聚驱注入参数优化研究

金 磊，刘庆旺

（东北石油大学，黑龙江 大庆 163000）

江苏油田位于长江和淮河的下游，具有储层物性较差、非均质性严重、复杂断块、原油含蜡量高，凝固点高（平均在32 ℃以上）、油水流度比较低（平均6.21）。该油田油区115个开发单元，其中含水率高于80%的约占1/4,这部分原油地质储量约2 726×104于1977年投入开发，共有采油井2 000余口，目前该油田已经进入开发晚期，日产油水平4696 t/d,剩余可采储量1 766.9×104。

该区块在注水开发过程中，注水井注入水困难，注入水量与含水率及油压相关性不大，是典型的单井采收率较低、产量递减速度快、水驱采油效率低等问题。由于聚合物驱油技术具有非常明显的剖面调整及扩大注入水波及系数的作用，该技术已被广泛应用于现场。为此开展聚合物驱注入参数优化的研究，对区块产量进行数值模拟计算具有重要的理论指导意义[1-3]。

1 实验条件

1.1 实验材料

实验用聚合物为北化院抗盐聚合物和KYPAM62620，实验用油取自江苏油田真35区块，油藏温度(78 )℃条件下粘度为1.85 MPa·s。

实验用水采用模拟地层水，离子组成见表1。

表1 模拟地层水离子组成Table 1 Consist of formation water ion

岩心为石英砂环氧树脂胶结人造非均质岩心，几何尺寸：长×宽×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm。岩心包括高中低三个渗透层，各小层厚度为1.5 cm，气测渗透率分别为 40×10-3、100×10-32、250×10-3mm2，平均气测渗透率为130×10-3mm2，变异系数为0.679。

1.2 实验设备及仪器

采用 DV-Ⅱ型布氏黏度计测试聚合物溶液黏度。采用驱替实验装置评价聚合物驱油效果，装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于油藏温度78 ℃恒温箱内。

1.3 试验程序

实验温度与地层温度对应，采用78 ℃，用模拟地层水饱和岩心，并作为注入水进行驱替。饱和油、水驱及聚驱注入速度均为0.31 mL/min，操作步骤如下：

（1）将浇铸好的岩心抽真空 2~3 h，真空度≤-0.096 MPa，饱和模拟地层水1~2 h，计算孔隙体积和孔隙度；

（2）将饱和好水的岩心放置在恒温箱内恒温12 h以上(78 )℃；

（3）在78 ℃下用模拟油驱替岩心，建立束缚水，驱替至出口端含油98%以上为止，确定含油饱和度。饱和油后的岩心放置在恒温箱内恒温老化 1 d(78 )℃；

（4）在78 ℃下进行水驱，至岩心出口含水98%以上结束，计算水驱采收率；

（5）根据不同方案配制相应的聚合物溶液，进行聚合物驱油，直至模型出口含水98%以上为止，计算聚合物驱采收率[4,5]。

2 实验结果及分析

2.1 注入浓度优化

聚合物浓度：800、1 000、1 200、1 400、1 600 mg/L。水驱至含水98%；再聚驱至含水98%；每隔0.5~1.0 h记录一次油、水体积和压力。水驱、化学驱采收率实验结果见表2和图1。

图1 不同浓度时采收率增加值与注聚量关系Fig.1 Relationship of polymer injection and recovery addition in different concentration

从表2和图1中可以看出，综合考虑成本、采收率增量与注入能力三个因素，选择1 200 mg/L为最优化的浓度。

表2 注入浓度优化采收率实验结果Table 2 Optimization of implant concentration recovery results

2.2 注入时机考察

先分别水驱至含水 80%、90%、98%，再用优化的浓度(1 200 mg/L)聚驱至含水98%。实验结果见表3和图2。由表3可以看出，水驱后转聚驱越早，最终采收率越高[6]。根据图2可进行聚驱经济评价。

表3 注入时机优化采收率实验结果Table 3 Injection timing to optimize recovery results

图2 不同注入时机采收率增加值与注聚量关系Fig.2 Relationship of polymer injection and recovery addition in different injection timing

2.3 段塞大小考察

先水驱至含水 98%，再用优化的浓度(1 200 mg/L)聚驱：0.19 PV、0.38 PV、0.57PV、0.76PV，之后水驱至含水98%。实验结果见表4，从表4可以看出，注聚至0.38 PV之后，采收率增加变缓，注聚0.57 PV时，岩心出口含水已达98%，因此考虑在注聚量0.38~0.57 PV之间转水驱，用水来推动前面的聚合物段塞，可节省聚合物，并且对采收率影响不大[7]。

表4 段塞大小优化采收率实验结果Table 4 Slug size to optimize recovery results

2.4 段塞组合考察

方式1：前置段塞(2 500 mg/L 0.05 PV)+主段塞(1 200 mg/L，0.38 PV)+水驱至98%

方式2：前置段塞(3 000 mg/L 0.04 PV)+主段塞(1 200 mg/L，0.38 PV)+水驱至98%

方式3：前置段塞(3 500 mg/L 0.03 PV)+主段塞(1 200 mg/L，0.38 PV)+水驱至98%

表5 段塞组合优化采收率实验结果Table 5 Slug combination optimization recovery results

由表5结果可以看出，前置段塞的注入，起到调剖的功效，对于提高采收率十分有利，其中，方式1的段塞组合采收率最高[8]。

图3为不同段塞组合时采收率增加值与注聚量关系。

图3 不同段塞组合时采收率增加值与注聚量关系Fig.3 Relationship of polymer injection and recovery addition when a combination of different slug

2.5 真12块驱油效率考察

真12块岩心为三层非均质岩心，尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm，渗透率分别为：50×10-3、200×10-3、850×10-3mm2，平均渗透率为 367×10-3mm2，变异系数为0.946，实验温度为68.5 ℃，参数采用4.1、4.2、4.3、4.4中优化的结果，测定采收率，其它条件与真35块相同。

真12与真35块采收率对比见表6，由表6可以看出，由于真12块平均渗透率较高，其采收率比真35块明显高，水驱阶段采收率为49.2%，聚驱采收率增量达22.8%，总采收率高达71.9%。在真12块模拟岩心上，北化院聚合物比KYPAM62620采收率高4.2%。

表6 真12与真35块聚驱对比Table 6 Compare Zhen 12 region to Zhen 35 of polymer flooding

根据以上注入参数优化实验，确定真35最优化的聚驱方案为：“前置段塞(2 500 mg/L 0.05 PV)+主段塞(1 200 mg/L，0.38 PV)+水驱至98%”，采收率可在水驱基础上提高 20.9%，总注聚量为 0.118 6 t/m3油藏。

3 结 论

驱油效率评价实验表明：水驱油藏转聚驱时机越早，最终采收率越高。通过参数优化实验，得到最佳聚驱方案为：“前置段塞(2 500 mg/L 0.05 PV)+主段塞(1 200 mg/L，0.38 PV)+水驱至98%”，采收率增幅 20.9%。注聚浓度高则注入压力高，注入能力下降；随着注入速度增加，注入压差逐渐增加，增加到一定程度后趋于平稳，因此，在一定范围内，适当地改变注入速度，对注入能力影响不大。

在渗透率为50×10-3m2条件下，注聚压力随注入量增加持续升高，表明岩心内发生堵塞；当渗透率≥130×10-3m2，注聚时的最高压力只在注聚开阶段出现，随着注入体积的增加，注入压力趋于平稳，表明聚合物溶液在此类岩心中具有较好的注入性，能够有效地向地层中传播。

［1］孙焕泉，张以根，曹绪龙，等.聚合物驱技术[M].北京石油工程出版社，2002：249-262.

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［6］依卓，赵方圆，刘希.三次采油耐温抗盐聚合物的合成与评价[J].中国科学，2014,44（11）：1-9.

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