低初黏型凝胶调堵体系驱油效果实验研究

2020-08-23张伟森周泉崔雷贺世博王晨

当代化工 2020年7期

张伟森　周泉　崔雷　贺世博　王晨

摘要：大慶油田聚合物驱后地层非均质性加剧，致使二次聚驱窜流严重。为实现老油田进一步开发，本文确立了调、堵、驱综合治理开发思路。根据堵调需求，研发出一种低初黏型凝胶调堵体系，该凝胶体系初始黏度小于20 mPa·s，10～40 d内黏度小于300 mPa·s，成胶黏度2 500 mPa·s以上。为探究该体系对驱油效果的影响，开展三管并联岩心驱油实验。结果表明：适量的凝胶体系可以有效改善岩心的非均质性，实现高渗层的有效封堵;然而注入量过大时，会造成中、低渗透层的污染;实验优化结果为，当凝胶注入量为0.1 PV，可实现对中、低渗透层无污染，此时再进行二次聚驱，采收率可增幅13.6%，较单纯高浓度聚驱可多提高采收率4.4%。

关键词：聚合物驱;非均质性;低初黏型凝胶调堵体系;采收率

中图分类号：TE357.46 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2020）07-1298-04

Experimental study on Oil Displacement Effect of Low

Initial Viscosity Gel Plugging System

ZHANG Wei-sen1， ZHOU Quan2， CUI Lei3， HE Shi-bo1， WANG Chen1

（1. School of Petroleum Engineering， Northeast Petroleum University， Daqing Heilongjiang 163318， China;

2. Daqing Oilfield Oil Production Engineering Research Institute， Daqing Heilongjiang 163453， China;

3. Test Branch of Daqing Drilling Engineering Company Oil Test and Production Company， Songyuan Jilin 138000， China）

Abstract： The formation heterogeneity intensified after polymer flooding in Daqing Oilfield， resulting in severe cross-flow during the secondary polymer flooding. To achieve further development of the old oilfields， the development strategy of comprehensive profile modification， water plugging and flooding was established. According to the plugging requirements， a low initial viscosity gel plugging system was developed. The initial viscosity of the system is less than 20 mPa·s， during 10～40 days， the system viscosity is less than 300 mPa·s， and the gel viscosity is above 2 500 mPa·s. In order to explore the effect of this system on oil displacement， a three-pipe parallel core oil displacement experiment was carried out. The results showed that the proper amount of gel system could effectively improve the heterogeneity of the core and achieve the effective plugging of the high permeability layer. However， when the injection volume was too large， it could cause the pollution of the middle and low permeability layers. The experimental optimization results were as follows： when the injection volume of the gel was 0.1 PV， the middle and low permeability layers were not polluted. At this time， the secondary polymer flooding increased the recovery rate by 13.6%， which can increase the recovery rate by 4.4% compared with the simple high concentration polymer flooding.

Key words： Polymer flooding; Heterogeneity; Low initial viscosity gel plugging system; Recovery

聚合物驱作为提高采收率的有效方法早已在全国各大油田得到广泛应用，研究表明聚合物不仅能够在很大程度上提高波及效率，而且可以通过黏弹性提高微观驱油效率^[1-3]。资料显示，大庆油田聚合物驱区块进入后续水驱阶段的地质储量占已投注总地质储量的比例为75.2%，资源体量巨大，仅依靠后续水驱扩大波及体积，无法动用聚合物驱后大量滞留在地层中的原油^[4-6]。为挖潜剩余油，需要实施二次聚合物驱，以提高原油采收率。然而聚驱区块经过长期开发，油层的非均质性更加凸显，层内窜流通道已经形成，严重影响二次聚合物驱开发效果^[7-9]。

因此，大庆油田基于调、堵、驱结合技术，研制出了一种低初黏型凝胶调堵体系。该凝胶体系初始黏度小于20 mPa·s，10～40 d内黏度小于300 mPa·s，成胶黏度2 500 mPa·s以上，可以顺利进入油层深部，对窜流通道进行有效封堵，达到液流转向的目的^[10-12]。为研究该凝胶体系对驱油效果的影响，现利用三管并联岩心模拟大庆油田一次聚驱后的非均质性油层，进行驱油实验，探究非均质条件下低初黏型凝胶调堵剂提高采收率能力，以此为现场应用提供依据。

1 实验部分

1.1 实验材料、设备和步骤

1.1.1 实验材料

低初黏型凝胶调堵体系由大庆油田有限责任公司采油工程研究院提供，其中聚合物LH2500的相对分子质量2.5×10⁷和1.2×10⁷～1.6×10⁷，水解度25%，固含量90%;金属离子螯合交联剂CYJL，有效离子含量2.5%;柠檬酸（调节剂），分析纯，有效含量99.8%;亚硫酸钠（缓凝剂），分析纯，有效含量99%;多聚磷酸钠（增强剂），分析纯，有效含量99.5%。

实验用水为大庆油田试验区块现场回注水，离子组成分析见表1。实验用油为大庆油田采油三厂的原油和煤油按一定比例配制而成，在45 ℃下黏度为9.8 mPa·s。

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，其中高渗透层岩心几何尺寸为4.5 cm×1.8 cm×30 cm，气测渗透率为4.0 μm²;中渗透层岩心几何尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，气测渗透率为2.0 μm²;低渗透层岩心几何尺寸为4.5 cm×2 cm×30 cm，气测渗透率为0.5 μm²。

1.1.2 实验设备

2PB00C平流泵，北京卫星制造厂;多位式磁力搅拌器，德国Wiggens公司;AR2000ex TA型高黏流变仪，沃特世科技（上海）有限公司;PL4002-IC型电子天平，梅特勒托利多仪器（上海）有限公司;BHC-II型岩心抽空饱和装置，江苏华安科研儀器有限公司;QA-CON-560型恒温箱，扬程仪器工业有限公司。实验设备简图见图1。

1.1.3 实验步骤

1）在室温下，将岩心抽真空3～5 h，饱和地层水2～4 h，通过测量干重、湿重计算孔隙体积;

2）将已饱和水的岩心放入45 ℃恒温箱内，利用模拟油驱水至出口不出水为止，恒温老化12 h，计算实验岩心的含油饱和度;

3）在45 ℃的恒温箱内进行驱油实验，按实验方案依次注入化学剂，计算各阶段采收率;

4）后水驱至含水98%;

观察实验过程中压力表的压力变化，计量量筒中液体体积情况，以此计算注入压力、含水率和采收率。实验记录时间间隔为30 min。

1.2 方案设计

方案1-1：水驱98%+0.57 PV聚驱+聚驱后续水驱98%+0.7 PV高浓度聚驱+后续水驱98%。

方案1-2：水驱98%+0.57 PV聚驱+聚驱后续水驱98%+0.1 PV低初黏型凝胶+0.7 PV高浓度聚驱+后续水驱98%。

方案1-3：水驱98%+0.57 PV聚驱+聚驱后续水驱98%+0.2 PV低初黏型凝胶+0.7 PV高浓度聚驱+后续水驱98%。

方案1-4：水驱98%+0.57 PV聚驱+聚驱后续水驱98%+0.3 PV低初黏型凝胶+0.7 PV高浓度聚驱+后续水驱98%。

其中，一次聚驱时的聚合物浓度为1 000 mg·L^-1，二次聚驱时的聚合物浓度为1 800 mg·L^-1，低初黏型凝胶调堵剂浓度为1 000 mg·L^-1，候凝时间为10 d。低初黏型凝胶调堵剂的驱替速度为0.6 mL·min^-1，其余驱替速度为1.2 mL·min^-1。

2 实验结果及分析

2.1 采收率

不同用量的低初黏型凝胶调堵剂对驱油效果影响实验结果见表2。

从表2可以看出，在一次聚驱采收率基本一致的条件下，经过0.1 PV低初黏型凝胶调堵剂调堵后再进行二次聚驱，采收率提高值高达13.6%（方案1-2），较只注入高浓度聚合物驱（方案1-1）多提高采收率4.4%。然而，当堵剂注入量为0.2 PV时（方案1-3），采收率提高幅度降低，为11.6%;当堵剂注入量为0.3 PV时（方案1-4），采收率提高值大幅度降低，仅为7.2%。由此可见，低初黏型凝胶调堵剂的注入有利于增油降水，但注入量为0.1 PV时最优。

2.2 动态特征

实验过程中的注入压力、含水率、采收率与PV数关系如图2所示。

2.2.1 第一次水驱阶段+一次聚驱阶段+聚驱后后续水驱阶段

由图2可以看出，在第一次水驱阶段，随注入PV数增加，原油采出程度提高，含水率升高，水相渗透率增加，渗流阻力降低，注入压力小幅降低。在一次注聚阶段前期，由于聚合物溶液黏度较大，导致三个渗透层的渗流阻力增强，所以注入压力逐渐升高，这也扩大了波及体积，导致含水率大幅下降，原油采出程度提高;在一次注聚中后期，由于渗流优势通道的存在，注入的聚合物溶液易从高渗透层流出，导致注入压力上升幅度降低，无法实现其对中、低渗透层有效波及，原油采出程度逐渐降低，综合含水率再次上升。在聚驱后的后续水驱阶段，高渗透层中聚合物被后续水驱出，渗流阻力再次降低，注入压力随之下降，采出率基本不变，综合含水率上升。

2.2.2 化学驱阶段+后续水驱阶段

由图2可以看出，“方案1-1”中，在注入高浓度聚合物溶液后，因聚合物溶液黏度的提升，滲流阻力变大，注入压力再次上升，进一步扩大了波及体积，致使含水率下降，采收率升高。但由于聚合物在岩心中的滞留效果较差，在二次注聚中后期，随着高浓度聚合物在高渗透层采出端的流出，注入压力上升幅度降低，综合含水率上升。后续的水驱阶段，注入压力大幅度下降，综合含水率上升，采收率基本保持不变。

与“方案1-1”相比，“方案1-2”和“方案1-3”中注入低初黏型凝胶调堵体系，待候凝结束后，再注入聚合物溶液，压力的提高幅度更大，含水率降幅更大，采收率增值也更大。分析认为低初黏型凝胶调堵体系的注入，对中、低渗层无污染或仅有少量污染，可以实现有效封堵高渗透层，迫使后续的高浓度聚合物转向动用程度较低的渗透层，达到扩大波及体积、实现液流转向的目的。

相对于其他3个方案，“方案1-4”的最终采收率最低，表明了低初黏型凝胶调堵剂注入量为0.3 PV时已过量，凝胶体系在对高渗透层实施封堵的同时，也对中、低渗透层造成了污染，使得中、低渗透层原油难以采出，所以后续驱替液注入阶段压力相对较高，采收率增幅最低，同时现场施工中注入压力应低于地层破裂压力，过高的注入压力在现场也难以实施。

从4组实验可以看出，只提升聚合物黏度进行二次聚驱，无法实现对大孔隙的有效封堵，采收程度有限。当低初黏型凝胶调堵剂注入量一定时，由于凝胶本身的低黏特性，其不仅可以在多孔介质中运移时顺利进入油层深部，对高渗透层实现有效封堵，同时可避免对中、低渗透层的伤害，起到良好的液流转向效果。但相对而言，凝胶注入量过大也会造成较低渗透层的污染，且增加实验成本。因此，优选低初黏型凝胶调堵剂注入量为0.1 PV时，可以达到增油降水、高效开发的目的。

3 结论

（1）针对大庆油田聚驱后现状，进行二次聚驱时，只提升聚合物黏度无法有效改善分流情况，渗流优势通道依然存在，且采收程度有限。

（2）低初黏型凝胶调堵剂因自身初始黏度低的特性，可以在多孔介质中运移到油层深部，实现对高渗透层的有效封堵，迫使液流转向含油饱和度较高的中、低渗透层，具有良好的层间矛盾调整能力。

（3）当凝胶堵剂注入量过大，同样会对较低渗透层造成一定程度的污染。建议凝胶注入量为0.1 PV，此时可以避免其对中、低渗透层的污染，并起到良好的液流转向效果，提高原油采收率。实验表明，当低初黏型凝胶注入量为0.1 PV时，再进行0.7 PV高浓度聚驱，采收率可增幅13.6%，较单纯高浓度聚驱多提高采收率4.4%。

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