不同渗透率级差下化学驱油体系优选*

王姗姗 武 滨 康晓东 薛新生 胡 科 张 健 朱玥珺

(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；3.中国石油华北油田分公司采油三厂 河北河间 062450)

不同渗透率级差下化学驱油体系优选*

王姗姗1,2武 滨3康晓东1,2薛新生1,2胡 科1,2张 健1,2朱玥珺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；3.中国石油华北油田分公司采油三厂 河北河间 062450)

王姗姗,武滨,康晓东，等.不同渗透率级差下化学驱油体系优选[J].中国海上油气，2017,29(4)：104-108.

WANG Shanshan,WU Bin,KANG Xiaodong,et al.Optimization of flooding system under different permeability ratios[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(4):104-108.

针对聚合物驱过程中出现的剖面返转现象，选取不同驱油体系(聚合物、微球、凝胶、泡沫)，开展了渗透率级差为3、6、10时不同驱油体系单一或交替注入的驱油效果实验对比，结果表明：渗透率级差为3时，浓度为1 400 mg/L和800 mg/L的聚合物交替注入较浓度为1 100 mg/L的聚合物连续注入可提高采出程度3.5个百分点；渗透率级差为6或10时，凝胶和聚合物交替注入效果最好，采出程度较聚合物连续注入可分别提高14.6个百分点或20.3个百分点。对于渗透率级差较小的储层，推荐采用高低浓度聚合物交替注入；对于渗透率级差较大的储层，高低浓度聚合物交替注入失效，采用高黏体系封堵高渗层再注入聚合物的方式能够显著改善吸液剖面。

渗透率级差；驱油体系；微球；凝胶；泡沫；聚合物；连续注入；交替注入；提高采出程度

聚合物通过“增黏”“降渗”来改善地层流度比和提高波及系数，从而提高原油采油率[1-3]。但是对于非均质性较强的油藏，聚合物驱效果会受到影响。注聚初期，当聚合物进入地层以后，大部分会沿着高渗通道流动并通过吸附滞留逐渐在高渗层中建立阻力；随着高渗层阻力不断增加，聚合物逐渐进入低渗层，并在其中吸附滞留，这样高、低渗层均得到动用，储层的非均质性得到了改善。然而，随着低渗层吸液量的不断增加，阻力不断增加，吸液压差不断减小，聚合物会再次进入高渗层并在其中突进，出现吸液剖面返转现象，这样必然会造成无效循环，导致聚合物用量大。研究表明，要抑制剖面返转、改善储层的非均质性，可以从驱油体系和储层的配伍性入手，选择不同浓(黏)度的聚合物或者不同的驱油体系进行交替注入[4-6]，目前关于剖面返转的研究主要集中在对剖面返转机理、规律的认识以及不同分子量聚合物及注入时机等对剖面返转的影响[4,7-10]等。对于不同渗透率级差下如何选择合适的注入体系以达到更高的采收率，尚没有学者开展相关研究。此外，目前的研究主要以大庆油田为研究对象，注聚时机主要是在含水率98%时，该条件下高渗层中剩余油较少，交替注入提高采收率的目标层可能与早期注聚存在差别。

针对以上问题，本文以渤海某油田地层条件为例，采用物理模拟手段考察了早期注聚(以含水80%为例)过程中的吸液剖面变化情况，针对不同渗透率级差下不同体系对剖面返转的抑控制作用进行了对比，并根据高、低渗透层分流率变化情况、吸液量及采出程度等对注入体系进行了筛选。

1 实验部分

1.1 实验材料

1) 聚合物：部分水解的聚丙烯酰胺，相对分子质量2 000万～2 200万，固含量88%。

2) 凝胶：酚醛类凝胶，聚合物800 mg/L，交联剂2 000 mg/L，助交联剂1 500 mg/L，成胶后黏度20 000 mPa·s。

3) 微球：聚合物纳米微球(SD320)，初始粒径2～5 μm。

4) 泡沫：发泡剂为α烯烃磺酸盐，含量为5%。

5) 实验用模拟油为渤海某油田原油与煤油混合而成；实验用水为渤海某油田模拟水，矿化度为1 678 mg/L，模拟水中离子质量浓度见表1。

表1 模拟水中离子的质量浓度Table 1 Ion concentration of simulated water

6) 实验用岩心为人造长方岩心(30 cm×4.5 cm×4.5 cm)，采用岩心驱替装置进行驱油实验，两管并联模拟不同渗透率级差。

1.2 实验步骤

1) 岩心抽真空，饱和模拟水，测定孔隙体积；

2) 水驱，测水相渗透率；

3) 饱和模拟油，计算含油饱和度；

4) 57 ℃下，水驱油至含水80%，计算水驱采收率；

5) 注单一驱油体系或者不同驱油体系段塞组合总量为0.475 PV ；

6) 后续水驱至含水98%，计算采收率和分流率。

1.3 实验方案

设计了渗透率级差为3、6、10情况下，不同驱油体系组合方式对驱油效果的影响实验，所用驱油体系的名称、浓度及用量如下。

1) 单一浓度聚合物连续注入：聚合物浓度1 100 mg/L，聚合物用量0.475 PV。

2) 高低浓度聚合物交替注入：高浓聚合物浓度1 400 mg/L，低浓聚合物浓度800 mg/L，高低浓度聚合物注入量均为0.237 5 PV。

3) 凝胶和聚合物交替注入：凝胶注入0.15 PV；聚合物浓度800 mg/L，注入量0.325 PV。

4) 微球和聚合物交替注入：微球浓度3 000 mg/L，注入0.15 PV；聚合物浓度800 mg/L，注入0.15 PV。

5) 泡沫聚合物复合体系注入：1 100 mg/L聚合物+5%发泡剂，0.475 PV。

渗透率级差为3时(气测渗透率分别为200、600 mD的人造长方岩心)，选用单一浓度聚合物连续注入及高低浓度聚合物交替注入2种方式；渗透率级差为6时(气测渗透率分别为200、1 200 mD的人造长方岩心)，选用单一浓度聚合物连续注入以及高低浓度聚合物、凝胶和聚合物及微球和聚合物交替注入等4种方式；渗透率级差为10时(气测渗透率分别为200、 2 000 mD的人造长方岩心)，选用单一浓度聚合物连续注入、凝胶和聚合物交替注入及泡沫聚合物复合体系注入等3种方式。

2 结果与分析

2.1 渗透率级差为3时的情况

单一浓度聚合物连续注入和高低浓度聚合物交替注入下，高低渗层分流率的变化曲线如图1所示。由图1可知，水驱阶段，高渗层分流率呈现增加趋势，而低渗层分流率逐渐下降；随着聚合物的注入，高渗层分流率逐渐降低，低渗层分流率逐渐增加，储层的非均质性得到改善；注聚约0.1 PV后，低渗分流率开始下降，由32%降至约24%，发生剖面返转。

图1 聚合物连续注入和高低浓度交替注入高低渗层 分流率(渗透率级差为3)Fig .1 Distributing rate curves of continuous injection and high & low concentration alternative injection patterns in high and low permeability(permeability ratio 3)

从图1还可以看出，连续注入和交替注入方式下，高低渗层初始分流率之比均为3∶1左右；相对于单一浓度聚合物连续注入体系，高低浓度聚合物交替注入体系低渗层分流率变化呈现出更加平缓的倒“U”形，有效地提高了低渗层的分流率，抑制了高渗层优势渗流通道的形成，从而延长了聚驱的有效作用时间。计算得到高低浓度聚合物交替注入体系低渗层吸液量为29.4%，较连续注入体系增加了5.9个百分点。分析认为，主要原因是交替注入首先注入的是高浓度聚合物，其在高渗层中建立阻力的速度要明显快于连续注入的中浓度聚合物，高渗层分流率下降的速度和程度均高于连续注入中浓度聚合物；之后注入低浓度聚合物，其在低渗层中建立阻力的速度较连续注入中浓度聚合物要慢，聚合物得以在低渗层中推进，有效地提高了低渗层的吸液量，使聚合物能在高低渗透层同步运移，有效利用率得到了保障。

图2给出了连续注入和交替注入方式下聚合物驱提高采出程度的幅度。与连续注入相比，交替注入低、高渗层采出程度分别增加了6.0、2.8个百分点，总采出程度增加了3.5个百分点。也就是说，交替注入同时提高了低渗层和高渗层的采出程度，这与交替注入主要提高低渗层采出程度[4,7-8]的认识不完全一致,分析原因主要是聚合物注入时机不同导致含油饱和度不同。本实验室均在含水率为80%时开始注聚，高渗层和低渗层均存在不少剩余油，聚合物的交替注入能够同时动用高、低渗层，而大庆油田聚驱选择在含水率为98%时，高渗层剩余油极少，故其交替注入主要提高低渗层采出程度。

图2 聚合物连续注入和高低浓度交替注入提高 采出程度对比(渗透率级差为3)Fig .2 Enhanced recovery of low permeability layer and the recovery of continuous injection and high & low concentration alternative injection patterns(permeability ratio 3)

2.2 渗透率级差为6时的情况

分别开展单一浓度聚合物连续注入、高低浓度聚合物交替注入、凝胶和聚合物交替注入及微球和聚合物交替注入对比实验，高低渗层分流率如图3所示。从图3可以看出，连续注聚和高低浓度聚合物交替注入情况下，高低渗层分流率的变化趋势和幅度均相似，可见在较高的渗透率级差下，高低浓度聚合物交替注入的方式对吸液剖面的改善作用较弱。分析认为，主要原因是高低渗层渗流阻力差别太大，注入的聚合物体系基本上直接沿优势通道突进，不能有效增加低渗层的吸液量，所以无论是高低浓度聚合物交替注入还是连续注聚，二者改善剖面的能力均很弱。从微球和聚合物交替注入的分流率曲线来看(图3)，其发生剖面返转的时间较连续注入得到了延迟，但分流率变化幅度与连续注入并没有明显变化，主要原因是微球未能成功对高渗层进行封堵，高渗层分流率没有显著下降。凝胶和聚合物的注入方式与连续注聚相比，低渗层分流率大幅提高(图3)，分流率曲线呈现斜“L”形。分析认为，这是由于首先注入的凝胶体系成功封堵了高渗层，使得后续注入的聚合物体系能够顺利进入低渗层，显著地提高了低渗层吸液量。

图3 不同方案高低渗层分流率对比(渗透率级差为6)Fig .3 Distributing rate curves of high and low permeability layers(permeability ratio 6)

单一浓度聚合物连续注入、高低浓度聚合物交替注入、凝胶和聚合物交替注入及微球和聚合物交替注入方式下，低渗层吸液量分别为10.8%、11.3%、22.1%和10.9%，可见凝胶和聚合物交替注入的方式能够使低渗层吸液量有显著增加(较连续注聚增加了11.3个百分点)，而其他两种交替方式效果不明显。

上述4种注入方案提高采出程度情况见图4。从高渗层、低渗层及总采出程度的提高幅度来看，凝胶和聚合物交替注入的方式最优，总采出程度较连续注入提高14.6个百分点，其次为微球和聚合物交替注入以及高低浓度聚合物交替注入。因此，对于渗透率级差为6的储层来说，不同浓度聚合物交替注入以及微球和聚合物交替注入的方式对剖面返转并没有起到显著的抑制、控制作用，而采用先注入凝胶再注入聚合物的方式能够显著改善储层非均质性，对低渗层、高渗层的采出程度均有大幅的提高。

图4 4种方案提高采出程度对比(渗透率级差为6)Fig .4 Enhanced recovery of high,low permeability layers and the comprehensive recovery of four experiments (permeability ratio 6)

2.3 渗透率级差为10时的情况

单一浓度聚合物连续注入、凝胶和聚合物交替注入以及泡沫聚合物复合体系调驱方式下，高低渗层的分流率对比曲线如图5所示。从图5可以看出，相对于聚合物连续注入的方式，凝胶和聚合物交替以及泡沫聚合物复合体系调驱均能够使低渗层分流率在较长时间内保持较高的水平，发生剖面返转的时间得到了延迟，改善了低渗层的吸液剖面。计算得到聚合物连续注入、凝胶和聚合物交替注入以及泡沫复合体系注入低渗层的吸液量分别为7.0%、15.4%和14.1%，即后两种方式较聚合物连续注入能够大幅提高低渗层吸液量。分析认为，主要原因是凝胶体系及泡沫聚合物复合体系能够对高渗层进行有效调堵，显著地改善了剖面，使更多驱替液进入了低渗层。

图5 3种方案高低渗层分流率对比(渗透率级差为10)Fig .5 Distributing rate curves of high and low permeability layers(permeability ratio 10)

上述3种注入方案提高采收率程度对比如图6所示，可以看出，3种方案下提高采收率的效果为凝胶和聚合物交替注入>泡沫聚合物复合体系调驱>聚合物连续注入，凝胶和聚合物交替注入较连续注入可使低、高渗层采出程度分别提高27.8个百分点和14.7个百分点、总采出程度提高20.3个百分点。泡沫聚合物交替注入较连续注入可使低、高渗层采出程度分别提高17.7个百分点和14.8个百分点、总采出程度提高15.9个百分点。由此可见，在级差10的条件下，对于强非均质地层，普通调剖手段的作用十分有限，必须采取调堵手段，对高渗层进行封堵，凝胶和聚合物交替注入和泡沫聚合物复合体系调驱都能够有效地提高低渗层吸液量，从而大幅度提高采出程度。

图6 3种方案提高采出程度对比(渗透率级差为10)Fig .6 Enhanced recovery of high,low permeability layers and the comprehensive recovery of three experiments(permeability ratio 10)

3 结论

1) 对于渗透率级差较小的储层，采用高低浓度聚合物交替注入能够改善吸液剖面。级差为3时，采用高低浓聚合物交替注入比连续注入同等用量的中浓度聚合物可提高采出程度3.5个百分点。

2) 对于渗透率级差较大的储层，高低浓度聚合物交替注入失效，采用高黏体系封堵高渗层再注入聚合物的方式能够显著改善吸液剖面。级差为6时，采用凝胶和聚合物交替注入比连续注聚可提高采出程度14.6个百分点；级差为10时，采用凝胶体系封堵高渗层再注入聚合物较连续注聚可提高采出程度20.3个百分点。

[1] 张宏方,王德民，王立军.聚合物溶液在多孔介质中的渗流规律及其提高驱油效率的机理[J].大庆石油地质与开发,2002,21(4):57-60.ZHANG Hongfang,WANG Demin,WANG Lijun.Flow laws of polymer solution in porous media and their mechanism on enhancing displacement efficiency[J].Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing,2002,21(4):57-60.

[2] 张健,康晓东,朱玥珺,等.微支化疏水缔合聚合物驱油技术研究[J].中国海上油气,2013,25(6):65-69.ZHANG Jian,KANG Xiaodong,ZHU Yuejun,et al.Researching the oil-displacement technique of micro-branched and hydrophobic associating polymer[J].China Offshore Oil and Gas,2013,25(6):65-69.

[3] 姜维东,张健,周薇.渤海油田聚合物驱油剂性能特征评价实验研究[J].中国海上油气,2012,24(2):39-43.JIANG Weidong,ZHANG Jian,ZHOU Wei.Experimental study on performance evaluation of polymer flooding agent in Bohai oilfield [J].China Offshore Oil and Gas,2012,24(2):39-43.

[4] 曹瑞波,韩培慧,侯维虹.聚合物驱剖面返转规律及返转机理[J].石油学报,2009,30(2):267-270.CAO Ruibo,HAN Peihui,HOU Weihong.Section inversion rules and inversion mechanism of polymer flooding [J].Acta Petrolei Sinica,2009,30(2):267-270.

[5] 王冬梅,韩大匡,侯维虹,等.聚合物驱剖面返转类型及变化规律[J].大庆石油地质与开发,2007,26(4):96-99.WANG Dongmei,HAN Dakuang,HOU Weihong，et al.Type and variation rule of polymer flooding profile [J].Petroleum Geology and Oilfield Development in Daqing,2007,26(4):96-99.

[6] 侯维虹.聚合物驱油层吸水剖面变化规律[J].石油勘探与开发,2007,34(4):478-482.HOU Weihong.Variation rule of water injection profile in polymer flooding reservoir[J].Petroleum Exploration and Development,2007,34(4):478-482.

[7] 曹瑞波.聚合物驱剖面返转现象形成机理实验研究[J].油气地质与采收率,2009,16(4):71-73.CAO Ruibo.Laboratory research on section inversion mechanism of polymer flooding[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2009,16(4):71-73.

[8] 曹瑞波,王晓玲,韩培慧,等.聚合物驱多段塞交替注入方式及现场应用[J].油气地质与采收率,2012,19(3):71-73.CAO Ruibo,WANG Xiaoling,HAN Peihui，et al.Multi-slug alternative injection method and field application of polymer flooding[J].Petroleum Geology and Recovery Efficiency，2012,19(3):71-73.

[9] 徐新霞.聚合物驱“吸液剖面反转”现象机理研究[J].特种油气藏,2010,17(2):101-104.XU Xinxia.Research on the mechanism of “fluid entry profile reverse” during polymer flooding[J].Special Oil & Gas Reservoirs,2010,17(2):101-104.

[10] 杨晶,朱焱,李建冰,等.聚合物驱剖面返转时机及其影响因素[J].油田化学,2016,33(3):472-476.YANG Jing,ZHU Yan,LI Jianbing,et al.Timing and influencing factors of polymer flooding profile [J].Oilfield Chemistry,2016,33(3):472-476.

(编辑：杨 滨)

Optimization of flooding system under different permeability ratios

WANG Shanshan1,2WU Bin3KANG Xiaodong1,2XUE Xinsheng1,2HU Ke1,2ZHANG Jian1,2ZHU Yuejun1,2

(1.StateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,Beijing100028,China; 2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China; 3.ThirdOilProductionFactory,PetroChinaHuabeiOilfieldCompany,Hejian,Hebei062450,China)

Aiming at the profile reversal phenomenon during polymer flooding, oil displacement experiments with single or alternate flooding systems are carried out with various flooding systems(polymer, microspheres, gels and foam) under permeability ratios of 3, 6 and 10.Results show that when the permeability ratio is 3, oil recovery is improved by 3.5 percentage points with 1 400 mg/L and 800 mg/L polymer alternate injection compared with 1 100 mg/L polymer continuous injection.When the permeability ratios are 6 or 10, gel and polymer alternate injection shows the best displacement efficiency, which improves oil recovery by 14.6 percentage points or 20.3 percentage points compared with continuous polymer injection.For reservoir with small permeability ratio, high and low concentration polymer alternate injection is recommended.To modify the imbibition profile of large permeability ratio layers, high viscosity system is needed to be injected firstly to plug high permeability layer and then polymer is injected.

permeability ratio; flooding system; microspheres; gel; foam; polymer; continuous injection; alternative injection; enhanced oil recovery

*中海石油(中国)有限公司综合科研项目“海上多层稠油油藏化学驱交替注入技术研究(编号：YXKY-2014-ZY-03)”部分研究成果。

王姗姗，女，工程师，现主要从事油田化学及提高采收率方面的研究工作。地址：北京市朝阳区太阳宫南街6号院海油大厦B座710室(邮编：100028)。E-mail：wangshsh24@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)04-0104-05

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.04.013

TE32+3

A

2016-12-24 改回日期：2017-03-27