七东1低渗砾岩油藏聚合物驱配方设计及应用*

关 丹，娄清香，任 豪，阙庭丽

（中国石油新疆油田分公司实验检测研究院，新疆克拉玛依 834000）

由于砾岩储层碎屑颗粒大小混杂沉积，储层孔隙结构十分复杂，储层非均质性极强，油田高效注水开发困难，与物性条件类似的砂岩油藏相比，含水上升快，水驱采收率低，如何提高砾岩油藏采收率是一个亟待解决的难题。七东1区克下组属典型的山麓洪积相沉积，储层非均质性极强［1-5］。七东1区低渗砾岩储层平均渗透率59.4×10-3μm2，有效渗透率17×10-3μm2。

克拉玛依油田曾尝试在低渗油藏开展聚合物小井组试验：1970数1973年选择三3区3013井组75 m 四点法进行低分子量（200 万数500 万）聚合物驱先导试验，井网面积1.25 km2，4 注21 采，共注入黏度4.3 mPa·s的聚合物0.15 PV，增产原油7.43×104t，聚合物驱较水驱提高采收率3.6%。大庆油田勘探开发研究院曹瑞波等［6］开展了低渗透油层聚合物驱渗透率界限及驱油效果实验，发现聚合物驱在水驱基础上提高采收率3.79%数6.82%。张冬玲等［7］开展了大庆中低渗油层聚合物驱可行性实验研究，发现聚合物驱较水驱提高采收率不超过8%。在低渗透油藏开展表面活性剂驱室内及现场试验的文献报道较多［8-11］，但是聚合物驱在低渗透砾岩油藏中的矿场应用还未见报道。本文主要建立了聚合物体系与七东1区低渗储层物性匹配关系，设计聚合物注入参数和配方方案，探索低渗砾岩油藏聚合物驱的技术可行性，解决低渗透储层中聚合物溶液注入性与流度控制能力之间的矛盾［12-13］，在“注得进、采得出”的前提下，改善聚合物驱开发指标，为同类油藏化学驱提高采收率技术的研究及应用提供借鉴。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

抗盐型部分水解聚丙烯酰胺（KYPAM），固含量89.4%，相对分子质量342×104，水解度27.5%，工业品，北京恒聚化工集团有限责任公司；克拉玛依油田A井区注入水和地层水，水质指标见表1；A井区原油，黏度6.5 mPa·s（34℃）；人造非均质砾岩岩心，尺寸φ3.8 cm×30 cm；天然砾岩岩心，尺寸φ2.5 cm×7.7 cm。

MarsⅡ流变仪，德国哈克公司；BB90E 吴茵搅拌器，北京瑞亿斯科技有限公司；岩心驱油装置，江苏海安石油科技有限公司。

表1 克拉玛依油田A井区水质分析结果

1.2 实验方法

（1）阻力系数和残余阻力系数的测定。参照石油天然气行业标准SY/T 6576—2016《用于提高石油采收率的聚合物评价方法》测定聚合物阻力系数和残余阻力系数。

（2）流动性评价。①测定岩心的气测渗透率；②将柱状岩心放在岩心夹持器中抽空6 h 后，饱和地层水，测量岩心孔隙度；③将岩心置于34℃恒温箱内12 h 以上；④将聚合物溶液置于恒温箱内2 h；⑤在地层压力梯度条件下，将不同的聚合物体系恒压注入不同渗透率的岩心中。由于聚合物在流经岩心时都有一定程度的滞留和吸附，聚合物浓度不可避免会下降，进而影响到聚合物溶液的黏度。但是在进行模拟注入时都是在速度稳定（0.2 mL/min）后等待30 min，令滞留和吸附达到平衡，在流出的聚合物溶液几乎没有浓度损失的情况下确定注入速度（0.15 mL/min）。

（3）驱油实验。①用产出水饱和岩心，水测渗透率；②用原油驱水至不出水：③用产出水驱至含水98%，计算采收率；④注入0.7 PV聚合物溶液，然后再用产出水水驱至含水98%，计算化学驱采收率。其中，聚合物溶液在驱替前用吴茵搅拌器（7200 s-1下剪切10 s）进行机械剪切，黏度保留率为50%数60%。实验温度34℃，驱替速度为0.15 mL/min。

2 结果与讨论

2.1 低渗砾岩油藏聚合物驱可行性

鉴于七东1砾岩低渗储层特征，进行了低分子量、低浓度聚合物注入可行性研究。根据科泽尼-卡门公式［14］，R=［K（1-φ）2/（Cφ）］1/2，可以计算出平均喉道半径。其中，R—平均吼道半径，μm；φ—孔隙度，%；K—平均渗透率，10-3μm2；C—常数。Ⅲ区平均渗透率59.4×10-3μm2，有效渗透率17×10-3μm2，孔隙度16.6%，平均吼道半径R=0.597。对于低分子量聚合物，聚合物水动力学尺寸（Rs）≈聚合物回旋半径（Rh），按照R=6.5Rs，与其匹配的Rh=0.092 μm，因此可以注入相对分子质量低于400 万的聚合物（Rh=0.094 μm）。由表2 中Ⅲ区不同渗透率级别孔隙体积所占目的层比例统计结果可见，该区域注入400万分子量聚合物可进入的孔隙体积为目的层总孔隙体积的55.8%。从控制程度角度分析，该区聚合物驱控制程度达不到聚合物注入要求。

表2 Ⅲ区不同渗透率级别孔隙体积所占目的层比例统计结果

结合上述计算结果，开展了低分子量、低浓度聚合物在天然岩心中的注入性实验以及流动性实验。由图1可知，随着注入聚合物浓度的增加，注入压力增高，在注入压力趋于平稳后，后续水驱过程中注入压力逐渐下降。1500 mg/L聚合物溶液的注入压力明显高于1000 mg/L和500 mg/L的值。由表3 可知，阻力系数和残余阻力系数随着浓度的增加而逐渐增大。在渗透率为53.57×10-3μm2的条件下，注入聚合物质量浓度为1500 mg/L 时，阻力系数高达120，残余阻力系数达到26，说明该浓度在低渗透岩心中的注入性较差。

图1 注入压力随低分子量聚合物注入量的变化

表3 低分子量聚合物（350万）在天然岩心中的注入性

低分子量（350 万）、低浓度聚合物在低渗透天然岩心中的流动性见表4。以0.2 m/d的流动速度作为判断标准，在水测渗透率（Kw）为2.3×10-3μm2和17.8×10-3μm2的岩心中，注入分子量为350 万的聚合物。不同浓度的聚合物溶液在渗透率为2.3×10-3μm2的岩心中无法流动，而在渗透率为17.8×10-3μm2的岩心中仅1500 mg/L的聚合物溶液无法流动。结合表2可知，注入的聚合物相对分子质量为350万，并且质量浓度不高于1000 mg/L 时，聚合物驱控制程度可大于90%，满足聚合物注入要求。

表4 低分子量聚合物在天然岩心中的流动速度（压力梯度0.13 MPa/m）

另外，聚合物注入前七东1砾岩低渗储层注入压力8.4 MPa，预计前缘水驱注入压力上限9.0 MPa，该区平均井口注入压力上限13.6 MPa，聚合物注入压力上升空间＜4.6 MPa，根据数模预测（CMG数值模拟软件，加拿大计算机模拟软件集团（Computer Modelling Group Ltd.）开发）结果（见表5），相对分子质量为350万的聚合物（注入量0.7 PV）允许注入浓度低于1000 mg/L。若根据井口破裂压力15.1 MPa、压力上升空间＜6.1 MPa，则浓度上限为1400 mg/L。但考虑到七东1砾岩低渗储层与中高渗储层交汇边界局部物性相对较好，部分井可能需要注入更高浓度的聚合物，聚合物浓度上限设计为1200 mg/L。

表5 注入350万聚合物数模预测结果

低分子量（350万）聚合物对低渗透天然岩心原油的驱替情况见表6。随着注入聚合物浓度的增加，采收率增幅逐渐增大，即注入与岩心渗透率相匹配的驱油体系，可进一步提高采收率。

表6 低分子量聚合物对低渗透天然岩心的驱油结果

图2 聚合物浓度对吨聚增油量的影响

由数值模拟结果（图2）可见，吨聚增油量随聚合物浓度的增大而下降，即聚合物浓度过高，经济效益差。综合考虑技术和经济效益要求（吨聚增油大于30 t），针对该区低渗透油藏特点，选择注入低浓度（1000 mg/L以下）的聚合物。

2.2 注入参数设计

根据流度控制理论公式（式1），原油地层黏度为6.5 mPa·s，针对Ⅲ区注聚合物需求创新性地实施驱油体系与地层流体等黏驱替，地下原油黏度6.0 mPa·s，设计加量800数1200 mg/L，地面黏度为10数15 mPa·s，地层工作黏度6数9 mPa·s（按照炮眼、井筒剪切40%计算）。根据相对分子质量为350 万的聚合物在注入水中的黏浓曲线（图3），300数1000 mg/L 聚合物的黏度为7.5数11.8 mPa·s（估算工作黏度4.5数7.1 mPa·s）。综合以上结果，确定Ⅲ区注入350 万相对分子质量的聚合物质量浓度为800 mg/L、黏度为10 mPa·s。

式中：Kw—水相渗透率，μm2；μw—水相黏度，mPa·s；Ko—油相渗透率，μm2；μo—油相黏度，mPa·s。

图3 相对分子质量为350万的聚合物在注入水中的黏浓曲线

2.3 现场应用

七东1低渗砾岩油藏自2016年全面注聚合物至今，聚合物驱开发特征表现明显：油量明显上升，日产油最高122 t，含水大幅下降，最大降幅30%，配注完成率100%，注入压力稳步提升，压力升幅1.3 MPa，开发指标大幅优于预测指标（图4）。截至2019 年2 月，聚合物驱累计注入化学剂0.29 PV，油井见效率95.2%，阶段采出程度14.5%，累计增油8.01×104t。

图4 七东1区Ⅲ区聚合物驱开发曲线

3 结论

通过理论计算和聚合物注入性及流动性、天然岩心驱油实验，明确七东1区Ⅲ区低渗透油藏可注入浓度不高于1000 mg/L、相对分子质量400万以下的聚合物。

针对Ⅲ区聚合物注入需求实施驱油体系与地层流体等黏驱替，根据流度控制理论确定Ⅲ区注入相对分子质量342 万的聚合物质量浓度为800 mg/L、黏度10 mPa·s。七东1低渗砾岩油藏试验区于2016年1月全面注入聚合物，截至2019年2月，聚合物驱阶段产油8.01×104t，阶段采出程度14.5%，降水增油效果明显。