海上油藏变浓度聚合物驱剖面控制实验与应用

李保振, 康晓东，张 健，唐恩高

（1. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028； 2. 中海油研究总院，北京 100028)

海上油藏变浓度聚合物驱剖面控制实验与应用

李保振1，2, 康晓东1，2，张 健1，2，唐恩高1，2

（1. 海洋石油高效开发国家重点实验室，北京 100028； 2. 中海油研究总院，北京 100028)

针对渤海强非均质、中高粘油藏聚驱过程中低渗层吸液剖面初期改善，之后又变差的现象，首先通过岩心驱替实验分析了聚合物溶液浓度对吸液剖面的影响规律；然后测试了高浓-低浓聚合物驱交替注入方式在非均质油藏中的驱油效果。结果表明：通过在聚驱早、中期阶段增加聚合物溶液的浓度，能够对高渗层有效的封堵，增加注入压力、显著改善低渗层的吸液剖面。结合油田实例研究表明：在现场条件允许情况下，相同聚合物用量，采用高浓-低浓段塞聚合物驱方式相比恒浓度聚驱，能够提高低渗层动用程度，增加总体采收率约1%。

聚合物驱；剖面返转；变黏度；交替注入

聚合物驱是陆地油田应用广泛的提高采收率方法，但在强非均质性油田，注聚初期注入井“吸液剖面”得到改善，中低渗层相对吸水量增加；但注聚一段时间后会发生“吸液剖面返转”现象，中低渗层相对吸水量又减少，影响了注聚波及效率和提高采收率效果。针对该问题的研究主要有：王冬梅等统计了大庆聚驱试验区注聚井吸水剖面，分析了现场聚驱吸液剖面返转的类型和特点[1-3]；王冬梅等模拟研究了聚驱中“吸液剖面返转”的影响因素[4]；韩培慧，曹瑞波等开展了剖面返转机理分析与高低浓度及分子量聚合物交替注入技术研究[5～7]。本研究针对海上油田储层非均质性严重、油质较稠且开发周期短，聚驱过程中吸液剖面返转问题更加复杂问题，开展了变浓度聚合物交替注入实验与数值模拟研究，包括高浓-低浓、低浓-高浓等变浓度聚合物段塞组合驱替实验；同时结合油田实例分析了变浓度聚合物交替注入技术改善海上油藏吸液剖面的效果，为海上油田聚驱优化调整提供科学依据。

1 实验部分

本研究中利用室内并联岩心驱替实验装置对聚驱过程中剖面返转现象进行了实验研究，其中实验设备和流程主要包括：中间容器、恒速恒压泵、压力传感器、岩心夹持器、实验岩心等。

根据渤海A油田的油藏与流体特点准备了实验岩心、原油和聚合物，其中实验用脱气原油黏度为27 mPa·s；岩心为模拟该油藏孔渗特征的人工岩心；实验用水为矿化度为1 679 mg/L的模拟地层水。实验采用的聚合物H在油藏温度57 ℃下，经岩心剪切后聚合物溶液的黏度随浓度的变化见表1。

根据达西定律在渗透率级差确定的情况下，研究总流量在高、低渗透层中的动态分配规律以及剖面返转的机理，需要剖析各层阻力系数的变化规律[1,2]。采用1 500 mg/L浓度的聚合物H，利用恒温箱保持实验温度 57 ℃进行不同渗透率岩心的驱替实验，测试了其在不同岩心中的阻力系数与残余阻力系数（图1）。可见，阻力系数与残余阻力系数随岩心渗透率增加而减小。主要原因为：岩心渗透率减小，聚合物分子有效尺寸与岩心孔道尺寸的比值增大，聚合物滞留率越大。因此，低渗层在饱和聚合物溶液后形成的渗流阻力较高渗层更大，这是造成剖面返转的直接因素。

表1 聚合物H粘度-浓度关系数据Fig.1 Viscosity vs.concentration of polymer H

图1 岩心阻力系数和残余阻力系数变化图Fig.1 Resistance and residual resisitance factors vs. permeability.

2 聚合物浓度影响实验

采用岩心驱替实验装置流程开展了聚合物溶液浓度对于吸液剖面影响的实验。实验中采用渤海A油田应用的聚合物H，利用恒温箱在57 ℃下进行同渗透率级差不同浓度聚合物的并联岩心驱替实验。实验过程：首先对实验岩心进行水驱，直至高低渗岩心的吸液比及注入压力稳定，然后转入聚合物驱过程，监测吸液剖面变化动态直至压力面较为稳定，最后转入后续水驱至注入压力稳定。

2.1 同岩心不同浓度聚合物连续注入实验

采用3组渗透率级差接近的并联岩心（约为3.4倍），开展注入浓度500、1 500、2 500 mg/L不同浓度的聚合物驱替实验，实验结果见图 2。可看出：①随着聚合物浓度增加，低渗层启动程度增大；吸液剖面返转提前；②聚合物浓度较低时对低渗层影响更大，使低渗透吸液比较小，甚至小于初期注入的情况；③实验中高浓度聚合物驱时，出现低渗层吸液比与注水阶段相近的现象。

图2 不同聚合物溶液浓度下低渗层吸液比图Fig.2 Injection ratio in tight layer under different polymer concentration

2.2 高-低浓聚合物交替注入实验

采用单一段塞方式，在油藏非均质性较强时容易发生吸液剖面返转，聚合物溶液沿高渗透层突进，造成低渗透层仍残留大量剩余油，而高黏度聚合物驱会出现注入困难问题，有必要优化聚合物驱注入方式，以达到改善多层非均质油藏驱油效果的目的[8,9]。

采用岩心驱替装置，将并联岩心替换为三层非均质岩心开展变黏度聚合物驱油实验。实验采用根据目标油田储层特点制造的正韵律非均质长方岩心（30 cm×4.5 cm×4.5 cm），自上而下的渗透率分别为：300、900、3 000×10-3μm2。实验流程为：1）岩心抽真空后饱和模拟水；2）饱和油并老化72 h；3）水驱至产出端含水率大于90%；3）利用聚合物H分别以1 800/600和1 500/900 mg/L这2个浓度差组合开展0.15 PV高浓度段塞+ 0.15 PV低浓度段塞的聚驱实验；4）后续水驱至含水 95%停止实验。过程中分别记录产液量、出水量、出油量、注入压力，计算不同阶段的含水率、与采出程度。

由图3可看出，在聚合物用量相同前提下，1 800/600 mg/L的高浓度差聚驱实验相比1 500/900 mg/L浓度差聚驱实验，增加了前期段塞的浓度，其总体注入压力相对高20%，采出程度较低浓度差实验提高1.4%。可见，高浓度差段塞聚驱方法，通过增加前期段塞的浓度、粘度，对高渗层形成有效的封堵，增加了注入压力，改善了低渗层吸液能力和波及效率，可以获得好聚驱增油效果与较高采收率。

图3 变浓度聚驱实验不同阶段注入压力（左）与增加采出程度（右）对比图Fig.3 Injection pressure (Left) and additional recovery (Right) under variable concentration

3 A油田变浓度聚合物驱研究

采用油藏数值模拟方法针对渤海A油藏储层、流体特点开展了变浓度聚合物注入方案优化研究，以探索聚驱吸液剖面改善方法。研究中基于A油田储层物性、流体特征及渗流特点，建立了1注4采的非均质油藏模型（渗透率级差 500 mD：2 000 mD），其中各层通过相渗分区设置了不同油水相渗曲线，其聚驱阻力系数实验结果进行了调整（图4）。研究采用4种不同聚合物浓度段塞组合驱替方案进行优选对比（表2）。

图4 基于渤海A油田的井组模型Fig.4 Well group model in A field

表2 变浓度聚驱方案参数与指标表Table 2 Parameters in different polymer flooding

表2中基础方案1在油藏水驱至综合含水80%后开始注聚，以每年0.03PV的速度注入1 750 mg/L的聚合物溶液，10 a后转后续水驱。其它方案2、3、4是在方案1的基础上，调整注聚期间的浓度及段塞组合，2方案逐渐降低注聚浓度和3方案逐渐增加注入浓度，以及方案4中采用中、高、低浓度组合等方案。不同方案的产油指标见表2。

可以看出过在早期注入高浓度的聚合物能够对高渗层实施有效封堵，从而改善低渗层的吸液剖面；在同样聚合物干粉用量的前提下，先注入高浓度聚合物溶液，随后逐渐降低注聚浓度的方案2采油效果最优，其次为先采用1 750 mg/L的中浓度聚合物后采用高浓和低浓组合的方案 3，再次为恒定浓度的方案1，而逐渐增加注入浓度的方案4开发效果最差。可见，在油田现场条件许可的前提下，可以在注聚初期先注入一定体积的高浓度聚合物溶液段塞，以封堵因为储层非均质性和水驱冲刷而形成的高渗、高水淹通道，之后采用中低浓度聚合物提高低渗层的波及效率。这样可以在同等聚合物用量的前提下，改善低渗层的吸液剖面，提高这些油层的波及效率，增加油藏综合采收率。

4 结 论

聚合物注入浓度增加，并联岩心驱油实验中低渗层吸液剖面反转提前，幅度增加；相同聚合物用量下，增加前期段塞浓度能改善低渗层吸液剖面，提高聚合物驱整体降水增油效果。结合油藏模拟，优选出海上A油藏的变浓度聚合物驱方案，在现场条件许可的前提下，通过提高聚合物驱早中期阶段段塞的浓度，能够对高渗层进行有效封堵，改善低渗层吸液剖面与采出程度，相比恒定浓度聚合物驱提高综合采收率约1%。

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［3］ Nirav M, Gautam K, Panneer S. Challenges in Full Field Polymer Injection Mangala in Field[C]. 2016, SPE-179807-MS.

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［5］ 韩培慧，么世椿，李治平，等. 聚合物与碱/表面活性剂交替注入物理模拟实验研究，大庆石油地质与开发[J]，2006, 25(1): 95-97.

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Experiments and Application of Variable-concentration Polymer Flooding for Offshore Reservoirs

LI Bao-zhen1,2, KANG Xiao-dong1,2, ZANG Jian1,2, TANG En-gao1,2

（1. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation, Beijing 100028, China; 2. CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China）

Variable-concentration polymer flooding core experiments were conducted on injection profile performance during polymer flooding according offshore heterogonous formations and higher oil viscosity. The flooding methods using the same polymer injection with different concentration were investigated to control the injection profile, which showed that higher concentration solution slug injection in earlier period could block the higher permeability layers effectively, and improve the injection profile and flooding efficiency in tight layers. The reservoir simulation results of field A also showed that the high-low concentration slug combination polymer flooding design could give the highest recovery with the same polymer consumption.

polymer flooding; profile control; viscosity variable; alternative injection

TE 315

A

1671-0460（2016）12-2737-04

十三五“重大专项课题”，编号2016ZX05025-003；中国海洋石油总公司综合科研项目（YXKY-2016-ZY-02）。

2016-06-01

李保振(1979-)，男，博士，工程师，从事油气田开发、提高采收率工作。E-mail: baozhen_li @126.com。