聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验

史雪冬，岳湘安，张俊斌，方伟，赵胜绪

（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验

史雪冬，岳湘安，张俊斌，方伟，赵胜绪

（中国石油大学（北京）石油工程教育部重点实验室，北京 102249）

针对聚合物驱后油藏剩余油分布特点，提出了井网调整与深部调驱相结合的提高采收率方法。孤岛油田中一区Ng3注聚区为模型原型，以相似准则为理论基础，设计并制作了平面非均质三维物理模型；研制了具有自组装特性的聚合物微球，优选出由BS与AES复配而成适用于目标油藏的乳化剂体系；原始一注四采五点法井网注聚后采收率为34.1%，在进行驱替试验的同时，采用电阻率法测量了模型中含水饱和度分布；调整原始井网，对非均质油藏模型分别注入聚合物溶液和聚合物微球与乳化剂复合体系深部调驱2组实验。结果表明，2个方案均可以提高聚驱后油藏采收率，单一聚合物溶液提高6百分点，而聚合物微球与乳化剂复合体系可提高采收率16百分点。分析各驱替阶段剩余油分布情况，聚合物微球与乳化剂复合体系能够封堵高渗层，使后续驱替液转向进入两侧低渗区域。

井网调整；聚合物微球；物理模拟；剩余油分布；提高采收率

聚合物驱是油田保持稳产、提高采收率的有效方法，但聚驱结束仍有大量剩余油滞留储层中无法采出，纵向上主要存在于中、低渗透层，平面上分布在远离主流线的两翼附近，水流通道进一步发育［1］。针对这一现状，提出了利用选择性堵剂改善地层渗流结构的方法，利用具有自聚集特性的聚合物微米微球与乳化剂调驱相结合的深部调驱技术，两者结合具有扩大波及系数和提高微观驱油效率的双重作用［2］。文章以孤岛油田中一区Ng3注聚区为模型原型，设计平面非均质三维物理模型，依据现场方案布置井网，研究聚合物微球-乳化剂复合深部调驱技术的提高采收率能力［3］。

1 模型的设计与制作

1.1 油藏原型及井组生产概况

孤岛油田中一区Ng3注聚区含油面积为5.1 km2，平均有效厚度为125 m，测定孔隙度为33%，平均气测渗透率为1.5～2.5 μm2，油层渗透率变异系数为0.54，地层原油黏度为46.3 mPa·s，原始含油饱和度为68%［4］。原注采井网由4个反五点法注采井组组成，针对聚驱后油藏剩余油分布特点，对原注采井网（270 m×300 m）进行调整［5］，调整方法为：在老油井间加密新水井，油水井排间加密新井，隔井转注，形成135 m×150 m的变流线强波及加密井网。新井网下，驱替压力梯度为原井网的1～5倍，加大了井网控制范围，提高了波及体积［6］。

1.2 物理模型相似性设计

以相似准则为基础，将目标油藏转化为平面非均质模型，利用相似准则的约束关系对各生产指标进行一定比例的缩放，将矿场原型按比例转化为实验室物理模型［7］，实验室模型具体数据为长和宽均为30 cm，厚度为4cm，注采井距为15cm，生产井距油藏底部距离为2 cm，孔隙度为33%，渗透率分别为1.6，0.8，0.4 μm2。

2 实验部分

2.1 材料与仪器

自主研发的具有自聚集特性的聚合物微球；部分水解聚丙烯酰胺（胜利油田提供）；针对胜利油田用油筛选乳化剂配方，为BS和AES两种表面活性剂复配；胜利油田模拟地层水；扫描电镜；压制的岩心模型；恒速恒压泵；电阻率饱和度测试仪；压力传感器。

三维物理模型由3个部分组成：驱替动力装置、模型本体和数据采集系统［8］。驱替动力装置为高精度恒速恒压泵及中间容器，模型本体为三维非均质岩心模型和饱和度测试点，模型布置32对电极测试点，实验中监测模型不同驱替时刻的剩余油分布［9］。

2.2 实验过程

2.2.1 聚合物微球制备

采用乳液聚合法制备微球，将一定量的丙烯酰胺、二乙烯基苯、偶氮二异丁腈、Span80、AES，和100 mL的去离子水分别配制成水相和油相，放入一定温度的水浴锅中充分溶解；将溶解后的油水两相混合，并将搅拌速率调至30 r/min，提高温度，反应一定时间后取出；反应物在3 500 r/min条件下离心20 min，所得固体用无水乙醇洗涤3次［10］，最后50℃下抽真空干燥24h。

2.2.2 乳化性能评价

将复配的乳化剂BS和AES盐水溶液与调配油按1∶1的体积比加入量筒中计V0［11］，放置于超声波振荡器中70℃恒温震荡20 min，在恒温箱中静置一定时间后读出析出水的体积V，由V与V0之比可计算析水率［1］。

2.2.3 驱油试验方案

方案1：水驱—聚合物驱—井网调整—水驱—聚合物驱。1）原始井网水驱（图1中红色为采油井，蓝色为注入井）至含水率达到98%；2）水驱后，在原井网上注入聚合物0.3 PV，后续水驱至含水率为98%～100%；3）按图2b进行井网调整，在调整后的井网上进行水驱至含水98%；4）再次注入聚合物0.3 PV，后续水驱至含水率达到98%。

方案2：水驱—聚合物驱—井网调整—水驱—微球乳化剂调驱。前4步与方案一相同，第5步先注入微球段塞，再注入乳化剂段塞，然后水驱至含水率为98%。

图1 井网调整方案

3 结果分析与讨论

3.1 微米级聚合物微球

扫描电镜下的微球形态如图2所示，微球是球状结构，配制过程中粒径控制较好。

图2 微球扫描电镜照片

3.2 乳化性能

析水率反映表面活性剂的乳化能力，即析水率越小，表明待测体系的乳化能力越强；相反，则表明其乳化能力较差［13］。测试复配体系的析水率随时间变化情况可知，复配体系与该区块原油可形成稳定的乳状液［14］，在体系静置初期，析水率Rb值迅速增加，且之后随着时间的延长，析水率趋于平稳，在220 min时最终析水率仅为30%，因此该体系具有较强的乳化能力。

图3 乳化体系析水率随时间的变化

3.3 驱油试验

图4为方案1驱油效果曲线。原始井网水驱阶段，无水采收期采收率为16.5%，生产井见水则含水率迅速上升，采收率曲线上升趋势变得平缓，入口端压力下降并逐渐平稳，水驱阶段最终采收率为22.9%。在原始井网上注入0.3 PV的1 500 mg/L的聚合物溶液，注聚初期含水率迅速下降，最低降至49.5%，同时伴随着压力的上升，后续水驱结束后总体采收率提高到34.1%，增加12百分点。

图4 方案1驱油效果曲线

井网调整阶段，初期含水率降至0，存在无水采收期，油井见水后含水率迅速上升，井网调整后水驱采收率增加至45.3%，单独调整井网可以提高11百分点，具有良好的效果。水驱结束后注入2 000 mg/L聚合物溶液0.3 PV，提高采收率仅为6百分点，说明井网调整后聚合物作为调剖剂效果并不理想。

由于聚驱后油藏剩余油高度零散且局部聚集［15］，且由于聚合物的吸附、剪切等作用，使得聚合物很难运移至地层深部。为此，提出聚合物微球与乳化剂复合体系深部调驱方法。图5为方案2的驱油效果曲线。从图5可知，从井网调整后到水驱结束前的各阶段采收率与方案1基本一致。

图5 方案2开采效果曲线

注入0.3 PV聚合物微球阶段，含水率迅速下降，最低降至58.0%，此阶段采收率升至54.0%，提高9百分点，同时伴随着呈阶梯式的压力上升；注入0.3 PV的乳化剂，注入过程中压力继续上升，进入后续水驱，最终采收率升至61.7%。该方案井网调整后采收率提高27百分点。分析试验结果可知，相对于单一聚合物调剖，聚合物微球与乳化剂复合深调方案效果更为明显。注入聚合物微球过程中，注入压力不断升高，说明聚合物微球可以逐级突破运移至地层深处，并通过封堵孔喉迫使后续流体转向，从而提高波及效率。注入乳化剂阶段，压力继续升高，可认为该阶段乳液驱主要以乳滴封堵、扩大波及系数为主，达到提高采收率的作用，同时具有乳化捕集和携带作用［16］。

3.4 模型内部现象

各阶段模型剩余油分布如图6所示，井网调整前水驱阶段，高渗层含油饱和度明显降低，水驱波及范围小，低渗带原油基本未动用；未调整井网注聚阶段，波及效率有所提高，注入流体存在明显的方向性，大部分注入流体沿主流线方向突进，模型两侧低渗带仍有大量剩余油存在；井网调整注聚结束后，低渗区剩余油得到明显动用，近井地带剩余油分布明显减少，但主流线一旦进入高渗透率地区，在油藏内会形成一个从主流线向两侧扩展的油墙，导致两侧低渗区原油无法波及，单一聚驱无法达到理想的深部调剖效果；采用聚合物微球与乳化剂相复合深调方案，从饱和度场分析，剩余油区域得到明显波及，主对角线两侧的剩余油获得动用，主流线上的残余油进一步减少。含油饱和度分布进一步证明了聚合物微球与乳化剂复合深调方案具有更为良好的深部调剖作用。

图6 驱替各阶段剩余油分布变化

4 结论

1）以相似准则为基础，设计了尽可能符合油藏原型的三维非均质物理模型，布置饱和度测试点。

2）针对聚合物驱后油藏，研制了具有自组装特性的聚合物微球与乳化剂相结合的复合驱油体系。该体系比单一聚合物溶液具有更强的扩大波及体积和洗油效率的作用。结合井网调整，驱油试验结果表明，该体系可提高采收率16百分点。

3）通过三维非均质模型驱油试验，聚合物微球-乳化剂复合体系具有封堵—运移—再封堵—再运移的特性，可进入地层深部，使后续注入流体发生绕流，进入储层剩余油含量较高的部位，从而提高波及效率。

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（编辑 孙薇）

Three-dimensional physical simulation of well pattern adjusting and deep profile control on heterogeneous reservoir after polymer flooding

SHI Xuedong,YUE Xiang′an,ZHANG Junbing,FANG Wei,ZHAO Shengxu
(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

According to the remaining oil distribution after polymer flooding,the enhanced oil recovery method of well pattern adjustment and deep profile control was proposed.Zhongyiqu Ng3 Block,Gudao Oilfield,was selected as prototype to design and make plain heterogeneity three-dimensional physical model.Polymer microspheres of self-assembly were prepared.The optimal selection of BS/AES compound emulsifier system is suitable for target oil field.The enhanced oil recovery of the original well pattern after polymer flooding is 34.1%.The distribution of water saturation is measured by electrical resistivity method.The original well pattern was adjusted that two wells located in low permeability zone are injection wells and three wells located in high permeability zone are oil producing well.One heterogeneity three-dimensional physical model was injected with polymer solution and the other was injected with polymer microspheres/emulsion liquid composite system.The results show that two schemes can improve recovery efficiency of post-polymer flooding oil reservoir.Single polymer solution can only enhance 6%recovery,but polymer microspheres/emulsion liquid composite system can enhance 16%recovery.Analyzing the distribution of remaining oil in different displacement stages,polymer microspheres/emulsion liquid composite system can plug high permeability zone and drive subsequent displacement liquid into low permeability zone.

well pattern adjustment;polymer microsphere;physical simulation;distribution of remaining oil;enhanced oil recovery

国家科技重大专项课题“鄂尔多斯盆地大型低渗透岩性地层油气藏开发示范工程”（2016ZX05050-012）；国家自然科学基金项目“致密油储层提高采收率关键理论与方法研究”（51334007）

TE357.12

A

10.6056/dkyqt201703023

2016-11-25；改回日期：2017-03-20。

史雪冬，男，1989年生，在读博士研究生，研究方向为提高采收率原理与技术。E-mail：shi794612@163.com。

史雪冬，岳湘安，张俊斌，等.聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验［J］.断块油气田，2017，24（3）：401-404.

SHI Xuedong，YUE Xiang′an，ZHANG Junbing，et al.Three-dimensional physical simulation of well pattern adjusting and deep profile controlon heterogeneous reservoir after polymer flooding［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：401-404.