注入强度。

[1]岳湘安.提高石油采收率基础[M].石油工业出版社,2007.

[2]岳湘安.聚合物驱油技术[M].石油大学出版社,2002.

[3]吴文祥,侯吉瑞,夏慧芬,等.不同分子量聚合物及其段塞组合对驱油效果的影响[J].油气采收率技术,1996,3(4）:1-6.

[4]楚红霞,刘文梅,秦涛,等.调驱段塞组合方式的数值模拟研究[J].断块油气田,2005,12(6）:56-58.

[5]吴文祥,张涛,胡锦强.高浓度聚合物注入时机及段塞组合对驱油效果的影响[J].油田化学,2005,22(4）:332-335.

[6]邓庆军,赵晓京,胡勇,等.聚合物段塞组合及其对驱油效果影响实验研究[J].大庆石油地质与开发,2005,24(2）:78-79.

[7]邵振波,付天郁,王冬梅.合理聚合物用量的确定方法[J].大庆石油地质与开发,2001,20(2）:60-62.

[8]韩培慧,董志林,张庆茹.聚合物驱油合理用量的选择[J].大庆石油地质与开发,1999,18(1）:40-41.

[9]姜言里,韩培慧,孙秀芝.聚合物驱油经济最佳用量的优选[J].大庆石油地质与开发,1995,14(3）:47-51.

Experimental study on separate injection of combinational polymer slug

Li Yiqiang,Lin Lihua,Liang Shuangqing
(Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Ministry of Education,Daqing Petroleum Institute,Daqing163318）

Pu I1-4 oil layer in the eastern part of Fault 140 in Naner area of Saertu Oilfield is mainly multisegment,multi-rhythm and positive rhythm.The average porosity of Pu I1-4 oil layer is 30.0%,the average air permeability is 1 980×10-3μm2.At the end of water flooding,the average water cut is 92%,and its recovery factor is 39.5%.It is planned that polymer flooding will be carried out in this block.According to experiences it is believed that modified injecting polymer technology of combinational slug can improve the controlling action of fluidity.However,the research is little on how to improve polymer flooding effect and the influence of separate injection time in injection well and injection intensity on development effect.Experimental combination polymer flooding has been carried out through separate injection by modifying injection intensity under different injection time(water flooding stage,water cut decline stage,water cut steady stage and water cut recovery stage）polymer,and modified injection intensity further when the water cut recovery is rise again.Evaluation has been conducted on different flooding scenario by comparing the effect of each flooding scheme.The results show that polymer flooding recovery increases by 19.07%comparing with water flooding when not carrying out separate injection.In addition,separate combinational injection can enhance flooding effect on the basis of not separate injection.Recovery increasing degree by carrying out separate injection in water flooding is the highest,being 26.55%.Recovery increasing degree decrease when the injection time was later.Therefore,the earlier of the separate injection time,the better ofthe flooding effect.

Polymer flooding;separate zone water injection;separate injection time;three-tube parallel connection;split-flow ratio

TE357.46

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.085

1008-2336(2010）01-0085-05

2009-11-26;改回日期:2009-12-16

李宜强(1972—）,男,教授,1993年毕业于大庆石油学院,现从事三次采油技术研究与现场应用工作。E-mail:lyq6504067@163.com。