李保振, 康曉東，張 健，唐恩高

（1. 海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028； 2. 中海油研究總院，北京 100028)

海上油藏變濃度聚合物驅(qū)剖面控制實(shí)驗(yàn)與應(yīng)用

李保振1，2, 康曉東1，2，張 健1，2，唐恩高1，2

（1. 海洋石油高效開發(fā)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 100028； 2. 中海油研究總院，北京 100028)

針對(duì)渤海強(qiáng)非均質(zhì)、中高粘油藏聚驅(qū)過程中低滲層吸液剖面初期改善，之后又變差的現(xiàn)象，首先通過巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)分析了聚合物溶液濃度對(duì)吸液剖面的影響規(guī)律；然后測(cè)試了高濃-低濃聚合物驅(qū)交替注入方式在非均質(zhì)油藏中的驅(qū)油效果。結(jié)果表明：通過在聚驅(qū)早、中期階段增加聚合物溶液的濃度，能夠?qū)Ω邼B層有效的封堵，增加注入壓力、顯著改善低滲層的吸液剖面。結(jié)合油田實(shí)例研究表明：在現(xiàn)場(chǎng)條件允許情況下，相同聚合物用量，采用高濃-低濃段塞聚合物驅(qū)方式相比恒濃度聚驅(qū)，能夠提高低滲層動(dòng)用程度，增加總體采收率約1%。

聚合物驅(qū)；剖面返轉(zhuǎn)；變黏度；交替注入

聚合物驅(qū)是陸地油田應(yīng)用廣泛的提高采收率方法，但在強(qiáng)非均質(zhì)性油田，注聚初期注入井“吸液剖面”得到改善，中低滲層相對(duì)吸水量增加；但注聚一段時(shí)間后會(huì)發(fā)生“吸液剖面返轉(zhuǎn)”現(xiàn)象，中低滲層相對(duì)吸水量又減少，影響了注聚波及效率和提高采收率效果。針對(duì)該問題的研究主要有：王冬梅等統(tǒng)計(jì)了大慶聚驅(qū)試驗(yàn)區(qū)注聚井吸水剖面，分析了現(xiàn)場(chǎng)聚驅(qū)吸液剖面返轉(zhuǎn)的類型和特點(diǎn)[1-3]；王冬梅等模擬研究了聚驅(qū)中“吸液剖面返轉(zhuǎn)”的影響因素[4]；韓培慧，曹瑞波等開展了剖面返轉(zhuǎn)機(jī)理分析與高低濃度及分子量聚合物交替注入技術(shù)研究[5～7]。本研究針對(duì)海上油田儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重、油質(zhì)較稠且開發(fā)周期短，聚驅(qū)過程中吸液剖面返轉(zhuǎn)問題更加復(fù)雜問題，開展了變濃度聚合物交替注入實(shí)驗(yàn)與數(shù)值模擬研究，包括高濃-低濃、低濃-高濃等變濃度聚合物段塞組合驅(qū)替實(shí)驗(yàn)；同時(shí)結(jié)合油田實(shí)例分析了變濃度聚合物交替注入技術(shù)改善海上油藏吸液剖面的效果，為海上油田聚驅(qū)優(yōu)化調(diào)整提供科學(xué)依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

本研究中利用室內(nèi)并聯(lián)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置對(duì)聚驅(qū)過程中剖面返轉(zhuǎn)現(xiàn)象進(jìn)行了實(shí)驗(yàn)研究，其中實(shí)驗(yàn)設(shè)備和流程主要包括：中間容器、恒速恒壓泵、壓力傳感器、巖心夾持器、實(shí)驗(yàn)巖心等。

根據(jù)渤海A油田的油藏與流體特點(diǎn)準(zhǔn)備了實(shí)驗(yàn)巖心、原油和聚合物，其中實(shí)驗(yàn)用脫氣原油黏度為27 mPa·s；巖心為模擬該油藏孔滲特征的人工巖心；實(shí)驗(yàn)用水為礦化度為1 679 mg/L的模擬地層水。實(shí)驗(yàn)采用的聚合物H在油藏溫度57 ℃下，經(jīng)巖心剪切后聚合物溶液的黏度隨濃度的變化見表1。

根據(jù)達(dá)西定律在滲透率級(jí)差確定的情況下，研究總流量在高、低滲透層中的動(dòng)態(tài)分配規(guī)律以及剖面返轉(zhuǎn)的機(jī)理，需要剖析各層阻力系數(shù)的變化規(guī)律[1,2]。采用1 500 mg/L濃度的聚合物H，利用恒溫箱保持實(shí)驗(yàn)溫度 57 ℃進(jìn)行不同滲透率巖心的驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，測(cè)試了其在不同巖心中的阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)（圖1）。可見，阻力系數(shù)與殘余阻力系數(shù)隨巖心滲透率增加而減小。主要原因?yàn)椋簬r心滲透率減小，聚合物分子有效尺寸與巖心孔道尺寸的比值增大，聚合物滯留率越大。因此，低滲層在飽和聚合物溶液后形成的滲流阻力較高滲層更大，這是造成剖面返轉(zhuǎn)的直接因素。

表1 聚合物H粘度-濃度關(guān)系數(shù)據(jù)Fig.1 Viscosity vs.concentration of polymer H

圖1 巖心阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)變化圖Fig.1 Resistance and residual resisitance factors vs. permeability.

2 聚合物濃度影響實(shí)驗(yàn)

采用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置流程開展了聚合物溶液濃度對(duì)于吸液剖面影響的實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)中采用渤海A油田應(yīng)用的聚合物H，利用恒溫箱在57 ℃下進(jìn)行同滲透率級(jí)差不同濃度聚合物的并聯(lián)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)過程：首先對(duì)實(shí)驗(yàn)巖心進(jìn)行水驅(qū)，直至高低滲巖心的吸液比及注入壓力穩(wěn)定，然后轉(zhuǎn)入聚合物驅(qū)過程，監(jiān)測(cè)吸液剖面變化動(dòng)態(tài)直至壓力面較為穩(wěn)定，最后轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)至注入壓力穩(wěn)定。

2.1 同巖心不同濃度聚合物連續(xù)注入實(shí)驗(yàn)

采用3組滲透率級(jí)差接近的并聯(lián)巖心（約為3.4倍），開展注入濃度500、1 500、2 500 mg/L不同濃度的聚合物驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖 2?？煽闯觯孩匐S著聚合物濃度增加，低滲層啟動(dòng)程度增大；吸液剖面返轉(zhuǎn)提前；②聚合物濃度較低時(shí)對(duì)低滲層影響更大，使低滲透吸液比較小，甚至小于初期注入的情況；③實(shí)驗(yàn)中高濃度聚合物驅(qū)時(shí)，出現(xiàn)低滲層吸液比與注水階段相近的現(xiàn)象。

圖2 不同聚合物溶液濃度下低滲層吸液比圖Fig.2 Injection ratio in tight layer under different polymer concentration

2.2 高-低濃聚合物交替注入實(shí)驗(yàn)

采用單一段塞方式，在油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)時(shí)容易發(fā)生吸液剖面返轉(zhuǎn)，聚合物溶液沿高滲透層突進(jìn)，造成低滲透層仍殘留大量剩余油，而高黏度聚合物驅(qū)會(huì)出現(xiàn)注入困難問題，有必要優(yōu)化聚合物驅(qū)注入方式，以達(dá)到改善多層非均質(zhì)油藏驅(qū)油效果的目的[8,9]。

采用巖心驅(qū)替裝置，將并聯(lián)巖心替換為三層非均質(zhì)巖心開展變黏度聚合物驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)采用根據(jù)目標(biāo)油田儲(chǔ)層特點(diǎn)制造的正韻律非均質(zhì)長(zhǎng)方巖心（30 cm×4.5 cm×4.5 cm），自上而下的滲透率分別為：300、900、3 000×10-3μm2。實(shí)驗(yàn)流程為：1）巖心抽真空后飽和模擬水；2）飽和油并老化72 h；3）水驅(qū)至產(chǎn)出端含水率大于90%；3）利用聚合物H分別以1 800/600和1 500/900 mg/L這2個(gè)濃度差組合開展0.15 PV高濃度段塞+ 0.15 PV低濃度段塞的聚驅(qū)實(shí)驗(yàn)；4）后續(xù)水驅(qū)至含水 95%停止實(shí)驗(yàn)。過程中分別記錄產(chǎn)液量、出水量、出油量、注入壓力，計(jì)算不同階段的含水率、與采出程度。

由圖3可看出，在聚合物用量相同前提下，1 800/600 mg/L的高濃度差聚驅(qū)實(shí)驗(yàn)相比1 500/900 mg/L濃度差聚驅(qū)實(shí)驗(yàn)，增加了前期段塞的濃度，其總體注入壓力相對(duì)高20%，采出程度較低濃度差實(shí)驗(yàn)提高1.4%?？梢?，高濃度差段塞聚驅(qū)方法，通過增加前期段塞的濃度、粘度，對(duì)高滲層形成有效的封堵，增加了注入壓力，改善了低滲層吸液能力和波及效率，可以獲得好聚驅(qū)增油效果與較高采收率。

圖3 變濃度聚驅(qū)實(shí)驗(yàn)不同階段注入壓力（左）與增加采出程度（右）對(duì)比圖Fig.3 Injection pressure (Left) and additional recovery (Right) under variable concentration

3 A油田變濃度聚合物驅(qū)研究

采用油藏?cái)?shù)值模擬方法針對(duì)渤海A油藏儲(chǔ)層、流體特點(diǎn)開展了變濃度聚合物注入方案優(yōu)化研究，以探索聚驅(qū)吸液剖面改善方法。研究中基于A油田儲(chǔ)層物性、流體特征及滲流特點(diǎn)，建立了1注4采的非均質(zhì)油藏模型（滲透率級(jí)差 500 mD：2 000 mD），其中各層通過相滲分區(qū)設(shè)置了不同油水相滲曲線，其聚驅(qū)阻力系數(shù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行了調(diào)整（圖4）。研究采用4種不同聚合物濃度段塞組合驅(qū)替方案進(jìn)行優(yōu)選對(duì)比（表2）。

圖4 基于渤海A油田的井組模型Fig.4 Well group model in A field

表2 變濃度聚驅(qū)方案參數(shù)與指標(biāo)表Table 2 Parameters in different polymer flooding

表2中基礎(chǔ)方案1在油藏水驅(qū)至綜合含水80%后開始注聚，以每年0.03PV的速度注入1 750 mg/L的聚合物溶液，10 a后轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。其它方案2、3、4是在方案1的基礎(chǔ)上，調(diào)整注聚期間的濃度及段塞組合，2方案逐漸降低注聚濃度和3方案逐漸增加注入濃度，以及方案4中采用中、高、低濃度組合等方案。不同方案的產(chǎn)油指標(biāo)見表2。

可以看出過在早期注入高濃度的聚合物能夠?qū)Ω邼B層實(shí)施有效封堵，從而改善低滲層的吸液剖面；在同樣聚合物干粉用量的前提下，先注入高濃度聚合物溶液，隨后逐漸降低注聚濃度的方案2采油效果最優(yōu)，其次為先采用1 750 mg/L的中濃度聚合物后采用高濃和低濃組合的方案 3，再次為恒定濃度的方案1，而逐漸增加注入濃度的方案4開發(fā)效果最差?？梢?，在油田現(xiàn)場(chǎng)條件許可的前提下，可以在注聚初期先注入一定體積的高濃度聚合物溶液段塞，以封堵因?yàn)閮?chǔ)層非均質(zhì)性和水驅(qū)沖刷而形成的高滲、高水淹通道，之后采用中低濃度聚合物提高低滲層的波及效率。這樣可以在同等聚合物用量的前提下，改善低滲層的吸液剖面，提高這些油層的波及效率，增加油藏綜合采收率。

4 結(jié) 論

聚合物注入濃度增加，并聯(lián)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中低滲層吸液剖面反轉(zhuǎn)提前，幅度增加；相同聚合物用量下，增加前期段塞濃度能改善低滲層吸液剖面，提高聚合物驅(qū)整體降水增油效果。結(jié)合油藏模擬，優(yōu)選出海上A油藏的變濃度聚合物驅(qū)方案，在現(xiàn)場(chǎng)條件許可的前提下，通過提高聚合物驅(qū)早中期階段段塞的濃度，能夠?qū)Ω邼B層進(jìn)行有效封堵，改善低滲層吸液剖面與采出程度，相比恒定濃度聚合物驅(qū)提高綜合采收率約1%。

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Experiments and Application of Variable-concentration Polymer Flooding for Offshore Reservoirs

LI Bao-zhen1,2, KANG Xiao-dong1,2, ZANG Jian1,2, TANG En-gao1,2

（1. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation, Beijing 100028, China; 2. CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China）

Variable-concentration polymer flooding core experiments were conducted on injection profile performance during polymer flooding according offshore heterogonous formations and higher oil viscosity. The flooding methods using the same polymer injection with different concentration were investigated to control the injection profile, which showed that higher concentration solution slug injection in earlier period could block the higher permeability layers effectively, and improve the injection profile and flooding efficiency in tight layers. The reservoir simulation results of field A also showed that the high-low concentration slug combination polymer flooding design could give the highest recovery with the same polymer consumption.

polymer flooding; profile control; viscosity variable; alternative injection

TE 315

A

1671-0460（2016）12-2737-04

十三五“重大專項(xiàng)課題”，編號(hào)2016ZX05025-003；中國(guó)海洋石油總公司綜合科研項(xiàng)目（YXKY-2016-ZY-02）。

2016-06-01

李保振(1979-)，男，博士，工程師，從事油氣田開發(fā)、提高采收率工作。E-mail: baozhen_li @126.com。