注入速度对稠油驱油效果影响的实验研究

吴东莹

(东北石油大学 提高采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

注入速度对稠油驱油效果影响的实验研究

吴东莹

(东北石油大学 提高采收率教育部重点实验室，黑龙江 大庆 163318)

注入速度是影响聚合物驱开发效果的重要指标,而由于假设条件的局限性,数值模拟方法无法体现聚合物溶液弹性对注入速度的影响。龙618区块是位于辽河油田的一个常规稠油区块，对它进行室内岩心实验，研究化学驱注入速度对驱油效果的影响。结果表明：随着注入速度的增大，化学驱采出程度逐渐减小，含水率的下降幅度减小，最大驱替压差随之增大，总采收率逐渐减小。综合考虑现场化学剂的实际推进速度，选择0.6 mL/min注入速度为宜。

稠油；化学驱；注入速度；含水率；采收率

0 前 言

化学药剂的注入速度是实施化学驱的过程中一项重要参数，这项参数选择的合理与否，将直接影响聚合物驱的技术效果和经济效益[1-3]。化学药剂注入速度不同，所产生驱油效果也不相同[4-6]。稠油油藏基本上是以小断块油藏为主，具有严重的储层非均质性、粘度大、水驱开发效果差等特点，开发难度相对较大[7-9]。稠油的开采中，常用提高采收率的技术方法主要包括热采、水驱、化学驱和气驱等技术[10-11]。国内外研究表明，化学驱驱油技术是一个重要的接替手段[12]。目前稠油化学驱技术发展迅速，其中有机碱/表面活性剂复合驱对于普通稠油油藏具有较好的应用前景，提高采收率的同时也得到了更多的创新和日益完善[13-15]。化学药剂的注入速度是实施化学驱的过程中一项重要参数，这项参数选择的合理与否，将直接影响聚合物驱的技术效果和经济效益[16-18]。化学药剂注入速度不同，所产生驱油效果也不相同。

1 实验条件

1.1 实验仪器和条件

实验仪器：FY-3型恒温箱，平流泵，真空泵，压力传感器，电子天平，搅拌器，岩心夹持器，中间容器等。

实验化学剂：大庆炼化公司生产的P700相对分子质量700×104(抗盐)聚合物。

实验用液：实验实验用聚合物溶液为相对分子质量700×104抗盐型聚合物与现场实际注入水按一定比例配置而成，浓度为1 600 mg/L。

实验温度是55℃。实验所用岩心为根据L区块油层的物性参数制做的人造非均质岩心，几何尺寸为30 cm × 4.5 cm × 4.5 cm。

1.2 实验方案

1) 以0.4 mL/min的注入速度水驱至含油饱和度98%，注入0.6 PV浓度为1 600 mg/L的700×104分子量抗盐型聚合物溶液，后续水驱至含水率为98%。

2) 以0.6 mL/min的注入速度水驱至含油饱和度98%，注入0.6 PV浓度为1 600 mg/L的700×104分子量抗盐型聚合物溶液，后续水驱至含水率为98%。

3) 以0.8 mL/min的注入速度水驱至含油饱和度98%，注入0.6 PV浓度为1 600 mg/L的700×104分子量抗盐型聚合物溶液，后续水驱至含水率为98%。

4) 以1.0 mL/min的注入速度水驱至含油饱和度98%，注入0.6 PV浓度为1 600 mg/L的700×104分子量抗盐型聚合物溶液，后续水驱至含水率为98%。

2 实验结果及分析

本实验选用700×104分子量抗盐型聚合物，在气测渗透率为800×10-3μm2的非均质岩心上进行驱油实验，研究不同注入速度对驱油效果的影响。分别以0.4，0.6，0.8，1.0 mL/min的速度进行驱替，均注入0.6 PV浓度为1 600 mg/L聚合物溶液(黏度在100 mPa·s左右)，实验结果见表1，图1～4。

表1 不同注入速度的驱油效果

图1 采收率与注入孔隙体积倍数关系曲线

从表1及图1中可以看出：以不同注入速度进行聚合物驱，聚驱采出程度均是随着注入孔隙体积倍数的增加而增大；注入速度为0.4 mL/min时聚驱采出程度最高，为7.68%，总采出程度为22.87%，注入速度为1.0 mL/min时的聚驱采出程度最低，为4.82%，总采出程度为17.67%。

图2 不同注入速度下实施化学驱的驱油效果曲线

从图2中可以看出：随着注入速度的增加，随着注入速度的不断增大，聚驱采出程度下降幅度逐渐增大，注入速度为1.0 mL/min时，聚驱采出程度比注入速度是0.4 mL/min时降低了2.86%。化学驱采出程度的增值并非线性下降的，当注入速度达到0.6 mL/min以后，随着注入速度的增加，采收率下降幅度相对较大。

图3 驱替压差与注入孔隙体积倍数之间曲线

从图3和表1看出：在注入聚合物阶段，不同方案下驱替压差曲线变化趋势均为驱替压差随着注入孔隙体积倍数的增加而不断上升。后续水驱阶段，压差略有下降后随着注入孔隙体积倍数的增加而逐渐趋于平缓。随着聚合物溶液注入速度的不断增大，最高驱替压差增大，当注入速度大于0.6 mL/min以后，驱替压差上升幅度相对较大。注入速度为0.4，0.6，0.8，1.0 mL/min时，其相应的最高驱替压差分别是0.33，0.35，0.41，0.44 MPa。

图4 含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线

从图4和表1可以看出，当注入速度不同时，含水率曲线变化趋势均为随着注入孔隙体积倍数的增加，含水率先迅速下降至最低点，然后缓慢上升，最终达到含水98%。注入速度越小，含水率降至最低值的幅度越大，注入速度为0.4 mL/min，最低含水率为88.52%；注入速度为0.6 mL/min，最低含水率为90.16%；注入速度为0.8 mL/min，最低含水率为91.15%；注入速度为1.0 mL/min，最低含水率为91.34%。

因此，随着注入速度的增大，采出程度减小，含水率下降幅度减小，最大驱替压差增大，总采收率减小。综合考虑现场化学剂的实际推进速度，选择0.6 mL/min为最佳注入速度。

3 结 语

随着注入速度的增大，化学驱采出程度逐渐减小，含水率的下降幅度减小，最大驱替压差随之增大，总采收率逐渐减小。综合考虑现场化学剂的实际推进速度，选择0.6 mL/min注入速度为宜。

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An Experimental Study on Influences of The Dosage of Injection Speed on Heavy Oil Displacement Efficiency

WU Dongying

(KeyLaboratoryofEnhancedOilRecovery,MinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,Daqing,Heilongjiang163318,China)

Injection rate is an important index to affect the development effect of polymer flooding. Due to the limitations of the assumptions, numerical simulation method will not reflect the effect of polymer solution elasticity on injection rate. Long 618 block is a conventional heavy oil block located in Liaohe Oilfield, and its core experiment is carried out to study the effect of chemical flooding rate on oil displacement. The results show that the total recovery will decrease with the increase of injection velocity, including the diminution of recovery degree of chemical flooding, the decrease of water cutting and the increases of maximum displacement pressure. Taking into account the actual speed of field chemical agent, we will finally select 0.6ml / min injection rate, which is appropriate.

Heavy oil; Chemical flooding; Injection speed; Water cut; Recovery rate

2017-02-04

中国石油科技创新基金(2013D-5006-0203)

吴东莹(1993-)，男，内蒙古赤峰人，在读硕士研究生，研究方向：油田开发及提高采收率研究，手机：15776542360，E-mail：15776542360@163.com.

TE345

A

10.14101/j.cnki.issn.1002-4336.2017.02.055