海上油田二元复合驱后二次高效开发策略研究

2019-07-25韩玉贵杨二龙苑玉静冉令博

石油化工高等学校学报 2019年4期

韩玉贵，杨二龙，赵鹏，苑玉静，宋鑫，李月，冉令博

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300459；2.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318）

随着化学驱项目的实施，渤海某化学驱油田已经进入二元驱开发末期，开发矛盾逐渐凸显[1]，二元驱后剩余油分布更加零散，垂向剩余油分布存在弱、强水洗交互分布情况[2]，低效循环情况加剧，层间矛盾更加突出，全区注入压力与生产动态参数差异较大，二元驱开发效果表现出逐年变差的趋势[3]。

根据二元驱油藏方案规划，该化学驱油田将于2018年12月结束注聚，随着注聚结束，二元驱后地层中仍有大量聚合物残留，油田剩余油分布更加复杂、储层非均质性更加严重[4⁃5]，含水回升更快[6]，导致油田的含水会在短暂平稳后迅速上升且聚合物没有得到有效利用[7]。注聚结束后油田平均采出程度仅为25.5%左右，根据海上油田储层特点的特殊性，进一步提高采收率潜力巨大[8⁃13]。目前海上油田尚未形成一套完整的二次高效开发配套技术[14]。因此，本文设计不同组合的驱油体系，分别对高质量浓度聚合物驱（简称高浓聚合物驱,以下同）、高浓聚合物⁃二元体系[15⁃16]和聚驱后非均相3组室内实验进行对比分析，为二元驱后油藏二次高效开发技术政策制定提供支持，为海上油田形成一套完整的二次高效开发配套技术奠定基础。

1 实验部分

1.1 装置、仪器、部件及工具

装置、仪器、部件及仪器：恒温箱、漏斗、铁架台、天平、注射器、布氏黏度计、搅拌棒、榨汁机、恒温水浴、真空泵、刻度试管、平流泵、活塞容器、压力检测器、六通阀、压力表等。

1.2 材料

实验材料包括：油样、清水样品、污水样品、蒸馏水、柴油、人造岩心、AB胶等。

1.3 方法

岩心采用ϕ3.8 cm×30 cm、ϕ2.5 cm×30 cm的三层非均质人造岩心，岩心渗透率分别为500×10-3、1 000×10-3、3 000×10-3µm2。配制温度57℃下黏度为17.2 mPa·s的模拟油样，按表1的物质组成配制模拟地层水。将人造岩心连接到抽空系统进行抽空饱和水，通过饱和进岩心的水的质量计算岩心的孔隙体积。通过模拟油驱出的水的体积，计算岩心的饱和油量和含油饱和度。配制驱替方案所需药剂，剪切至黏度保留1/3。将过滤后的污水容器、0.2 PV聚合物驱（1 200 mg/L）容器+0.2 PV二元复合驱（1 200 mg/LP+0.2%S）容器+注聚末期最优段塞容器+高聚合物容器分别进行编号，开始驱替实验并记录数据。

2 实验方案及结果讨论

正交实验是研究多因素试验的一种科学方法，采用正交设计进行高浓聚合物驱、高浓聚合物+二元及非均相3种提高采收率方案的研究。

2.1 高浓聚合物驱

实验采用正交实验设计（见表1-4），水驱至含水率75%+0.30 PV聚合物驱（1 200 mg/L）+0.30 PV二元复合驱（1 200 mg/LP+0.2%S）+注聚末期最优段塞+高浓聚合物+后续水驱至含水率98%。正交实验结果表明，高浓聚合物驱效果影响因素从大到小依次为：段塞尺寸>聚合物质量浓度>注入速度，最优组合为方案5，段塞尺寸0.40 PV+聚合物质量浓度2 500 mg/L+注入速度0.04 PV/a，提高采收率13.55%。

表1 模拟地层水物质组成Table1 Material composition of simulated stratigraphic water

表2 高浓聚合物驱正交实验设计Table 2 Orthogonal experimental design table for high concentration polymer flooding

绘制高浓聚合物驱条件下，随着注入PV数变化，采出程度、含水率、压力及分流率的变化曲线，如图1、2所示。

表4 高浓聚合物驱正交实验级差分析Table 4 Differential analysis table of orthogonal experi⁃ment for high concentration polymer flooding

图1 高浓聚合物驱采出程度、含水率及压力随注入PV数变化Fig.1 Extraction degree,moisture content and pressure change versus PV injection number for high concentration polymer flooding

图2 高浓聚合物驱分流率随注入PV数变化Fig.2 Change of shunt rate versus PV injection number for high concentration polymer flooding

由图1、2可知，随聚合物段塞尺寸增加，高浓聚合物溶液可以发挥液流转向作用，促使高渗层分流率减小，中低渗透层分流率增大，化学剂波及范围扩大，采出程度增加，最终采收率提高。

2.2 高浓聚合物⁃二元驱体系

实验采用正交实验设计（见表5-7），水驱至含水率75%+0.30 PV聚合物驱（1 200 mg/L）+0.30 PV二元复合驱（1 200 mg/LP+0.2%S）+注聚末期最优段塞+高浓聚合物体系+二元体系+后续水驱至含水率98%。

表5 高浓聚合物⁃二元驱体系正交实验设计Table 5 Orthogonal experimental design table for high concentration polymer⁃binary flooding system

表6 高浓聚合物⁃二元驱体系正交实验统计Table 6 Statistical table of orthogonal experiment for high concentration polymer⁃binary flooding system

表7 高浓聚合物⁃二元驱体系正交实验极差分析Table 7 Differential analysis table of orthogonal experi⁃ment for high concentration polymer⁃binary flooding system

正交实验设计结果表明，注入效果影响因素从大到小依次为：段塞尺寸>w（聚合物）>注入速度，最优组合为方案4，段塞尺寸0.35 PV+w（聚合物）0.25%+注入速度0.03 PV/a，提高采收率10.93%。

绘制高浓聚合物⁃二元驱体系条件下，随着注入PV数变化，采出程度、含水率、压力及分流率的变化，如图3、4所示。

图3 高浓聚合物⁃二元驱体系采出程度、含水率及压力随注入PV数的变化Fig.3 Extraction degree,moisture content and pressure change versus PV injection number for high concentration polymer⁃binary flooding system

图4 高浓聚合物⁃二元驱体系分流率随注入PV数变化Fig.4 Change of shunt rate versus PV injection number for high concentration polymer⁃binary flooding system

由图3、4可知，注入高浓聚合物⁃二元驱体系后含水率出现二次下降，高渗层分流率减小，中低渗分流率增加，随聚合物段塞尺寸增加，注入压力升高，含水率降幅增大，采收率增加。但随着注入PV数的增加，当注入1.2 PV时，高浓聚合物不再发挥作用，含水率快速上升，压力下降，高渗层分流率迅速增加，中低渗层分流率迅速下降，采出程度趋于平缓。与高浓聚合物驱相比，高浓聚合物⁃二元驱体系驱油效果较差。由图1和图3对比可知，与高浓聚合物⁃二元体系相比，注入1.1 PV时，高浓聚合物驱注入压力为0.08 MPa，高浓聚合物⁃二元体系注入压力为0.04 MPa，高浓聚合物溶液驱平均注入压力较高，从而使中低渗透层分流率较高，最终采收率较高。

2.3 聚驱后非均相

非均相实验进行药剂配制，包括聚合物的配制、二元体系的配制和非均相体系配制，其中二元体系药剂配制时，使用针管将表面活性剂加入稀释后的聚合物溶液当中，并进行剪切；非均相体系的配制需要按照实验方案配制二元体系目的液，剪切之后与PPG母液按比例混合，配制成非均相体系。

实验方法：对连接好的岩心进行密闭性测试，将岩心连接在真空泵上进行抽真空处理，直至压力达到-0.98 kPa大气压并维持2 h以上；关闭岩心两侧阀门，使用手动计量泵将地层水饱和进岩心，记录饱和水量，并计算岩心孔隙度；以地层温度（57℃）进行饱和油，饱和2 PV以上直至岩心出口端不再产水，关闭岩心两侧阀门，记录饱和油量并计算岩心含油饱和度，将岩心置于恒温箱中8 h左右模拟原油老化，完成三根岩心的饱和油实验，并记录各岩心数据。

采用正交设计（见表8-10），水驱至含水率75%+0.30 PV聚合物驱（1 200 mg/L）+0.30 PV二元复合驱（1 200 mg/LP+0.2%S）+注聚末期最优段塞+非均相体系+后续水驱至含水率98%。

表8 聚驱后非均相正交实验设计Table 8 Orthogonal experimental design tables for heterogeneous phase after polymer flooding

表9 聚驱后非均相正交实验统计Table 9 Statistical table of orthogonal experiment for heterogeneous phase after polymer flooding

正交实验设计结果表明，非均相体系驱油效果影响因素从大到小依次为：聚合物质量浓度>段塞尺寸>PPG质量浓度>w(表活剂)，最优组合为方案3，聚合物2 000 mg/L+段塞尺寸0.40 PV+PPG质量浓度1 000 mg/L+w(表活剂)0.30%，提高采收率16.05%。

表10 聚驱后非均相正交实验级差分析Table 10 Differential analysis table of orthogonal experi⁃ment for heterogeneous phase after polymer flooding

在聚驱后非均相条件下，随着注入PV数变化，采出程度、含水率、压力及分流率的变化曲线，如图5、6所示。

图5 聚驱后非均相压力、含水率及采出程度随注入PV数变化Fig.5 Variation curves of pressure,water content and re⁃covery rate with PV injection number for heterogeneous phase after polymer flooding

由图5、6可知，注入非均相体系后含水率均出现二次下降，方案3提高采收率幅度最大，高渗层分流率减小，中低渗分流率增加，波及体积大，采收率最好。这是因为非均相复合驱油体系通过发挥PPG与聚合物在增加体系黏弹性方面的加合作用，使该体系具有良好的运移能力和洗油性能[17]，进一步扩大波及体积，发挥表面活性剂具有的大幅度降低油水界面张力的作用，提高洗油效率。