调驱剂交替注入方式对调驱增油降水效果影响实验研究

张楠 葛嵩 李彦阅 夏欢 薛宝庆 王楠

摘      要：调驱剂交替注入可以使调驱剂进入油藏深部，实现深度调剖，同时又可以避免对中低渗层的损害，其研究和应用受到广泛重视。针对渤海油田现场油田堵水技术需求，以油藏工程为理论基础，利用各项仪器设备，建立物理模型，。综合分析得知，在交联剂和聚合物类型相同的情况下，聚合物凝胶分子线团尺寸随药剂浓度增加而增大，聚合物类型相同时，交联剂3所配制的线团尺寸最大;“强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液”交替注入既扩大了波及体积，又提高了洗油效率，使得增油降水效果更加明显。

关  键  词：渤海油藏;交替注入;增油降水;物理模拟

中图分类号：TE 357.46       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）08-1668-04

Abstract： Alternating injection of profiling/flooding agent can not only make it enter the depth of reservoir to realize depth profile control， but also avoid damaging to the middle and low permeability reservoir. So its research and application have received extensive attention. To meet the technical requirements of water shutoff in Bohai oilfield， taking reservoir engineering as the theoretical basis， various instruments and equipments were used to establish physical models to carry out experimental research on the effect of injection way of profiling/flooding agent on profile control and oil displacement. The results showed that the size of the polymer gel molecular cluster increased with the concentration of the drug when the cross-linking agent and the polymer type were the same. The size of polymer molecular cluster in the gel prepared by crosslinking agent 3 was the largest. The alternate injection of "enhanced profile control slug + weak gel + microinterfacial solution" not only expanded the sweep volume， but also improved the oil washing efficiency， which made the effect of increasing oil and decreasing water cut more obvious.

Key words： Bohai oilfield; Alternating injection; Increasing oil and decreasing water cut; Physical simulation

1  前言

渤海油藏储层具有明显的特殊性，岩层非均质性强，胶结强度低是其基本特征。加上后期开采过程中大量注水，更加剧了油藏优势通道的指进现象，导致开发效果极差[1，2]。交替注入技术是将大段塞化学剂整体注入转化成小段塞注入的交替注入的分段技术，可以使调驱剂进入油藏深部，实现深度调剖，同时又可以避免对中低渗层的损害。目前此技术已经应用在海上油田，并取得了一定成效。国内学者也对交替注入技术进行了一定研究，但主要针对的是单一药剂的不同黏度交替注入的影響研究，尚未研究过多种调剖剂交替注入对增油降水效果的影响，对于海上油田的储层条件针对性也不强[3-7]。本文针对渤海油藏的储层和流体条件，通过物理模拟实验研究了多种调剖剂交替注入对提高采收率的影响，为在海上油田应用提供理论支持[8-10]。

2  实验部分

2.1  实验材料和设备

2.1.1  实验材料

调驱剂和微界面药剂由中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供，其中聚合物1#相对分子质量1 900×104，固含量为88%;交联剂1、2和3均为有机铬交联剂;微界面药剂有效含量100%。

实验用水为NB35-2油田注入水（采出污水），其离子组成分析见表1。

实验用油为NB35-2油田脱气原油，在油藏温度60 ℃条件下原油黏度为μo=360 mPa·s。

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结层内非均质岩心，岩心包括高中低三个渗透层，高渗层渗透率Kg=6 000×10-3 m2，中渗层渗透率Kg=2 000×10-3 m2，低渗层渗透率Kg=300×10-3 m2。几何尺寸：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，小层厚度1.5 cm[11，12]。

2.1.2  实验设备

岩心驱替实验设备主要包括手摇泵、平流泵、岩心夹持器、压力表、中间容器等。实验设备流程见图1[13-15]。

2.1.3  实验步骤

①在室温下，将岩心抽成真空并饱和地层水，通过测量干重湿重计算孔隙体积;

②在60 ℃条件下，饱和配制而成的模拟油，计算实验岩心的含油饱和度;

③在油藏温度60 ℃条件下，按实验方案依次注入调驱剂，计算水驱采收率;

④后续水至95%。

记录实验过程中注入压力，计量采出液，计算含水率和采收率。

2.2  方案设计

方案1-1：第一次交替注入（0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝胶+0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝胶+0.1 PV水）+第二次交替注入（0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV微界面溶液+0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV微界面溶液+0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV微界面溶液+水驱至95%）;

方案1-2：第一次交替注入（0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝胶+0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝胶+0.1 PV水）+第二次交替注入（0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV水+0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV水+0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV水+水驱至95%）;

方案1-3：第一次交替注入（0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝胶+0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝胶+0.1 PV水）+第二次交替注入（0.02 PV Cr3+凝胶（聚：Cr3+=90：1）+0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV微界面溶液+0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV微界面溶液+0.02 PV Cr3+弱凝胶+0.02 PV微界面溶液+水驱至95%）。

方案1-4：第一次交替注入（0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝胶+0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝胶+0.1 PV水）+第二次注入（0.06 PV Cr3+弱凝胶+水驱至95%）;

除特别说明外，Cr3+弱凝胶组成为：CP=3 500 mg/L，“聚： Cr3+=150∶1”。

3  结果分析

3.1  交替注入体系基本性能评价

Cr3+聚合物凝胶分子线团尺寸评价：采用注入水配制“1#聚合物”分别加入“交联剂1”、“交联剂2”和“交联剂3”（2 000 mg/L），稀释至50、100、150、200 mg/L，测量其中聚合物分子线团尺寸Dh。测试结果见表2。

从表2可以看出，在交联剂（组合）和聚合物类型相同条件下，随药剂浓度增加，聚合物凝胶分子线团尺寸增大。在聚合物类型相同条件下，交联剂3配制聚合物凝胶中聚合物分子线团尺寸最大，其次为交联剂1，交联剂2最小。

3.2  调驱增油效果评价

以“交联剂3+1#聚合物”的Cr3+弱凝胶、微界面和注入水在对应实验条件下的结果如下：

3.2.1  采收率

药剂类型及其交替注入方式对调驱增油效果影响实验结果见表3。

从表3可以看出，在第一次交替注入调驱剂和水后，采取“强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液”交替注入方式采收率增幅为18.4%（方案1-3），高于“弱凝胶+微界面溶液”交替注入方式（方案1-1），明显高于整体段塞注入方式的采收率增幅。由此可见，交替注入方式增油降水效果优于整体注入方式，“弱凝胶+微界面溶液”交替注入增油降水效果明显高于“弱凝胶+水”的增油降水效果。

3.2.2  动态特征

对此次实验进行后期数据处理。得出实验过程中模型岩心的注入压力、含水率、采收率与PV数关系如图2-4。

从图2-4可以看出，在第一轮次交替注入后，与其它注入方式相比较，采取“强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液”交替注入方式（方案1-3）注入压力升高幅度最大，其次为“弱凝胶+微界面溶液”交替注入方式（方案1-1）。机理分析认为，微界面溶液与原油作用可以产生乳化作用，乳状液引起“贾敏效应”，致使渗流阻力增加，中低渗透层吸液压差增大，吸液量增加，扩大了波及体积[16，17]。此外，微界面溶液较高洗油效率也提高了增油降水效果。綜上所述，“弱凝胶+微界面溶液”交替注入方式具有扩大波及体积和提高洗油效率双重功效，因而可以取得明显增油降水效果[18，19]。

4  结 论

在交联剂（组合）和聚合物类型相同条件下，随药剂浓度增加，聚合物凝胶分子线团尺寸增大。在聚合物类型相同条件下，交联剂3配制聚合物凝胶中聚合物分子线团尺寸最大。“调驱剂+水”交替注入方式可以减缓低渗透层吸液启动压力升高速度，减少调驱剂在低渗透层中滞留量，延长吸液剖面反转速度，有利于扩大波及体积和提高采收率。“强化调剖段塞+弱凝胶+微界面溶液”交替注入方式不仅有利于扩大波及体积，而且可以提高洗油效率，可以取得更好的增油降水效果。

参考文献：

[1]葛嵩，卢祥国，刘进祥，等.纳米颗粒氮气泡沫体系的封堵效果及参数优化[J].石油化工，2018，47（08）：855-860.

[2]张旭东，陈科，何伟，等.渤海西部海域某区块油田注水过程储层伤害机理[J].中国石油勘探，2016，21（04）：121-126.

[3]张宝岩，卢祥国，谢坤，等.Cr～（3+）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[J].石油化工高等学校学报，2016，29（01）：35-40.

[4]贾宝权.高低浓度交替注入方式对提高采收率的影响[J].中国石油和化工标准与质量，2013，33（13）：153+123.

[5]张继红，朱正俊，王瑜，等.聚合物驱后凝胶与化学剂交替注入的驱油效果研究[J].油田化学，2016，33（01）：116-119+124.

[6]吴岩松.聚合物驱油多段塞交替注入参数优化及效果评价[J].化学工程与装备，2016（01）：78-79+75.

[7]付国强，王克亮.水驱后凝胶与表活剂交替注入驱油效果[J].当代化工，2016，45（03）：495-497+500.

[8]陆军.海上油田聚合物驱提高采收率技术应用[J].中国石油和化工标准与质量，2012，32（05）：95.

[9]谢晓庆，冯国智，刘立伟，等.海上油田聚合物驱后提高采收率技术[J].油气地质与采收率，2015，22（01）：93-97.

[10]张凤久，姜伟，孙福街， 等.海上稠油聚合物驱关键技术研究与矿场试验[J].中国工程科学，2011，13（05）：28-33.

[11]卢祥国，高振环，闫文华，等.人造岩心渗透率影响因素试验研究[J].大庆石油地质与开发，1994，13（4）：53-55.

[12]卢祥国，宋合龙，王景盛，等.石英砂环氧树脂胶结非均质模型制作方法：中国，ZL200510063665.8[P].2005-09-07.

[13]葛嵩，卢祥国，刘进祥，等.无机地质聚合物凝胶封堵效果和储层适应性研究[J].油气藏评价与开发，2018，8（03）：51-54.

[14]刘玉娟，李红英，郑彬，等.渤海大厚层油藏剩余油分布规律及挖潜实践[J].重庆科技学院学报（自然科学版），2017，19（02）：57-60+91.

[15]曹伟佳，卢祥国，苏鑫，等.空间尺寸对淀粉接枝共聚物凝胶成胶效果影响及作用机理——以渤海绥中36-1油田为例[J].油气地质与采收率，2018，25（04）：93-99.

[16]王姍姗，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（04）：104-108.

[17]潘广明，张彩旗，刘东，等.海上稠油油藏弱凝胶调驱提高采收率技术[J].特种油气藏，2018，25（03）：140-143.

[18]王馨竹，陈小凯.悬浮凝胶颗粒调驱剂研究与现场试验[J].当代化工，2016，45（11）：2537-2540.

[19]董秀龙. 化学复合驱对于老君庙层的油田储适应性研究[D].东北石油大学，2016.