非均质油藏混相调驱技术渗流特性研究

吴豹，常振，铁磊磊

非均质油藏混相调驱技术渗流特性研究

吴豹，常振，铁磊磊

（中海油田服务股份有限公司 油田生产事业部，天津 300459）

针对气液两相在油藏中具有较复杂的渗流机理和驱油特性，通过岩心驱替实验在0.5 mL·min-1，温度60 ℃条件下，通过室内实验研究气液两相在不同渗透率岩心中的注入性和在驱油性能，通过双管并联驱替实验模拟气液两相在气液比1∶5和2∶5时，在岩心渗透率极差8，10，15，20，30下，研究混相驱体系在地层中的注入性，并且在岩心渗透率极差8，15，30时，对混相调驱体系在层级地层中的驱油效果进行评价。实验结果表明：混相体系能够有效封堵高渗层，具有良好的封堵性能，并且发生液流转向，有效的驱替出低渗层中的原油，在极差为30时，能提高驱油效率36.24%，分析混相驱过程的渗流特征和其在油藏中的适应性，对混相驱驱油参数进行优化，为混相驱油在现场取得良好增油效果提供一定的指导意义。

混相驱；双管并联；气液比；渗透率极差；参数优化

由于油藏非均质性的存在，多层系油藏层间动用程度差异较大，各层水驱效果差异较大[1-5]。油田进入三次采油后，混相驱油作为比较有前景的驱油方法，混相驱不仅能提高波及系数，也能提高驱油效率[6]。混相驱相比常规泡沫驱，主要优点在于自生气体和泡沫不需要供气和注气设备。混相驱体系具有聚合物驱和气驱的双重作用，在混相体系中加入聚合物，可以提高体系黏度，改善驱油流度比[7]，极大地提高油藏极限驱油的效率，并且气液两相对非均质层位具有良好的调剖效应，较好的改善吸水剖面，使原油体积膨胀，降低原油黏度，降低界面张力[8]，对于多层非均质油藏具有良好的调剖效应，能够实现“堵大不堵小”的作用，对非均质油藏地层采收率提高效果明显。

1 实验部分

1.1 实验材料及仪器

优选后的混相驱单体A，单体B，催化剂CH-1，起泡剂QP-4，聚合物PL-5；多功能复合驱替设备，不同渗透率岩心（规格30 cm×4.5 cm×4.5 cm），夹持器，量筒（规格30 mL），电子天平（精度0.001 g），电子天平（精度0.01 g）。

1.2 实验过程

取优化后的混相驱油体系，根据加入单体浓度配制一定气液比及浓度4 000×10-6聚合物体系，分别放入A，B中间容器中；（其中体系分为A剂和B剂两部分，在一定的温度下，A剂和B剂接触产生气体和泡沫）；饱和岩心，测量孔隙体积，放入夹持器中；分别对两组岩心进行水测渗透率及原油饱和，向岩心中注入原油至夹持器出口端持续出油为止，驱替出水的体积即为饱和原油体积（65 ℃条件下，原油黏度75 mPa·s）；分别对两组岩心进行水驱，高、低渗岩心驱替出饱和原油体积的90%和70%；连接设备流程，混相驱并联岩心驱油工艺流程如图1，岩心加环压（3号泵跟踪压差5 MPa）；1号泵和2号泵分别以0.5 mL·min-1顶替A，B中间容器，A剂和B剂在管线及岩心中混合产生气体和泡沫，驱替高低渗岩心中剩余原油。

图1 并联岩心混相驱油注入工艺流程

2 混相驱体系驱油机理

2.1 阻力系数（RF）

阻力系数是指相同流量下混相驱通过岩心两端压差与注入清水时岩心两端压差之比，是评价混相流体注入性能的重要指标。对于混相驱油体系，通过注入不同流体至压力稳定时为止，分别记录不同流体通过岩心的压差。

2.2 并联岩心中内部流体化学反程度计算

并联管岩心内部化学反应程度计算是通过物质平衡方程，在标准状态（0 ℃，0.1 MPa）下实际生成气量推算在实际状态下的理论生成气量。

3 实验结果分析

3.1 混相驱流体注入性能评价

通过改变混相驱体系的浓度，分别配制气液比1∶5和2∶5的混相驱体系，在不同气液比时，在混相驱体系中加入一定量的催化剂，评价混相流体分别在不同渗透率岩心中的注入性。

图2 加催化剂气液比1∶5时注入PV数与阻力系数关系曲线

图3 加催化剂气液比2∶5时注入PV数与阻力系数关系曲线

由图2-5注入PV数与阻力系数关系曲线可以看出，在驱替实验过程中，随着混相驱体系的不断注入，渗透率越低，阻力系数越大，渗透率越高，注入性越好；在混相驱体系中加入催化剂时，气液比1∶5和气液比2∶5体系在注入过程中，由于在一定温度下，伴随气体及泡沫的大量产生，压力上升更加明显，表现为更强的封堵性能；混相驱体系气液比越小时，体系注入后相对高气液比体系产生的气体和泡沫量少，表现为更好地注入性。

在不同气液比，加入催化剂条件下：相同岩心渗透率下，气液比1∶5比气液比2∶5体系阻力系数小，由于体系中产生大量气体及泡沫，注入压力大，主要体现在气体、泡沫以及聚合物对孔隙的封堵，气液比1∶5较气液比2∶5阻力系数低，主要是气液比2∶5时产生更多的气体及泡沫，具有更高的阻力系数；

3.2 气液比及催化剂条件下的驱油效率

不同的气液比和催化剂加量影响混相驱体系的气体量生成，并且影响泡沫破灭的速率，对泡沫在多孔介质中的渗流阻力及采收率的提高有着重要影响。

在2 000 mD渗透率岩心中，温度65 ℃条件下，饱和原油，然后以0.5 mL·min-1的流速进行水驱，水驱至含水率98%，出口端加回压10 MPa，再以同样的注入速度进行混相驱体系的注入和后续水驱，通过模拟不同气液比及体系中催化剂的加入来研究混相驱体系在多孔介质中的驱油规律。

通过图4的实验结果可以发现，气液比2∶5并且加入催化剂时，混相驱体系具有最大驱油效率，提高驱油效率可达27.1%，主要是在此条件下的体系中相对生成最大量的气泡，在岩心中形成较高强度的封堵能力。并且气液比1∶5加入催化剂体系的驱油效率高于气液比2∶5不加催化剂体系，可以说明，体系中催化剂的加入相对气液比的改变更容易影响体系中气泡的生成，当气液比1∶5不加催化条件下，主要是由于体系注入后生成的气泡量较少，泡沫分散在聚合物或者液相中，相互接触的气泡量较少，不能形成较高程度的封堵和提高液流转向的能力。

图4 不同气液比和催化剂条件下各阶段的驱油效率

3.3 混相驱流体驱油性能评价

通过进一步优选，选择气液比2∶5及加入催化剂的混相驱油体系在不同渗透率极差条件下进行驱油实验，模拟混相驱体系在非均质油藏中的驱油性能。首先分别对不同极差的岩心中的高渗和低渗进行前期水驱，驱油至含水率98%左右，然后将高低渗透岩心管并联进行体系注入及后续水驱（驱替的注入体积倍数为高低渗透岩心的总孔隙体积）。

表1 不同渗透率极差下混相驱实验参数

从图5-7曲线中可以看出，前期水驱过程中，岩心渗透率越大，驱油效率越高。

图5 渗透率极差为8时各阶段驱油效率及产液量

图6 渗透率极差为15时各阶段驱油效率及产液量

在混相驱体系注入过程中，不同渗透率极差下，体系注入对高渗透率岩心的驱油效果更为明显，并且极差越大，高渗岩心的驱油效率提高更为显著，主要是由于在并联岩心驱替过程中，混相驱体系更容易进入高渗岩心，混相驱体系中的聚合物对高渗透率岩心中的优势通道进行封堵，而此时的泡沫体系发生转向，主要对高渗岩心中未被前期水驱波及的原油饱和区进行驱替，在体系的不断注入过程中，高渗岩心逐渐被封堵，当封堵程度达到一定的程度且渗透率低于低渗透岩心渗透率时，驱油体系发生剖面反转，开始进入低渗岩心中，主要对低渗透率岩心进行驱替，低渗透率岩心中的驱油效率提高。

图7 渗透率极差为30时各阶段驱油效率及产液量

表2 不同渗透率极差下混相驱实验结果

在后续水驱过程中，从图5-7及表2可以看出，极差越大，低渗透岩心中在后续水驱过程中，驱油效率提高更加明显。并且从图5-7中的岩心分流量可以看出，不同极差的并联岩心中，体系刚开始注入时更容易进入高渗透率岩心中，并且岩心渗透率越高，高低渗透率岩心产液量发生转向需要注入的混相驱体系的体积倍数更大。由于混相驱体系首先进入高渗透岩心，对高渗透岩心不断地进行封堵和驱替，随着体系的注入量不断增加，当高渗透岩心封堵程度接近低渗透岩心渗透率，甚至低于低渗透岩心渗透率时，后续注入的体系进入高渗岩心的量与岩心的渗透率有关，渗透率越高，需要注入的体系量越多，体系注入完成后，岩心中饱和的油被驱替出来，后续水驱主要向低渗透率岩心中，驱替低渗岩心中的剩余油。

4 结 论

1）通过对混相驱体系的注入性评价中发现，相同气液比条件下，岩心渗透率越小，混相驱体系的阻力系数越小，注入性能更好。气液比1∶5较气液比2∶5混相驱体系注入过程中阻力系数较小，注入性较好；

2）通过对不同气液比和催化剂条件下的混相驱体系进行优选，最终优选出气液比2∶5加入催化剂时的混相驱体系具有最佳驱油效率，可提高采收率达27.1%。

3）通过在不同极差渗透率下的驱油实验模拟非均质油藏混相驱体系的驱油效率，实验结果表明，渗透率极差越大，提高驱油效率越明显，在渗透率极差30时，最终提高驱油效率可达36.24%。

[1]王道富,李忠兴,赵继勇,等.低渗透油藏超前注水理论及其应用[J].石油学报, 2007, 28(6):78-81.

[2]杨默函,史謌,张祖波.储层条件下砂岩岩心驱替实验方法研究[J].北京大学学报:自然科学版,2006, 42(6):729-734.

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[7]巫光胜.自生气泡沫驱油性质实验研究[D].西南石油大学,2011.

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Study on Seepage Characteristics of Miscible Profile Control and Flooding Technology in Heterogeneous Reservoirs

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（COSL Oilfield Production Division, Tianjin 300459, China）

In view of the complex percolation mechanism and oil displacement characteristics of gas-liquid two-phase in the reservoir, the injectivity and oil displacement performance of gas-liquid two-phase in different permeability cores under the condition of 0.5mL·min-1and 60 ℃were studied, and the permeability of the core was simulated when the gas-liquid ratio was 1∶5 and 2∶5 through the double pipe parallel displacement experiment under the core permeability contrast of 8, 10, 15, 20 and 30, the injectivity of miscible flooding system in the formation was studied under the core permeability contrast of 8, 15 and 30，the displacement effect of miscible flooding system in the hierarchical formation was evaluated. The experimental results showed that,miscible system could effectively seal high-permeability layer, had good plugging performance, and effectively displaced the crude oil in low-permeability layer. When the permeability contrast was 30, the oil displacement efficiency was increased by 36.24%. The seepage characteristics and adaptability of miscible flooding process in the reservoir were analyzed, and the miscible displacement parameters were optimized for miscible displacement, which could provide some guidance for increasing oil production by miscible displacement in the field.

Miscible drive; Double pipe parallel connection; Gas liquid ratio; Permeability contrast; Parameter optimization

2020-07-06

吴豹（1992-），男，采油工程师，硕士，湖北省荆州市人，2018年毕业于长江大学油气田开发工程专业，研究方向：提高采收率及海上增产技术。

常振（1988-），男，采油工程师，硕士，研究方向：油田化学及提高采收率。

TQ022.4

A

1004-0935（2020）11-1352-05