喇嘛甸油田二类B 油层聚驱渗流特征研究

2020-07-01曹广胜杜明宇桑丛雨刘艺佳李世宁

石油化工高等学校学报 2020年3期

曹广胜，隋雨，杜明宇，桑丛雨，刘艺佳，李世宁

（1.东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆163318；2.大庆油田有限责任公司井下作业分公司，黑龙江大庆，163100）

喇嘛甸油田经过近20年聚合物驱开发，目前注聚层位已全面转向二类油层。二类油层包括二类B油层和二类A油层[1‐3]，二类A油层注聚开发取得了良好的开发效果。与二类A油层相比，二类B油层非均质性更严重，渗透率更低[4‐5]，且注聚过程中对单井注聚体系参数进行个性设计和优化调整，再加上油层流体性质复杂多样，多种流体在油层中渗流特征差异较大[6]，因此聚驱开发规律也发生了相应的变化。

目前，关于二类B油层聚合物渗流特征及开发规律国内外相关研究较少，同时，已经投产的二类B油层聚驱区块开发效果不理想[7‐8]。为此，开展二类B油层聚驱渗流特征及开发规律研究。通过室内实验，研究了二类B油层聚驱相渗特征及影响因素和二类B油层不同渗透率层段阻力系数变化特征及影响因素，确定了二类B油层相渗曲线变化特征，明确了不同渗透率油层阻力系数变化特征及分流率，为二类B油层聚合物驱开发方案编制、指标预测及注采跟踪调整提供依据。

1 实验部分

1.1 实验原理

1.1.1 相对渗透率按式（1）-（4）计算油、水相对渗透率[9‐11]。

式中，qw为水流量，mL/s；μo、μw为在测定温度下油、水的黏度，mPa⋅s；Kw、Ko为水相、油相有效渗透率，μm2；Krw、Kro为水相、油相相对渗透率，μm2；A 为岩心横截面积，cm2；p1、p2为注液端、出液端压力，MPa；Ko(Sw1)为含水饱和度为Sw1的油相相对渗透率，μm2。

实验采用稳态法[12]测量油水相对渗透率曲线。一般认为，稳态法适合高渗透率的岩心，实验时间不长；测量低渗透率岩心时，耗费时间过长。由于稳态法中流体饱和度可以通过控制注入油水比例直接计算，相对渗透率是由简单的Darcy定律计算，因而所得结果误差小、可信度高[13‐15]。

1.1.2 阻力系数阻力系数的定义是油层注聚合物达到充分吸附后的流度与注水时的流度之比。这种定义方法在实际应用中存在缺陷，该定义方法只能用来评价聚合物，不能用于描述注聚合物的动态过程，实际注聚合物油层不可能达到充分吸附的程度。渗流力学中定义的阻力系数与水力学中定义的阻力系数是统一的。用达西定律和流度定义推导出阻力系数的计算公式。

当聚合物溶液流过多孔介质时，会引起驱替液的流度降低。有学者提出，利用阻力系数来定量描述这种效应[16‐18]。阻力系数RF是水的流度与聚合物溶液流度之比。

不存在（或忽略）黏弹性影响时，利用达西公式，式（5）可变为：

当多孔介质长度一定，聚合物溶液和水的流速恒定时，则：

式中，LV为达西公式导出式；ΔP为压差，MPa。式（7）即为实验方法确定阻力系数的公式。

1.2 实验材料

实验用注入水总矿化度6 778 mg/L，用0.22 μm的滤膜过滤两遍。

实验用聚合物相对分子质量1 200万、1 900万、2 500万，白色粉末状。用过滤后的注入水溶解聚合物，配置成1 200、1 500、1 800 mg/L的聚合物溶液。

实验用原始油黏度为20.0 mPa⋅s，将其与煤油按质量比1∶1混合配制，混合后黏度为10.5 mPa⋅s。

实验选用有效渗透率大致为200×10-3、400×10-3、600×10-3μm2的人造岩心。

1.3 实验步骤

（1）将岩心抽空4 h后，饱和人工合成盐水，测量孔隙度。（2）将饱和人工合成盐水后的岩心放置在烘箱内恒温（45℃）12 h以上。（3）以3 mL/min的驱替速度水驱3 PV，记录压力。（4）以0.3 mL/min的驱替速度进行不同方案聚合物驱替实验，记录注入压力数据，注入3～5 PV聚合物结束，计算不同方案聚驱阻力系数。（5）以3 mL/min的驱替速度转后续水驱，注入后续水3～5 PV，记录压力、时间。

2 聚合物驱相渗特征研究

2.1 相对分子质量对聚合物驱相对渗透率的影响

在聚合物溶液质量浓度为1 500 mg/L，岩心渗透率为400 mD条件下，对聚合物相对分子质量为 1 200万、1 900万、2 500万测得的相对渗透率进行分析对比，探究聚合物相对分子质量对聚合物驱相对渗透率的影响，实验结果见图1。由图1可以看出，在岩心渗透率和聚合物溶液质量浓度不变的前提下，随着聚合物相对分子质量的增加，等渗点向右偏移了5%，在同一含水饱和度时刻，聚合物相的相对渗透率越来越低，约下降10%，残余油饱和度下降4%左右，说明随聚合物相对分子质量增加，聚合物的注入能力变差，向地层注聚时地面压力越高，注聚越困难。含聚水相、水相两相跨度也随着聚合物相对分子质量的增加而增大，残余油饱和度降低，即在其他条件不变的前提下，高相对分子质量聚驱的油层动用程度越高，开发效果更好。因此，提高聚合物相对分子质量会提高采出程度，但会增大注入难度，所以要在注入能力许可的范围内选择大相对分子质量聚合物。

图1 不同相对分子质量的相对渗透率Fig.1 Relative permeability curves of different molecular weights

2.2 质量浓度对聚合物驱相对渗透率的影响

在聚合物相对分子质量为1 900万、岩心渗透率为400 mD条件下，对聚合物溶液质量浓度为1 200、1 500、1 800 mg/L测得的相对渗透率曲线进行对比，研究质量浓度对聚合物驱相对渗透率的影响，实验结果见图2。

图2 不同质量浓度的相对渗透率Fig.2 Relative permeability curves of different mass concentration

从图2可以看出，等渗点含水饱和度依次增大4%左右，油水两相跨度逐渐增大约4%，而含水率曲线逐渐变陡，高质量浓度聚合物驱的驱油效果要好于低质量浓度聚合物驱。对比同一含水饱和度时刻下的相对渗透率可以看出，随着聚合物溶液质量浓度的增加，含聚水相渗透率降低10%，油相渗透率逐渐升高约8%。随着聚合物溶液质量浓度的增加，等渗点含水饱和度和两相跨度都逐渐增大，说明聚合物驱油相在岩心内占主导作用的时间长，孔隙利用系数高，有利于油在岩心内部的流动，从而提高波及效率。因此，提高聚合物质量浓度会提高采出程度，但同样会增大注入难度，所以要在注入能力许可的范围内选择高质量浓度聚合物。

2.3 渗透率对聚合物驱相对渗透率的影响

选取1 900万相对分子质量、质量浓度1 800 mg/L聚合物体系，测定渗透率分别为200、400、600 mD岩心相对渗透率曲线，结果见图3。从图3可以看出，三组相对渗透率曲线的两相跨度随着渗透率的增加而变大，逐渐增大3%左右；等渗点随着岩心渗透率的增加依次向右偏移3%和9%；在同一含水饱和度时，含聚水相相对渗透率随着岩心渗透率的增加而上升。

图3 不同渗透率的相对渗透率Fig.3 Relative permeability curves of different permeabilitu

渗透率由高到低对应的残余油饱和度依次上升，这是因为物性较好的岩心孔喉半径大，聚合物溶液能更好地深入到岩心孔喉当中，且高渗透性岩心孔喉连通性好，聚合物分子剪切程度低，有效黏度大，波及体积大，残余油饱和度低。

3 非均质油层高低渗透层阻力系数和分流率变化特征

将1 200万、1 900万、2 500万相对分子质量聚合物配制成质量浓度分别为1 200、1 500、1 800 mg/L的聚合物溶液，分别注入渗透率为200、400、600 mD的岩心，所得结果见表1。对比3组实验结果，聚合物驱阻力系数随着岩心渗透率的降低而升高。岩心渗透率越低，聚合物分子的有效尺寸与岩心孔道的比值越大，聚合物在孔隙中流动阻力越大，阻力系数越大。且岩心渗透率的降低会使聚合物的滞留量、残余阻力系数增大。阻力系数和残余阻力系数[17‐18]之间的关系为：

水黏度μw一定，聚合物黏度μP随溶液质量浓度增加而增大，因而阻力系数RK也随聚合物溶液质量浓度的增加而增大。因此，要在阻力系数尽可能小的情况下选择相对分子质量和质量浓度高的聚合物溶液。

表1 岩心实验Table 1 Core test results

4 非均质岩心阻力系数与分流率变化关系

4.1 不同相对分子质量时阻力系数与分流率关系

不同相对分子质量时阻力系数与分流率的实验结果见图4。图4表明，随着聚合物注入量的增加，阻力系数会逐渐增加，转入后续水驱后阻力系数不会立即下降，而是在一定注水体积内有小幅度升高然后持续下降，最后残余阻力系数趋于稳定。分析其原因，在注聚刚转为水驱时，由于水没有突破聚合物段塞，聚合物在岩心内仍然扩大其波及体积，导致阻力系数继续升高。在注聚过程中，岩心的阻力系数会不断上升，而在此过程中，岩心的吸水剖面被改善，由于聚合物进入高渗层较多，高渗层分流率会下降，中、低渗层的分流率会有所上升。随着中、低渗透层聚合物溶液的不断进入，其渗流阻力增大，导致其吸水量逐渐下降，分流率降低。当转入后续水驱后，聚合物在中、低渗层残留较多，阻力系数较大，高渗层分流率不断上升。

聚合物相对分子质量越大，聚驱阶段高渗透岩心分流率下降速度越快，达到最低点注入孔隙体积越小，最低点高渗透岩心分流率数值越小。表明聚合物相对相对分子质量越大，调整剖面时间越短，甚至会发生“剖面返转”[19]现象，高渗透层上升幅度程度大，影响聚驱效果；相对分子质量越小，调整剖面时间越长，低渗透层分流率一直较低，动用较差，影响聚驱效果。因此，聚驱过程中优选与油层匹配的相对分子质量。

图4 不同相对分子质量时阻力系数和分流率的变化Fig.4 Variation curve of resistance coefficient and rac⁃tional flow rateunder under different molecular weights

4.2 不同质量浓度时阻力系数与分流率关系

不同质量浓度时阻力系数和分流率的实验结果见图5。图5表明，在渗透率级差、聚合物相对分子质量相同条件下，聚合物溶液质量浓度越大，高渗透层分流率下降速度越快，但低渗层分流率保持较高，调整剖面效果越好。注入质量浓度越低，改善剖面作用较弱。因此，注入质量浓度设计应该充分考虑提高原油采收率和减少储层损伤两方面因素，同时在注聚过程中，可依据高低质量浓度分流率的变化特点，进行注入质量浓度优化。

图5 不同质量浓度时阻力系数和分流率的变化Fig.5 Change curve of resistance coefficient and rac⁃tional flow rateunder under different concentrations

4.3 不同渗透率级差与分流率关系

不同渗透率时阻力系数和分流率的实验结果见图6。图6表明，在聚合物相对分子质量、聚合物质量浓度相同的情况下，随着岩心渗透率级差的增大，聚驱阶段高渗透层分流率下降速度越快，达到最低点时机越早，注入孔隙体积越少，最低点高渗透层分流率数值越大，调整吸液剖面见效时间持续越短，高渗透层分流率开始上升的时机越早，上升速度越快，上升幅度越大；调整吸液剖面效果越差，对聚驱效果影响越严重。