二元复合驱提高波及效率的实验研究

2015-06-15杨阳刘慧卿庞占喜陈庆元林士尧张兆祥陈一鹤刘继伟

断块油气田 2015年2期

杨阳，刘慧卿，庞占喜，陈庆元，林士尧，张兆祥，陈一鹤，刘继伟

（1.中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京102249；2.中国石油大港油田分公司勘探事业部，天津300270；3.中国石油厄瓜多尔安第斯公司，北京100007；4.中国石化河南油田分公司采油二厂，河南南阳473132）

稠油在全世界石油资源中所占比例较大，如何开采稠油，是石油界一直在探究的问题，也越来越引起石油界的重视。目前，开采常规稠油油藏的技术主要有热采和冷采2 种。由于热采技术投资风险大且受油藏环境的限制，所以，以碱驱、聚合物驱、二元复合驱等为主的稠油冷采技术的研究和发展显得尤为紧迫［1-6］。二元复合驱提高采收率的研究主要分为驱油效率和波及效率2 个部分。国内外许多学者已经对驱油效率做了大量研究，但是在研究提高采收率时能测定波及效率的却很少。本文提出了一种定量描述波及效率的实验方法，并且通过这种方法研究普通稠油二元复合驱提高波及效率的影响因素，提出了普通稠油二元复合驱提高波及效率的数学模型。

1 物理模拟实验研究

物理模拟实验研究的波及效率可通过B-L 理论进行计算。根据B-L 理论，则

其中

在实验中：

则

波及效率为

式中：A 为渗流横截面积，cm2；Xf为水驱油前缘位置，cm；X0为初始见水端面，cm；fw′（Swf)为含水上升率；S¯w为整体平均含水饱和度；Swc为束缚水饱和度；Q 为流体体积，mL；Qin为注入流体体积，mL；Qout为采出流体体积，mL；Ev为波及效率；L 为管长，cm；φ 为孔隙度；q为流量，mL/min。

实验装置为一维填砂管模型，填砂管长30 cm，直径2.5 cm，内填玻璃微砂颗粒（120 目）。实验用油选用某稠油油田地面脱气原油与煤油混合的模拟油，恒温水浴温度70 ℃下黏度为63 mPa·s，实验过程在恒温箱设置70 ℃条件下进行。实验用水是借鉴某稠油油田地层水分析资料，用蒸馏水配制的地层水。实验采用聚合物与表面活性剂的二元复合驱，聚合物溶液质量浓度为2 000 mg/L；表面活性剂溶液为石油磺酸及助剂，配制比例为3∶1，质量浓度4 000 mg/L。以0.5 mL/min 的流量进行驱替，对比水驱和二元复合驱见水时，两者的波及效率有何不同。

很多学者提出了影响化学驱提高采收率的主要因素［7-9］，但是都没有定量表征影响大小。笔者选取流度比、非均质性和界面张力3 个影响因素进行研究，实验结果见表1。

表1 波及效率实验结果对比

1.1 流度比

每次实验填砂管孔隙度在0.35 左右，渗透率在2 μm2左右。聚合物黏度越大，油水黏度比越低，流度比越小，减少了水的指进，提高了波及效率。波及效率的提高幅度随着聚合物黏度的增大而逐渐趋于平缓（见表1）。

1.2 渗透率级差

实验用2 根填砂管。渗透率级差越大时，水驱的波及效率减小越缓慢，但是二元复合驱明显减小。渗透率级差越大，二元复合驱提高的波及效率越小；换言之，当渗透率级差很大，即地层非均质性影响严重时，则二元复合驱对提高波及效率的意义很小（见表1）。

1.3 界面张力

实验中选用不同的二元张力体系，分别注入0.3%LAyL+0.15%HPAM，0.3%KPS-1+0.15%HPAM 或0.3%KPS-2+0.15%HPAM，使得界面张力的数量级分别控制在10－4，10－5，10－6（见表1）。结果表明：界面张力对提高波及效率的影响很小；但是由于界面张力对提高驱油效率影响很大，所以一般界面张力（N/m）的数量级在10－6N/m 左右。

2 数学模型的提出与数值模拟验证

2.1 二元复合驱提高波及效率数学模型

在物理模拟实验研究和其他学者研究基础上，考虑地层和流体因素对二元复合驱提高波及效率的影响，提出二元复合驱提高波及效率（ΔEv）的数学模型：

式中：μp为聚合物溶液黏度，mPa·s；σ 为界面张力，N/m；K 为油藏渗透率，μm2；h 为油藏有效厚度，m；μo为原油黏度，mPa·s。

2.2 数值模拟研究及对数学模型的验证

数值模拟研究中，波及效率可通过简化公式得出。采收率（Rd）在本质上取决于驱油效率（Ed）和波及效率（Ev），即

其中

根据守恒原理，则

将式（8）、式（9）代入式（7），得

在各个影响因素（如孔隙度、渗透率、原油黏度等）的3 种水平情况下，对二元复合驱共设计了729 个数值模拟方案，利用公式计算出含水率为98%时的水驱波及效率及转驱后含水率再次达到98%时的波及效率，并得到提高波及效率。图1为数值模拟结果与数学模型拟合对比曲线。可以看出，二元复合驱提高波及效率模型较符合实际情况，误差很小。

图1 数值模拟拟合曲线

3 实际应用

二元复合驱技术在孤岛七区西进行试验的时间较早，实验层为Ng54-61 层的南部，1986年7月开始投产，1987年5月起进行注水开发。2003年3月至9月注入第1 段塞复合剂，2003年10月至今为第2 段塞复合剂。该层平面水淹范围广，注水水线推进比较均匀。截至2006年3月，试验区已累计增油4.8×104t，提高采收率1.7 百分点。全区平均日产油量由见效前的36 t 上升到180 t，增油量达到144 t，是见效前的5 倍，综合含水率由98.2%下降到86.5%，下降11.7 百分点。从这些见效井情况可以预测：在含水率大于98%时，平均驱油效率高达54%，在接近水驱残余油状态的条件下，二元复合驱仍然取得非常好的驱替效果。

孤东七区西的地层有效厚度达8 m，孔隙度为34%，渗透率为0.5～2.5 μm2，地下原油黏度为45 mPa·s，原始含油饱和度为72%。二元复合驱配方中，聚合物溶液质量浓度为1 500～1 800 mg/L，黏度为30 mPa·s。利用二元复合驱提高波及效率数学模型进行计算，得到提高波及效率22.4 百分点，提高采收率14.6 百分点，比矿场预测提高采收率高3.2 百分点，有一定误差。