Cr3+聚合物凝胶与水交替注入调驱效果和机理分析——以渤海油田储层条件为例

张宝岩， 卢祥国， 谢　坤， 刘义刚， 张云宝

(1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.中海石油有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

表2　采收率实验数据

Table 2　Data recovery experiments



Cr3+聚合物凝胶与水交替注入调驱效果和机理分析
——以渤海油田储层条件为例

张宝岩1， 卢祥国1， 谢坤1， 刘义刚2， 张云宝2

(1.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318；2.中海石油有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

针对矿场减缓吸液剖面反转技术需求，以渤海油藏储层为模拟对象，以注入压力、含水率和采收率为评价指标，开展了“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱方式增油效果实验及矿场研究。结果表明，调驱剂进入储层中低渗透层，一方面扩大了波及体积，另一方面增加了渗流阻力和吸液启动压力，引起吸液剖面反转。采用“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱方式，不仅有利于增强Cr3+聚合物凝胶前置段塞对高渗透层的封堵作用，还可进一步发挥后续水段塞转向进入中低渗透层后的驱油作用，从而减缓甚至消除调驱剂进入储层中低渗透层后引起的吸液剖面反转现象。LD5-2油田A22井实施“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱工艺后，压力明显提高，有利于增强驱替剂扩大波及体积效果。

渤海油藏；聚合物凝胶；交替注入；增油效果；物理模拟；机理分析

近年来，在陆地油田开发陆续进入中高含水期以及新增探明储量逐年递减的情况下，海上油田的勘探开发工作受到了油田科技工作者的高度重视，其中渤海油田原油储量丰富，但受储层非均质性强、岩石胶结疏松、原油黏度高和注入水矿化度高等因素影响，水驱采收率较低，亟待进一步提高原油采收率[1-4]。为此，渤海地区LD5-2、SZ36-1和LD10-1等普通稠油油田先后进行了聚合物(HPAM)驱和聚合物凝胶调驱矿场试验，并取得了良好的增油效果[5-8]。但分析矿场实际生产数据发现，化学驱实际增油效果与预期效果仍存在一定差距，分析原因认为，海上油田目前注入工艺为连续注入，一旦调驱剂进入并滞留于中低渗透层中造成污染后，调驱剂渗流阻力在中低渗透层中的增加速度远大于高渗透层，造成中低渗透层的启动压力升高，储层吸液剖面出现反转，进而导致后续注入过程中调驱剂主要在剩余油饱和度较低的高渗透层中低效乃至无效循环，无法进一步扩大波及体积。现有研究表明，大庆油田利用交替注入调驱方式在一定程度上减缓了吸液剖面反转现象[9-10]。为此，本文在结合Cr3+聚合物凝胶良好封堵性和单纯水溶液对储层无污染的基础上，开展了“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱方式增油效果实验研究和机理分析，这将为渤海油田矿场提高原油采收率实践技术决策提供新思路。

1　实验部分

1.1实验材料

聚合物为速溶型部分水解聚丙烯酰胺，有效含量为88%，胜利油田生产。

交联剂为醋酸铬溶液，铬离子有效含量为2.7%。

实验用水为SZ36-1油田模拟注入水，总矿化度为9 047.6 mg/L，具体离子组成见表1。

表1　溶剂水离子组成

实验用油为SZ36-1油田模拟油，由渤海某油田脱气原油与煤油混合配制而成，65 ℃时黏度为75 mPa·s。

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结而成的层内非均质人造岩心[11]，高、中、低渗透层的气测渗透率分别为3 600×10-3、720×10-3、180×10-3μm2，平均渗透率1 500×10-3μm2。岩心外观尺寸为：宽×高×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2实验仪器

采用DV-Ⅱ型布氏黏度计(美国Brookfield公司)测试调驱剂黏度，转速为6 r/min；采用BI-200SM型广角动/静态光散射仪系统(Brookhaven Instruments Cop，USA)测试聚合物分子线团尺寸Dh；采用驱替实验装置测试调驱剂增油降水效果，装置由压力传感器、中间容器手摇泵、平流泵和岩心夹持器等组成，测试温度为65 ℃[7]。

1.3方案设计

实验方案步骤均为“水驱95%+Cr3+聚合物凝胶整体或其与水交替注入+后续水驱95%”。“方案1-0”为整体Cr3+聚合物凝胶段塞调驱实验(0.1 PV，Cp=2 000 mg/L，聚合物和Cr3+的质量比(简称聚铬比) =180∶1)，其为后续交替注入调驱实验方案增油效果的对比基础。“方案1-1”～“方案1-4”为Cr3+聚合物凝胶与水交替注入调驱实验，其中Cr3+聚合物凝胶总段塞尺寸为0.1 PV，中间穿插水段塞总尺寸也为0.1 PV，依据交替注入轮次将Cr3+聚合物凝胶和水段塞尺寸进行等分后，开展“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱实验。

2　结果分析

2.1采收率

不同交替注入轮次条件下，Cr3+聚合物凝胶与水交替注入调驱实验采收率数据见表2。

从表2中可以看出，在Cr3+聚合物凝胶和水段塞尺寸一定条件下，随交替注入轮次数增加，Cr3+聚合物凝胶调驱采收率增幅提高。

2.2动态特征

实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV数关系对比结果见图1。

表2采收率实验数据

Table 2Data recovery experiments

方案编号交替注入轮次凝胶黏度/(mPa·s)含油饱和度/%采收率/%水驱最终增幅较整体段塞采收率增幅/%1-0整体16.573.526.234.78.5—1-1216.573.426.537.010.52.01-2316.573.226.338.912.64.11-3416.573.426.139.813.75.21-4516.573.526.040.914.96.4

图1　注入过程动态特征曲线

从图1可以看出，随Cr3+聚合物凝胶与水交替注入次数增加，注入压力增加，扩大波及体积效果增强，含水率降幅增大，采收率增幅提高。

2.3机理分析

Cr3+聚合物凝胶与水交替注入改善调驱效果机理分析所用地质模型见图2，模型包括高、中、低3个渗透层。

图2　典型油藏地质模型

从图2可以看出，受模型自身非均质性影响，水驱过程中高渗透层因启动压力(p1)较低，吸液压差(p-p1)较大，吸液量较多，中低渗透层因吸液压差较小造成吸液量较少。随着水驱过程持续进行，高渗透层采出程度增加，水相过流通道断面增加，渗流阻力减小，启动压力(p1)降低，这又进一步促使吸液压差(p-p1)增加，吸液量增多。与此同时，中低渗透层吸液量逐渐降低，波及效果变差，最终影响水驱开发效果[12]。在实施Cr3+聚合物凝胶调驱初期，调驱剂会首先进入渗流阻力较小的高渗透层，并于其中发生滞留，造成流动通道过流断面减小，注入压力(p)升高。随注入压力升高，中低渗透层吸液压差(p-p2和p-p3)增加，吸液量增大，中低渗透层动用程度增加。然而，进入并滞留于中低渗透层中的Cr3+聚合物凝胶也会造成流动通道过流断面减小和渗流阻力增加，并且渗流阻力增加速度要远大于高渗透层，这便会造成中低渗透层尤其是低渗透层启动压力(p2和p3)升高，吸液压差(p-p2和p-p3)减小，吸液量降低，出现“吸液剖面反转”现象。当采用“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入方式时，可以产生“封堵和驱替”效应，即凝胶前置段塞对高渗透层实施封堵，后续水段塞进入中低渗透层驱油，减缓甚至消除了因凝胶进入中低渗透层而引起的“吸液剖面反转”现象。因此，只要交替注入段塞尺寸和轮次组合与储层非均质性相匹配，就可以最大限度地发挥“封堵和驱替”协同效应，提高调驱增油降水效果。

进一步分析发现，随交替注入轮次增加，注入压力增大(见图1)，这与Cr3+聚合物凝胶分子线团(聚集体)遇水膨胀特性有关。不同稀释质量浓度条件下，Cr3+聚合物凝胶及聚合物溶液与注入水混合稀释前后分子线团尺寸Dh测试结果见表3。

表3　Dh测试结果

由表3可以看出，随着稀释质量浓度降低，Cr3+聚合物凝胶中分子线团Dh逐渐增加，聚合物溶液中分子线团Dh逐渐减小。在“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入换注水段塞时，岩心孔隙内阳离子质量浓度受稀释作用而降低，聚合物凝胶分子线团表面原有电荷动态平衡被打破[13-14]，聚合物分子链上离子基团所带负电荷数量增加，彼此之间的排斥力增大，进而造成卷曲的分子链趋于舒展，分子线团尺寸增大。随聚合物凝胶分子线团尺寸增大，一方面，在岩心孔隙中已发生捕集的聚合物分子聚集体的封堵作用得以加强。另一方面，部分原本处于自由运移状态的聚合物分子聚集体会因尺寸增大而发生捕集，从而造成孔道过流断面进一步减小，渗流阻力增大，注入压力提高。

3　矿场试验效果分析

3.1试验区概况

LD5-2油田位于渤海辽东湾海域，发现于1988年6月，油田主要包括东二上、下段两个区块。东二上段储层物性较好，孔隙度主要分布在32%～40%，渗透率一般大于1 000 mD。东二下段储层孔隙度主要分布在30%～36%，渗透率分布在10～1 320 mD，主要集中在100～1 000 mD。A22井作为2号块东二上段设计注水井，先期进行排液生产，为了及时补充地层能量，2007年5月26日将A22井转注，初期日注水量280 m3/d左右。A22井的注水受效井为A15、A16、A17、A23、A27、A26、A21s井。

3.2注入工艺方案设计

Cr3+聚合物凝胶与水交替注入调驱矿场试验注入工艺设计方案见表4。

表4　A22井注入工艺方案

3.3试验效果

3.3.1注入井注入压力LD5-2油田A22井由2014年12月28日开始按照注入施工方案进行调驱作业，由其注入过程动态特征曲线(见图3)可见，实施“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱工艺后，生产压力明显提高，有利于增强驱替剂扩大波及体积效果。

3.3.2油井含水率变化和增油效果图4为试验区受效井A17井综合曲线。从图4可以看出，调驱作业后A17井含水率上升趋势得到了有效抑制。目前，LD5-2油田A22井调驱施工仍在进行之中，由于作业时间较短，油井还未见到明显增油降水效果。

4　结论

(1) 调驱剂进入非均质储层中低渗透层，一方面扩大了波及体积，另一方面增加了渗流阻力和吸液启动压力，这是造成吸液剖面反转的根本原因。

(2) 采用“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入方式时，可以发挥凝胶前置段塞对高渗透层封堵和后续水段塞对中低渗透层驱油作用，减缓甚至消除了因凝胶进入中低渗透层而引起的“吸液剖面反转”现象。

(3) 在“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱过程中，水段塞可稀释岩心孔隙中阳离子浓度，引起聚合物分子线团尺寸增加，渗流阻力增大，注入压力提高。

(4) LD5-2油田A22井实施“Cr3+聚合物凝胶+水”交替注入调驱工艺后，压力明显提高，这十分有利于扩大波及体积效果。

图3　A22井调驱动态特征曲线

图4　A17井综合曲线

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(编辑宋官龙)

Profile Control and Flooding Effect of Alternate Injection of Cr3+Polymer Gel and Water and Its Mechanism Analysis:Taking the Bohai Oilfield as an Example

Zhang Baoyan1, Lu Xiangguo1, Xie Kun1, Liu Yigang2, Zhang Yunbao2

(1.KeyLaboratoryofEnhancedOilandGasRecoveryofEducationMinistry，NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China;2.BohaiOilfieldReserchInstitute，ChinaNationalOffshoreOilfieldCorporationLimite-Tianjin,Tianjin300452,China)

Aiming at technical demand on relieving the reverse of imbibition profile, displacement effect of alternate injection of Cr3+polymer gel and water was studied, taking reservoir of Bohai oilfield as simulation object, regarding injection pressure, water content and recovery efficiency as evaluation index. Results showed that as the displacement agent flowed into the medium and low permeability layer, on the one hand, the swept volume was magnified. On the other hand, seepage resistance and start-up pressure of imbibition were increased, thus resulting in the reverse of the imbibition profile. Once the alternate injection of Cr3+polymer gel and water was adopted, polymer solution could get priority to flow into the high permeable layer and block off it, then subsequent water flowed into medium and low permeability layers to displace the oil. Therefore the phenomenon of the reverse of imbibition profile was relieved or even eliminated. Once the alternate injection of Cr3+polymer gel and water was conducted in A22 injection well in LD5-2 Oilfield, injection pressure get increased, which was good for enlarging sweep volume effect.

Bohai oilfield; Polymer gel; Alternate injection; Displacement effect; Physical simulation; Mechanism analysis

1006-396X(2016)01-0035-06

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-08-27

2015-10-22

国家“十二五”油气重大专项子课题“海上稠油保压热采技术示范”(2011ZX05057-005-003)。

张宝岩(1990-)，男，硕士研究生，从事提高采收率理论和技术方面的研究；E-mail: 369499907@qq.com。

卢祥国(1960-)，男，博士，教授，博士生导师，从事提高采收率理论和技术方面的研究； E-mail:luxiangg2003@aliyun.com。

TE357.46

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.01.007