聚驱后自适应驱油体系注入参数优化

刘 丽，马映雪，曹瑞波，周士新，李志浩

（1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318；2.大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）

文献[1]表明，在国内各大油田，聚合物驱后油藏最终采收率可达40%～50%，仍有约50%的剩余油滞留地下。储层经过聚合物驱和后续水驱的长期冲刷，其非均质性更加严重，存在优势渗流通道发育的问题[2-5]。聚合物驱油效率降低，储层的驱油条件甚至比聚合物驱前还要苛刻。为此，聚驱后的接替技术是研究人员针对各油田实际情况需要考虑的问题。目前油田采用的常规三次采油方法主要有聚合物驱、二元复合驱和三元复合驱等[6-7]。针对聚驱后储层形成优势渗流通道低效循环的问题，首要方法是运用深部调剖技术扩大波及体积，而单一溶液匹配性受到限制，存在串流问题，所以本文将在三元体系中加入预交联凝胶颗粒（PPG），对优势渗流通道进行调堵。

PPG 是一种新型深部液流转向剂，由聚合物单体、交联剂及其他添加剂进行交联，然后经烘干、粉碎、筛分形成，具有地面交联、施工方便、耐温耐盐性好等优点。PPG 在水中水化分散后，形成分散的黏弹性球状微粒，其具有一定的体膨性[8-10]。注入到地层孔隙后，在近井地带，由于压力梯度较大，微粒在较大的孔隙中运移；随着微粒向前运移，压力梯度减小，微粒停止运移并在大孔道中堆积，对大孔道形成封堵，使注入液转向小孔隙，从而扩大波及体积，提高采收率[11-12]。

自适应驱油体系是一种新型驱油体系，由PPG与三元体系复配而成，是由固体颗粒与溶液混合的固液组合。固体颗粒针对高渗通道，液体针对中低渗层，从而达到扩大波及体积的效果。“自适应”是指在调驱过程中，根据油藏孔隙特征以及地层流体特征变化，自动调节自身成胶性能以及不同尺度孔隙的可注入性能等，实现最佳调驱效果的目的[13-14]。

大量研究表明[10-15]，大庆油田油水条件下，三元复合体系中碱的最优质量分数为1.2%，表面活性剂的最优质量分数为0.3%，在自适应驱油体系中的碱和表面活性剂也采用上述质量分数。自适应驱油体系中PPG 质量浓度与聚合物溶液的质量浓度涉及到与储层的匹配性，关系到驱油效果，是影响驱油效果最关键的因素，需要对自适应驱油体系这两个参数进行优化。本文通过室内实验来研究确定聚驱后自适应驱油体系的最佳质量浓度。

1 自适应体系驱油机理

鉴于自适应驱油体系的组成，根据压力自由分配原理，大小为毫米级的PPG 颗粒针对的是大孔道，未成胶前首先进入阻力较小的大孔隙等渗流优势通道，进入地层深部以后，随着黏度的升高，对高渗层或大孔道起到调堵作用，增大其渗流阻力，迫使后续注入微米级的三元体系改变流动方向，进入未被波及的中低渗透层，扩大中低渗层波及体积，实现液流转向，达到提高中低渗层采收率的效果，驱油机理如图1 所示。未参与交联的聚合物溶液能够增大驱替液黏度，可降低水油流度比，避免水驱前缘指进，可驱替出水驱未波及剩余油和簇状残余油[16-17]。

图1 自适应体系驱油机理Fig.1 Oil displacement mechanism of adaptive system

2 实验部分

2.1 实验试剂与仪器

大庆联合站外输原油；模拟油(原油与航空煤油混配，45 ℃下黏度为 9.8 mPa⋅s)；大庆炼化公司石油磺酸盐（质量分数为0.3%）；大庆炼化公司水解聚丙烯酰胺(相对分子质量分别为（1 200～1 600）×104、2 500×104，水解度为25%）；中国石油大庆炼化公司生产试剂碱(Na2CO3)；大庆油田采油一厂清水、回注污水；模拟地层水，矿化度为6 778 mg/L；大庆勘探开发研究院自行研制PPG。

实验仪器：ISCO 计量泵、布什黏度计、2XZ-8 直连高速旋片式真空泵、YP-B2003 型电子天平、活塞容器、人造岩心及恒温箱等。

2.2 实验物理模型

流动实验所用物理模型为一维均质长岩心，渗透率为 2 000×10-3、4 000×10-3μm2，岩心尺寸为1 000 mm×45 mm×45 mm，模型如图2 所示。

图2 一维均质长岩心模型Fig.2 One dimensional long homogeneous core model

参数优化实验：实际储层的高、中、低渗层是不等厚的，为模拟实际储层，本实验使用300 mm 长的三管不等厚并联模型，高、中、低渗层渗透率分别为4 000×10-3、2 000×10-3、500×10-3μm2，总 厚 度83 mm（高渗层18 mm、中渗层45 mm、低渗层20 mm），模型示意如图3 所示。

图3 三管并联岩心模型示意Fig.3 Three pipe parallel core model diagram

2.3 实验方案

2.3.1 流动实验方案 空白岩心水驱至压力稳定+自适应驱油体系流动实验至压力稳定+后续水驱流动实验至压力稳定。

分别向渗透率为 4 000×10-3、2 000×10-3μm2的一维长均质人造岩心注入不同质量浓度的自适应体系，其质量浓度分别为 200、300、400、500 mg/L的PPG 溶液分别与1 400 mg/L 的聚合物组合而成，进行自适应驱油体系流动实验，实验过程中观察压力变化。

2.3.2 参数优化实验方案 对三层非均质浇铸岩心进行三注三采实验，水驱至含水率98%+聚驱0.57 PV（质量浓度1 000 mg/L）+后续水驱至含水率98%+0.5 PV PPG/三元自适应驱油体系（聚合物，质量分数为0.3%的石油磺酸盐，质量分数为1.2% 的 Na2CO3）+0.2 PV 等 黏 度 聚 合 物 保 护 段塞+后续水驱至含水率98%。

聚合物质量浓度分别选取1 000、1 200、1 400 mg/L，PPG 质量浓度分别选取 200、300、400、500 mg/L,进行排列组合，设计12 组实验方案，优选出自适应驱油体系配方。

2.4 实验步骤

2.4.1 流动实验步骤 （1）使用真空泵抽空岩心至压力-0.1 MPa。（2）利用手摇泵将注入水注入抽空岩心，计算岩心孔隙度。（3）将配置好的PPG 溶液放入活塞容器中，按照实验方案驱替，以ISCO 泵0.3 mL/min 的注入速度将活塞容器中的驱替介质注入岩心中，固定时间间隔，记录各测压点压力值。

2.4.2 参数优化实验步骤 实验步骤（1）、（2）同2.4.1 流动实验。（3）设置 ISCO 泵流速为 0.5 mL/min，将模拟原油注入饱和水后的岩心中，计量出口端出水量，当出口端不再出水时，计算含油饱和度，并将岩心老化12 h。（4）设置ISCO 泵流速为0.5 mL/min，根据2.3.2 中的实验方案注入相应驱替介质，计量出液量、出油量等参数。

3 实验结果与分析

3.1 注入端压力的变化分析

模型注入端压力随注入孔隙体积倍数变化如图4 所示。由图4 可知，不同质量浓度的PPG 溶液注入不同渗透率的岩心后，压力急剧增加至一定高度后趋于稳定，说明质量浓度为200、300、400、500 mg/L 的PPG 溶液与质量浓度为 1 400 mg/L 的聚合物溶液是可以注入的。由此，PPG 溶液与质量浓度为1 000、1 200 mg/L 的聚合物溶液组合而成的自适应体系均可注入该渗透率储层。

图4 模型注入端压力随注入孔隙体积倍数变化曲线Fig.4 Variation curve of injection end pressure with multiple of injected pore volume

3.2 聚合物和PPG 质量浓度参数优化

图5 为采收率提高值与聚合物质量浓度和PPG质量浓度关系。图5（a）所示，4 种 PPG 质量浓度条件下，聚合物质量浓度为1 000～1 200 mg/L 聚驱后采收率提高值增幅较大，聚合物质量浓度为1 200～1 400 mg/L 聚驱后采收率提高值增幅变缓或稍有下降。在相同聚合物质量浓度条件下，PPG 质量浓度为400、500 mg/L 时的采收率提高效果高于200、300 mg/L 时的效果（见图5（b））。

当 PPG 质量浓度为 300、400、500 mg/L 时，自适应驱油体系中聚合物的质量浓度越高，聚驱后采收率越高。这是因为聚合物质量浓度越高，复配成的自适应驱油体系的黏弹性越大，对聚驱后高渗透层的封堵效果越好，更加便于体系中的表面活性剂发挥乳化携带作用。另外，如图5 所示，在PPG 质量浓度为500 mg/L、聚合物质量浓度为1 400 mg/L时,采收率提高值要略高于最优配方,但是聚合物用量较多，从经济方面不建议采用。总体来说，在PPG 质量浓度为400 mg/L、聚合物质量浓度为1 200 mg/L 时可取得最佳驱油效果，该配方条件下聚驱后采收率可提高18.2%，本文将其定为自适应驱油体系最优配方。

图5 采收率提高值与聚合物质量浓度和PPG 质量浓度关系Fig.5 Relationship curve between EOR and polymer concentration and PPG concentration

图6 为在聚合物质量浓度为1 200 mg/L 时，不同PPG 质量浓度下高中低渗层的累积吸液比例柱状图。由图6 可知，当PPG 质量浓度为400 mg/L时，相比 200、300 mg/L 质量浓度的 PPG，中、低渗层的累积吸液比例显著增高，而高渗层的累积吸液比例显著下降；PPG 质量浓度为500 mg/L 时，中、低渗层的累积吸液比例增高并不明显，高渗层的累积吸液比例下降也不明显。

图6 不同PPG 质量浓度下高中低渗层的累积吸液比例Fig.6 Cumulative imbibition ratio of high,medium and low permeability layers under different PPG concentrations

上述实验结果可证明，在本实验条件下，优选出自适应体系中聚合物的最佳质量浓度为1 200 mg/L，PPG 最佳质量浓度为400 mg/L。

3.3 优选后的动态开采曲线分析

图7 为优选出的自适应体系分流率和动态开采曲线。由图7 可知，前期的水驱、聚驱等阶段采出油主要来自高渗层，而在自适应复合驱初始阶段，由于PPG 颗粒大部分进入高渗透层，将打破孔喉内的压力平衡，使高渗透层分流率迅速下降，压力不断上升，迫使注入三元聚合物进入那些在正常水驱或聚驱条件下不能进入的微小孔隙，驱替其中的剩余油，实现调驱的目的。因此，中低渗透层分流率迅速上升，直至段塞阶段结束，此阶段的采收率主要来自中低渗层的剩余油。随着注入PV 数的增加，到后续水驱，PPG 颗粒开始进入中渗层，使中渗层的分流率大幅降低，而高低渗层分流率显著增加。

图7 优选出的自适应体系分流率和动态开采曲线Fig.7 Shunting rate curve and dynamic mining curve of the optimized self-adaptive system

图8 为优选参数后的各层分流率和采收率对比。由图8 可知，在自适应复合驱结束后（包括段塞结束），由于PPG 颗粒大量进入高渗层，对高渗层起到封堵作用，与聚驱结束时刻相比，其分流率显著降低30.70%，同时迫使液流转向，扩大了中低渗层的波及体积，使低渗层分流率增高20.07%，且低渗层采收率明显升高9.49%，中渗层采收率升高5.08%，而高渗层采收率增幅较小，仅有3.63%。

图8 优选参数后的各层分流率和采收率对比Fig.8 Comparison of flow diversion rate and oil recovery of each layer after optimization of parameters

为了聚驱后进一步提高油藏采收率，本文对自适应体系的注入参数进行了优化，优化后的驱油体系展现出较好的效果。针对聚驱后进一步提高采收率，大庆油田已进行了高质量浓度聚合物驱技术尝试。目前该技术已在矿场应用中表现出较好的效果。本文所用体系较高质量浓度聚合物驱而言可大幅降低聚合物用量，因此具备工业推广价值。

4 结 论

（1）自适应体系的流动实验表明，聚合物质量浓度选取1 400 mg/L、PPG 质量浓度在200～500 mg/L 的自适应驱油体系可以顺利通过渗透率分别为 4 000×10-3、2 000×10-3μm2的均质岩心。

（2）物理模型实验表明，自适应体系的最佳配方为 400 mg/L PPG+1 200 mg/L 聚合物（2 500 万相对分子质量）+1.2%Na2CO3+0.3%石油磺酸盐。与中分聚驱相比该配方使高渗层的分流率降低30.70%，中低渗层的分流率增加21.07%。

（3）与聚驱相比，自适应驱油体系驱提高采收率18.20%，其中低渗层采收率提高值最大，达到9.49%，中渗层采收率提高5.08%，而高渗层采收率增幅较小，仅3.63%，可见优选体系可以起到较好的调剖作用。