海上油田聚合物驱延长高效机理实验研究

2022-05-16靳宝光

复杂油气藏 2022年1期

靳宝光

（中国石油长城钻探工程有限公司，北京 100101）

随着不断的国家专项科技攻关，聚合物驱在渤海油田部分油藏已经进入工业化应用阶段［1-3］，在化学驱高效开发新模式［4］的指导下积累了宝贵的提高采收率技术和经验［5-8］。但实际注聚开发状况和预期效果存在较大差距的局限性原因在于地层中流体分布状况和储层非均质物性条件不断发生变化，注入聚合物体系的适应性逐渐变差，高效性难以持续［9-10］，尤其是在渤海聚驱油藏早期注聚［11-12］开发中更为突出。为此，本文从室内实验手段出发，研究不同黏度体系、不同转聚时机下聚合物对非均质多层油藏的驱油效果，深入分析影响聚合物适应性和高效性的关键原因，并在此基础上寻求通过改变注入方式来延长聚合物驱油高效性的可行性。

1 实验部分

1.1 实验材料与仪器

实验材料:聚合物AP-P4，平均分子量900×104，水解度34%。实验用水为模拟地层水，矿化度5 855 mg/L 左右。实验用油为模拟油，65 ℃下黏度为70 mPa·s。实验采用长方均质人造岩心，岩心尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，具体参数见表1。

表1 实验方案设计及岩心参数

实验仪器:①平流泵:流速范围为0.1～600 mL/h，控制精度为0.01 mL/h，用于驱替实验恒、变速控制；②Welch Duo—Seal Vacuum Pump1402 型真空泵；③自控恒温箱；④压力传感器:最大量程为0.2 MPa，精度为0.001 MPa；⑤BROOKFIELD DV-II+Pro型布氏黏度计:用于测定聚合物黏度；⑥BS223S 型电子天平:Max=220 g，d=0.001 g；⑦IKA RT10 进口磁力搅拌器:用于聚合物溶液的配制；⑧岩心夹持器；⑨中间容器，包括气瓶、容器等。

1.2 实验流程

实验流程如下:①烘干岩心，待冷却后测定孔隙度、渗透率数据；②岩心抽真空4 h，然后饱和地层水并放置12 h 以上，测饱和度；③水测各岩心渗透率；④将岩心饱和模拟油，计算含油饱和度，老化12 h；⑤恒温65 ℃状态下进行驱替:水驱至一定含水左右，注入聚合物溶液0.6 PV，后续水驱至含水98%以上。

2 不同黏度单一聚合物段塞驱替效果

以海上某聚驱油藏实际渗透率特征为基础，在高含水期（含水率80%）转注聚合物，研究了在单一段塞注入方式下不同黏度聚合物注入体系对采收率的影响，结果见表2。

表2 不同黏度单一段塞实验结果

对比不同黏度聚合物溶液对岩心的动用状况发现，并非黏度越高，聚合物驱阶段采出程度就越高，随着聚合物黏度的增大，采出程度由低黏时的15.12%提高到中黏时的17.37%，然后又下降到高黏时的16.72%，降幅明显。对于高渗岩心来说，聚合物黏度越高，提高采收率幅度越大，从低黏到高黏聚驱采出程度增幅依次为14.89%，16.09%，24.96%，而对于低渗岩心来说，高黏体系对其动用程度大大降低，采出程度仅为6.64%，显著低于低黏和中黏体系的动用效果。

引入分流率，定义为高（低）渗透率岩心的产液量与总产液量的比率。分别统计高渗、低渗岩心产液量随时间变化数据，进一步通过计算转化成分流率随注入倍数的变化关系，如图1所示。

图1 注入不同黏度聚合物段塞分流率曲线

水驱注入倍数为1 PV 左右时开始注入聚合物，分流率曲线呈现以下规律:1）注聚初期依靠聚合物的调剖作用，高渗岩心吸液比例下降，低渗岩心吸液比例有所增加，但增加到一定程度之后又开始出现下降，而高渗岩心吸液比例开始回升，此时注入体系的高效性变差；2）随着注入聚合物黏度的增加，高效性变差时机提前。低黏体系下高效性变差发生在注聚结束阶段，即注入聚合物0.6 PV 左右，而高黏体系下发生在注聚0.4 PV左右。

分析其原因:注聚初期，即聚合物驱见效阶段，聚合物溶液首先进入渗透性较好的高渗岩心，并在高渗岩心内部起到孔隙之间的调剖作用；但在聚合物进入高渗岩心的同时，聚合物分子在孔壁上的吸附滞留降低了聚合物溶液的有效流动半径，加之聚合物溶液本身黏度较大引起的黏滞阻力增大，使得聚合物溶液在高渗岩心的渗流阻力大大增加，这就迫使注入聚合物开始进入低渗岩心，低渗岩心吸液比例开始增加，在分流率曲线上表现为低渗岩心的分流率增大。随着聚合物不断进入低渗岩心，低渗岩心内部同样会发生吸附滞留和黏滞阻力增大，进而引起渗流阻力增加，当渗流阻力大到一定程度，低渗岩心的渗流阻力增大速度超过高渗岩心的渗流阻力增大速度，聚合物溶液又重新倾向于进入高渗岩心，使得低渗岩心的吸液比例出现回落，在分流率曲线上表现为低渗岩心的分流率达到一定峰值后开始出现下降。

因此，注入体系高效性变差其实是由于储层纵向非均质而引起的驱动压力和渗流阻力在高低渗层间的动态平衡所引起。开始阶段，高渗层渗流阻力小，低渗层渗流阻力大，在原始驱动压力下，聚合物溶液进入高渗层的比例要远大于进入低渗层的比例，使得高渗层渗流阻力上升速度远大于低渗层；驱动压力增加，聚合物溶液开始更多地进入低渗层，低渗层渗流阻力上升速度不断变大，而高渗层渗流阻力上升速度不断减小，当低渗层渗流阻力上升速度超过高渗层时，为保持压力平衡，迫使更多聚合物溶液流回高渗层。

在给定的储层非均质性条件下，注入单一高黏聚合物段塞对保持聚合物的高效性是不利的，但从另一方面来说如果能够通过对注入参数进行优化或者对注入方式进行改变，而使得在充分发挥高黏体系调剖作用的同时，又能延缓高效性变差时机，延长聚合物驱高效性的潜力是很大的。

3 不同转注聚时机单一聚合物段塞驱替效果

保持注入聚合物溶液黏度不变，分别考虑中含水期和高含水期两种转注聚时机，通过实验对比在单一段塞注入条件下的驱替效果。

实验结果见表3。

表3 不同转注聚时机实验结果

对比不同时机转注聚方案对岩心的动用状况发现，晚期转注聚效果略优于中期转注。主要差别在于，中期转注聚对于高渗岩心的整体采出程度增幅明显，由74.39%提高到82.58%，反观低渗岩心聚驱后的整体采出程度却由晚期注聚时的37.67%下降到29.27%。纵向动用的不均衡性加剧，低渗岩心的动用程度存在进一步优化的空间。

绘制中期转注聚实验的高、低渗岩心分流率曲线，见图2。可以看出，中期转注聚实验方案同样出现了高效性变差的结果，而且变差时机较晚期注聚大大提前，大约在注入聚合物0.3 PV 左右。分析原因在于，注聚时机由含水晚期提早为含水中期，意味着注聚时高渗岩心中的含油饱和度较高，渗流阻力更大，导致驱动压力变大，聚合物更早进入低渗岩心且吸液比例大大增加，吸附滞留量和黏滞阻力对低渗岩心影响更为明显，使得低渗岩心的渗流阻力上升速度更快地超过高渗岩心，为保持压力平衡，迫使聚合物溶液更早地流回高渗岩心。

提早注聚时机虽然对于均衡动用非均质储层而言是不利的，但却有利于油墙的尽早形成，从而获得理想的见效强度，如果能够通过对注入参数进行优化或者对注入方式进行改变，而使得在充分发挥早期注聚强化见效作用的同时，又能延缓高效性变差时机，那么延长聚合物驱高效性的潜力同样是很大的。

4 不同黏度组合段塞驱替效果

通过上述驱替实验，已经认识到在单一段塞注入方式下，无论是何种黏度体系或者何种转聚时机，都不能满足进一步改善产出剖面、延长聚合物驱高效性的需求，因此，研究双段塞组合注入方式的驱替效果，设计“先低黏+后高黏”和“先高黏+后低黏”两种段塞组合方式，结果见表4。

表4 组合注入实验结果

与单一段塞注入相比，双段塞组合注入的优势主要体现在低渗岩心的采出程度得到极大提高，采出均在20%以上，而高渗岩心的采出程度有所下降主要是受到进入高渗岩心的聚合物总量减小的影响。两种组合方式相比较，先高黏后低黏的聚驱效果优于先低黏后高黏，聚驱采出程度高出2%左右。

绘制双段塞组合注入方式下的分流率曲线，如图3所示。

图3 组合段塞聚合物驱分流率曲线

双段塞组合注入方式有效地延长了注入体系的高效性。双段塞注入延长高效性机理为:先后注入不同黏度体系的聚合物溶液会使驱动压力和渗流阻力在高低渗岩心间的动态平衡经历二次调控，从而减缓了低渗岩心的渗流阻力上升速度，低渗岩心的吸液总量增加。相比而言，先高黏后低黏组合注入方式更具优势的原因在于前置高黏段塞可以起到更好的调剖作用，使后置低黏段塞更多地进入低渗岩心发挥驱油作用。