组合调驱提高采收率技术实验研究

2021-09-21王宏申张志军石端胜陈增辉肖文凤

复杂油气藏 2021年2期

王宏申，魏俊，张志军，石端胜，徐良，陈增辉，肖文凤

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452）

组合调驱是基于提高波及体积和驱油效率的驱油机理理念，将两种及以上的具有不同功能的调剖剂与驱油剂以最优的组合方式进行驱替，协同增效，以提高原油采收率为目的的EOR技术。与单一体系驱相比，组合调驱结合了各体系的优势并能使其发挥出更大的作用。目前已对组合调驱技术驱油机理开展了一些研究［1-6］，并在现场得到应用［7-11］，取得一定效果，但结果表明该技术仍不够成熟和完善，在组合调驱段塞组合方式、各段塞用量等方面仍缺乏研究。本文利用多功能组合调驱物理模拟实验装置，开展室内驱油实验，对组合调驱提高采收率机理、段塞组合方式和各段塞用量进行研究，为海上油田调剖调驱技术的发展提供借鉴。

1 实验

1.1 实验材料

实验用水为模拟地层水，矿化度8 060 mg/L，Ca2+、Mg2+含量468 mg/L，油为原油与煤油稀释配制的模拟油，65℃条件下黏度为89 mPa·s。聚合物凝胶体系为0.25%线性聚合物（分子量1 400×104以上）+0.4%酚醛树脂交联剂+0.04%助剂，65℃下初始黏度为56 mPa·s，成胶后体系黏度为3.75×104mPa·s。纳米微球浓度为0.3%，初始粒径中值为445 nm，3～5 d后体积膨胀倍数为15倍左右，预交联颗粒浓度为0.05%，初始粒径中值为30µm，3～5 d后体积膨胀倍数为6倍左右。表面活性剂为阴离子型，浓度0.3%，油水界面张力6.5×10-3mN/m。

1.2 实验设备

采用多功能组合调驱物理模拟实验装置（见图1）进行三维模型的填制，以实现多个测压点的压力实时采集分析。模型尺寸为30 cm×30 cm×4.5 cm，渗透率为1 200×10-3µm2左右，采用一注一采方式，注采井分布在模型对角两端。装置主要由平流泵（1）、真空泵（2）、阀门（3）、中间容器（5）、（6）、（7）、（8）、数字压力表（9）、计算机（14）、自动取样器（11）、组合调驱物理模型（10）和恒温箱（15）组成。

图1 实验装置

1.3 实验方案及流程

实验方案见表1，所有方案总注入量均为0.3 PV。

表1 驱油实验方案

方案1～3为单一堵（聚合物凝胶）、调（纳米微球/预交联颗粒）、驱（表面活性剂）段塞驱油实验。方案4～5为堵调驱段塞组合方式优化实验，各段塞用量为0.1 PV。方案6～8为堵调驱段塞用量优化实验。实验温度恒定为65℃。

实验步骤如下：

（1）填制模型；

（2）抽真空、饱和水，水测渗透率，计算孔隙度；

（3）饱和模拟油；

（4）一次水驱至含水75%，记录水驱过程中的压力场，并计算此时水驱采收率；

（5）注入0.3 PV的组合调驱体系（聚合物凝胶候凝3 d，纳米微球/预交联颗粒注入后静置膨胀3 d）；

（6）进行后续水驱，记录过程中压力场，并计算最终采收率。

2 实验结果与分析

2.1 不同段塞组合驱油效果

从表2可以看出，聚合物凝胶、纳米微球/预交联颗粒和表面活性剂的组合驱油效果明显好于单一段塞驱，相比水驱最高提高采收率38.75%，说明组合调驱提高采收率技术能够充分发挥聚合物凝胶封堵水流优势通道，纳米微球/预交联颗粒深部液流转向及表面活性剂提高驱油效率的协同作用，从而大幅提高驱油效果。

表2 不同段塞组合驱油实验结果

对比方案1～5实验结果可知在窜流通道形成后，必须先用高强度聚合物凝胶进行水流优势通道的封堵，才能取得较好的提高采收率效果，单独注入或先注入“调”、“驱”段塞都不能取得最优效果，说明此开发阶段油藏提高采收率更侧重于注入流体波及体积的扩大，在此基础上协同驱油效率的提高，才能最大程度改善油藏开发效果。

对比方案4，7，8实验结果可知，适当提高“堵”段塞用量，可进一步提高采收率，但聚合物凝胶段塞用量过大时，一方面会进入中低渗透层，造成储层污染，导致后续流体注入压力高，注不进等问题，另一方面也会增加施工成本，降低技术经济效益。当窜流通道得到有效封堵后，“调”段塞能够进一步封堵次级水流通道，促进后续流体在油藏深部转向，最大程度提高波及体积。

2.2 单一段塞注入含水率及压力场特征

从图2、图3可以看出，注入聚合物凝胶和纳米微球/预交联颗粒体系后，注入端压力上升明显，形成较均衡的压力场分布。注采井间窜流通道得到封堵，后续注入流体进入两侧波及较少区域，驱替原油到达油井，提高采收率机理主要体现在后续流体的扩大波及。

图2 单一段塞注入压力场分布（蓝点为注入井，红点为生产井）

图3 单一段塞注入含水率曲线

两种体系注入后都有封堵的效果，压力场图显示从注入端到采出端，压力是逐渐降低的，注入端压力高就会使后续的注入流体进入压力低的区域，起到扩大波及体积的作用，压力高低的不同致使“堵”和“调”的波及体积不同，从而导致了采收率的不同。由于聚合物凝胶封堵作用更强，因此“堵”的压力大于“调”，含水率下降幅度更大，提高采收率幅度更高。而“驱”的压力场在注采井之间有明显的低压驱，表明注入表面活性剂后，注采井间窜流通道依然存在，后续注入流体仍会沿着这个通道流动，降低通道中的剩余油饱和度，提高采收率机理主要体现在对水流通道中剩余油的驱洗，不能提高波及体积，因此含水率没有明显下降。

2.3 不同段塞组合方式含水率及压力场特征

从表2可以看出，堵调驱段塞组合方式驱油效果更好，比调驱堵段塞组合提高采收率6.01%。从图4、图5可以看出，一次水驱结束时，注采井间为低压条带，两侧压力较高，说明此时已形成水流优势通道，对应油井含水75%，见图6。对比不同段塞组合方式调驱体系注入后压力场（b1、b2）的分布可知，按照堵调驱段塞组合注入后，注入端压力上升明显，并在注采井垂直方向形成近似等压条带，窜流通道得到有效封堵，形成近活塞式驱替，并持续到后续水驱。反映在含水率曲线中，含水降幅更大，含水漏斗宽度更大。说明在水窜通道形成后，堵调驱段塞组合方式能够充分发挥三者之间的协同作用，先利用聚合物凝胶封堵水流优势通道，然后利用纳米微球/预交联颗粒进入次级孔吼，通过它在孔喉处不断“堆积—堵塞—压力升高—变形通过”，促使后续流体转向，进一步扩大波及，最后注入表面活性剂，降低油水界面张力，提高波及区域驱油效率，从而大幅提高采收率。

图4 堵调驱段塞组合不同时刻压力场分布

图5 调驱堵段塞组合不同时刻压力场分布

图6 不同段塞组合方式下含水率曲线

2.4 不同堵调驱段塞用量注入压力及含水率

从图7可以看出，随着聚合物凝胶段塞用量的增加，注入压力上升明显，增加纳米微球/预交联颗粒段塞用量会提高注入压力的峰值。注入表面活性剂段塞后，注入压力明显下降。从图8可以看出，按照15%堵+60%调+25驱的段塞用量方式注入，含水下降幅度最大，降水漏斗持续时间更长，方案8相比方案6提高采收率8.05%，说明在水流优势通道形成后，需要优先进行窜流通道的封堵，适当增加堵段塞的用量，但聚合物凝胶用量过大，也会导致后续注入压力高，注不进的问题。