海上油田二元驱后调整模式制定及提采增效优选*

刘佳瑶，徐太双，贺怀东

（1.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆 163318；2.吉林油田公司 扶余采油厂，吉林 扶余 131200；3.大庆油田有限责任公司 第三采油厂，黑龙江 大庆 163000）

二元复合驱是目前海上油田应用较为成熟、广泛提高采收率的三次采油技术，能在水驱基础上提高采收率8%～15%，但二元驱后海上油藏仍有50%左右原油未被开采出，并且存在的剩余油零散、存聚量大、环境污染严重等问题。当二元驱结束转水驱时，由于水油流度比大，注入水会很快形成指进现象，导致含水率短暂平稳后迅速上升。如何高效利用二元驱滞留地层中的聚合物，如何进一步提高海上油田采收率，对于二元驱后开发模式制定及调整具有重要意义。因此，本文针对二元驱海上油田开发现状，结合数值模拟方法，开展高效驱油组合模式和二元驱后提采增效研究，为实现滞留聚合物再利用和海上油田经济高效开发提供指导。

1 二元驱后油藏开发存在问题

（1）二元驱后剩余油分布更加零散，多位于边角部位 二元复合驱后，目标区块储量丰度明显下降，高含油饱和度区域更加零散。剩余储量平面上主要富集在非主流线区域、断层遮挡处及井网控制不到区域，纵向上主要富集在渗透率相对较低、弱水洗及未水洗、厚度相对较大的层位，这些部位为剩余油主要潜力区。

（2）垂向剩余油分布，存在弱、强水洗交互分布情况 二元复合驱后，Ⅰ油组纵向上剩余储量潜力主要分布在3#、5#，小层内剩余储量潜力以弱水洗为主；Ⅱ油组纵向上剩余储量潜力主要分布在17#、23#，小层内剩余储量潜力以弱水洗为主；Ⅲ油组纵向上剩余储量潜力主要分布在36#、37#，小层内剩余储量潜力以弱水洗、未水洗为主。

（3）层间矛盾更加突出 以注水井W6-6和W6-3为例，水驱时小层23#、59#相对吸水量最大，分别达到30%、46%左右，其他小层相对吸水量介于3%～14%、3%～5%之间；二元复合驱后，小层 23#、59#相对吸水量仍为最大，相对吸水量增大，分别达到38%、56%左右，而其他小层相对吸水量略有降低，降幅在1～3个百分点左右，使得层间矛盾更加突出。

（4）低效循环情况加剧 I油层组开发效果差异明显，部分地区窜聚严重，窜聚位置地质储量占比为31.09%，窜聚体积占比为47.54%；II油层组和III油层组开发效果整体差异较小，窜聚位置地质储量占比分别为24.52%、22.02%，窜聚体积占比分别为47.02%、34.68%。

（5）二元驱后地层存聚量大 二元复合驱后，受岩石吸附和残余阻力系数的影响，聚合物会大量滞留在岩石内壁和新波及到的较低渗透储层中，造成二元驱后地层存聚量大，难以充分实现二元驱的有效驱替。

2 制定“调+驱+洗”组合模式

根据数值模拟结果，研究对比二元和水驱后不同剩余油区域驱替效果，制定“调+驱+洗”组合模式。

针对二元驱替效果优于水驱部位：二元驱与水驱开发效果差异大区域，剩余油饱和度（0.0～0.2）区域主要采用“调”的方式，如图1所示。

图1 二元驱替效果优于水驱部位（差异大）Fig.1 SP flooding is better than that of water flooding（the difference of development effect is big）

针对二元驱替效果优于水驱部位：二元驱与水驱开发效果差异小区域，剩余油饱和度（0.4～0.6）区域主要采用“驱、洗”的方式，如图2所示。

图2 二元驱替效果优于水驱部位（差异小）Fig.2 SP flooding is better than that of water flooding（the difference of development effect is small）

针对水驱驱替效果优于二元驱部位：主要采用驱、洗与压裂增产增注等措施扩大波及体积与洗油效率的方式，如图3所示。

图3 水驱驱替效果优于二元驱部位Fig.3 Water flooding is better than that of SP flooding

表1 二元复合驱后调整组合模式制定Tab.1 Formulation of adjustment mode after SP flooding

3 “调+驱+洗”高效驱油体系

3.1 低初粘可控凝胶调堵

常规调剖剂进入地层后，高渗透层运移距离长，低渗透层运移距离短，而该油田油井多采用绕丝加砾石充填完井方式，对调剖体系的剪切作用强，采用低初粘可控凝胶调堵，高渗透层运移距离长，而其他层只有少量的体系发生运移，。在高渗透层由于延缓交联的存在，部分聚合物分子链遭地层剪切后仍能得到交联，最终形成粘度大于5000mPa·s的水不溶的体型凝胶体系。低初粘可控凝胶调堵便于低粘度、低压注入，使调堵剂大量进入高渗透目标层，成胶强度可调，且成胶时间在1～10d内可调，具有较宽的成胶温度范围，室温条件下可以最大可调至120℃，热稳定性好，粘度保留率＞70%，堵塞率＞85%。固体产品，便于远程运输，解决多轮次调剖后调剖效果不理想或有效期短的问题。

3.2 残余聚合物再利用驱替

二元复合驱后地层存聚量大，可以充分发挥残余地层聚合物再利用驱替技术，封堵高渗透层，达到节能减排，进一步提高采收率。

驱替模拟实验以残余阻力系数和水驱采收率增值来评价聚合物再利用剂的性能。其中，岩芯驱替实验主要考察固定剂浓度对聚合物的固定效果、固定剂用量的优化以及对比注入固定剂用量的优化。实验结果表明，如地下聚合物残余量在800mg·L-1以上，加入固定剂体系1000mg·L-1交联剂+800mg·L-1助交联剂以上，体系交联强度均能大于5000mPa·s以上，30d后粘度仍能保持在5000mPa·s以上；固定剂配方为 400mg·L-1聚合物+1000mg·L-1交联剂+1000mg·L-1助交联剂以上，体系交联强度能大于20000mPa·s以上；当注入体积超过0.20PV后，0.1%8C+0.1%助交联剂的固定剂配方采收率提高幅度随用量的增加增幅缓慢。

3.3 残留聚合物絮凝驱替

絮凝剂包括钠土、钙土、Ca（OH）2等固体颗粒，固体颗粒的悬浮能力最为重要。固体颗粒的悬浮能力可用沉降体积随时间变化来核定。实验选择钠土为理想的絮凝剂。在钠土中加入稳定剂（HDW230），形成稳定化的钠土体系，即形成絮凝体系，絮凝剂质量分数选择在3%～5%即可达到较高浓聚合物-二元驱，使其悬浮能力比普通的钠土好。

驱替模拟实验测试絮凝剂体系的粘度，并以残余阻力系数测试絮凝剂的封堵作用。为减少施工时注入的工作液体积，但又为保证可泵性，在57°C，6r·min-1条件下，体系粘度随絮凝剂含量的变化。本文选择钠土为絮凝剂，加入HDW230稳定剂，形成絮凝体系，絮凝剂质量分数选择在3%～5%即可达到较高浓聚合物-二元驱。

图4 絮凝剂的质量分数与注入水粘度关系Fig.4 Relationship between mass fraction of flocculant and viscosity of injected water

絮凝速度表征絮凝剂与聚合物作用可快速形成絮凝体，产生絮凝剂的体积大小可表征絮凝体对大孔道的控制能力。用残余阻力系数评价絮凝剂与聚合物产生絮凝体后对地层的封堵作用。没有聚合物存在下，残余阻力系数为3.25，当聚合物存在时，残余阻力系数明显提高，随着聚合物质量浓度的增加，絮凝体对地层的封堵作用很好，随着聚合物质量浓度的增加，絮凝剂的封堵作用增大。说明絮凝剂特别适合用于地层残留的低质量浓度的聚合物，即在较低聚合物浓度下，聚合物可以与絮凝体系形成很好的封堵作用。

图5 聚合物质量浓度与残余阻力系数关系Fig.5 Relationship between mass concentration of polymer and residual resistance coefficient

3.4 聚驱后“新型调堵剂+弱碱三元”

研究表明，随着聚合物浓度的增大，粘度增加，聚合物浓度达2600mg·L-1时具备较好流度控制作用，室内评价，聚驱后提高采收率10.2%。应针对二元驱后存在的优势渗流通道，开展先调堵，再进行高效驱油体系驱。

图6 弱碱三元体系粘浓曲线Fig.6 Viscosity concentration curve of weak alkali ternary system

图7 不同三元体系配方聚驱后采收率提高值Fig.7 Enhanced recovery after polymer flooding for different ASP systems

4 二元驱后提采增效方案优选

二元驱后存在的开发矛盾，借鉴陆上油田开发经验，二元驱后进一步提高采收率技术研究主要有：高浓聚合物驱、高浓聚合物-二元体系、非均相驱等。

实验采用正交实验设计，二元体系采用现场实际注入配方，即1200mg·L-1P+0.2%S,实验驱替速度按现场实际注入速度折算。方案1～9为水驱至含水75%+0.3PV 聚合物驱（1200mg·L-1）+0.3PV 二元复合驱（1200mg·L-1P+0.2%S）+注聚末期最优段塞+高浓度聚合物+后续水驱至含水98%；方案10～18为水驱至含水75%+0.3PV聚合物驱（1200mg·L-1）+0.3PV 二元复合驱（1200mg·L-1P+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98%；方案19～20为非均相驱，方案19为聚驱后非均相驱：0.5PV 非均相（PPG：500mg·L-1，P：1400mg·L-1）+0.2PV聚合物保护段塞+后续水驱至含水98%，方案20为聚驱后非均相与三元交替：0.05PV 非均相 （PPG：800mg·L-1，P：2200mg·L-1）+0.05PV 三元（P：1400mg·L-1）×5 个周期+0.2PV 聚合物保护段塞+后续水驱至含水98%。结果见表2。

表2 二元驱后提采增效方案优选Tab.2 Optimization of enhanced recovery after SP flooding

实验结果表明，对于高浓度聚合物驱，聚合物浓度、注入速度、段塞大小的正交实验极差分别为1.45、0.70、2.80，影响因素从大到小依次为：段塞大小＞聚合物浓度＞注入速度，最优组合为方案5，即段塞大小 0.4PV+注入浓度 2500mg·L-1+注入速度0.04PV·a-1，与水驱相比，提高采收率最大，为13.55个百分点；对于高浓聚合物-二元体系，体系浓度、注入速度、段塞大小的正交实验极差分别为2.65、2.01、3.39，影响因素从大到小依次为：段塞大小＞注入浓度＞体系速度，最优组合为方案13，即注入量0.35PV+注入浓度 0.25%+注入速度 0.03PV·a-1，与水驱相比，提高采收率最大，为10.93个百分点；对于非均相驱，单纯非均相驱高、中、低渗透层吸液比例分别为44.0%、30.6%、25.4%，聚驱后非均相与三元交替注入可进一步改善吸液剖面，高渗透层吸液比例降低至37.0%，中、低渗透层吸液比例分别增加至32.5%、30.5%，提高采收率15.2个百分点，与单纯非均相驱相比，采收率提高了1.6个百分点，较单纯非均相驱节省PPG用量20%。

模拟调剖后最优“高浓度聚合物驱”、“高浓聚合物-二元体系”与“非均相”方案，提高采收率及增油量见表3，调剖后最优方案为高浓度聚合物驱，较目前方案提高采收率5.12个百分点，且吨聚增油量高，经济效益好。

表3 调剖后提采增效方案数值模拟Tab.3 Numerical simulation of improving production efficiency scheme after profile control

5 结论

（1）二元驱后平面剩余油分布更加零散，纵向弱、强水洗剩余油交互分布，低效循环情况加剧，层间矛盾更加突出，并且受岩石吸附和残余阻力系数的影响，聚合物大量滞留在地层中，未充分发挥二元驱替原油的作用。

（2）针对二元驱后油藏开发存在的问题，制定“调+驱+洗”组合模式，对于二元驱替效果优于水驱部位，剩余油饱和度介于0.0～0.2主要采用调堵方式，剩余油饱和度介于0.4～0.6主要采用“驱+洗”的方式，对于水驱驱替效果优于二元驱部位主要采用驱、洗与压裂增产增注等措施扩大波及体积的方式。

（3）与高浓度聚合物-二元驱和非均相驱相比，高浓度聚合物驱具有提高采收率幅度较大、吨聚增油量大的优点，与目前方案和综合调整方案相比，采收率分别提高8.36、5.12个百分点。