張曉芹

（中國石油大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

大慶油田三類油層是指有效厚度小于1.0 m、有效滲透率小于0.1 D 的表內(nèi)薄層和表外儲層［1-3］。三類油層地質(zhì)儲量占大慶長垣喇薩杏油田總地質(zhì)儲量的44.6%，目前以水驅(qū)開發(fā)為主，采出程度為39%，剩余儲量大，是油田未來重要的產(chǎn)量接替潛力［4-5］。三類油層以三角洲內(nèi)、外前緣沉積為主，與一、二類油層相比滲透率低、連通性差、縱向滲透率級差大、非均質(zhì)性強，這就導致注入化學劑容易沿著高滲透油層發(fā)生突進，產(chǎn)生高滲透水淹通道，進而加劇低效無效循環(huán)，使低滲透油層不能被有效波及，造成化學驅(qū)效果差、采收率低［6-12］。因此僅通過一次性化學驅(qū)開發(fā)不能使低滲透油層得到充分動用［13］，亟需攻關適用于三類油層的化學驅(qū)開采模式［14-15］。針對低滲透油層波及系數(shù)低的問題，開展了分期化學驅(qū)開采室內(nèi)實驗研究，利用非均質(zhì)平面模型分期化學驅(qū)實驗，分別對比了籠統(tǒng)化學驅(qū)開采與分期化學驅(qū)開采對三類油層開發(fā)效果的影響，創(chuàng)新形成了分期化學驅(qū)開采模式，利用該模式在北二區(qū)東部高臺子油層進行了現(xiàn)場應用，分兩期開展化學驅(qū)，一期主要對有效厚度小于0.5 m、有效滲透率小于0.05 D 的薄差油層和表外儲層進行聚合物驅(qū)，二期在一期基礎上補射高Ⅰ10-高Ⅱ14 油層，對有效厚度大于0.5 m、有效滲透率大于0.05 D 的油層進行籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)。

1 分期化學驅(qū)開采室內(nèi)實驗

1.1 實驗材料

實驗用油為大慶油田北Ⅰ-1 聯(lián)合站原油與航空煤油配制成的模擬油（45 ℃條件下黏度為7.1 mPa·s）。實驗用水為室內(nèi)配制模擬大慶地層水，礦化度為4 456 mg/L，其中NaCl，KCl，CaCl2，MgCl2·6H2O，Na2SO4，NaHCO3的質(zhì)量濃度分別為2 294，13，42，172，75，1 860 mg/L。聚合物為相對分子質(zhì)量為900×104的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）、相對分子質(zhì)量為800×104的低分抗鹽聚合物（大慶煉化公司生產(chǎn)），表面活性劑為有效物質(zhì)量分數(shù)為50%的石油磺酸鹽（大慶煉化公司生產(chǎn)），堿為分析純碳酸鈉，活性水體系配方為0.3%表面活性劑，弱堿三元復合體系配方為0.3%表面活性劑+1.2%堿+1 300 mg/L聚合物（相對分子質(zhì)量為900×104的HPAM）。

1.2 實驗儀器

實驗儀器包括：大型巖心壓制機（江蘇海安石油科研儀器有限公司）、HAS-100HSB型恒壓恒速泵（江蘇華安科研儀器有限公司）、HW-II 型恒溫箱（江蘇海安石油科研儀器有限公司）、六通、3 個容量為1 L 的高壓中間容器、電阻率測試儀（80 通道）、壓力傳感器、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)以及所需耐壓閥門、管線、玻璃量筒若干。

1.3 實驗模型

三層層內(nèi)非均質(zhì)平面巖心模型（圖1）規(guī)格為50 cm×50 cm×5 cm，露頭砂壓制，環(huán)氧樹脂膠結(jié)，采用一注四采式五點法井網(wǎng)布置，中間為注入井，四角為采出井。K1，K2，K3 層的有效滲透率分別為0.06，0.12，0.24 D，K1，K2，K3 層厚度比為1∶1∶2，模型低、中、高滲透油層依次對應大慶油田三類、二類、一類油層；測壓點共37個，每層在主流線方向各布置2 個、邊緣流線方向布置4 個（圖2）；電阻率測量點共80 個，K1 層26 個，K2，K3 層各27 個，每相鄰三對電極插在不同層位中，從而均勻測量各層電阻率（圖3）。

圖1 非均質(zhì)平面巖心模型設計Fig. 1 Design of heterogeneous planar core model

圖2 模型測壓點分布Fig. 2 Distribution of pressure measuring points of model

圖3 模型電阻率測量點平面分布Fig. 3 Planar distribution of resistivity measurement points of model

1.4 實驗方案

全部方案均采用層內(nèi)非均質(zhì)三維模型，每個方案使用1 個模型，共4 個。方案1 為籠統(tǒng)注入，依次進行水驅(qū)、弱堿三元復合驅(qū)、保護段塞聚合物驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)4 個階段至含水率為98%結(jié)束。方案2，3，4在方案1 的基礎上，在籠統(tǒng)水驅(qū)階段和籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)階段之間增加了分期開采階段，在該階段關閉K3 層，僅開采K1 和K2 層，但不同方案注入體系不同，其中方案2 注入模擬地層水、方案3 注入活性水、方案4 注入低分抗鹽聚合物，至含水率達98%，補射開K3 層，再依次進行籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)、保護段塞聚合物驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)，至含水率為98%結(jié)束（表1）。分析各方案采出液性質(zhì)、壓力、含油飽和度變化規(guī)律。

表1 非均質(zhì)油層不同開采模式實驗方案Table1 Experimental scheme at different production modes in heterogeneous reservoirs

1.5 實驗步驟

實驗步驟包括：①在45 ℃恒溫下將模型抽真空并飽和地層水，測量孔隙度。飽和油建立束縛水飽和度，老化5 d；②保持注入速度為0.2 mL/min 開始驅(qū)替，進行籠統(tǒng)水驅(qū)；③方案1 直接進入步驟④，方案2，3，4 按方案設計先對K1 和K2 層開發(fā)，分別注入水、活性水、低分抗鹽聚合物；④依次進行0.3 PV籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)、0.2 PV 籠統(tǒng)保護段塞聚合物驅(qū)和籠統(tǒng)后續(xù)水驅(qū)。

實驗過程中記錄測壓點壓力變化，測量電阻率，得出含油飽和度分布場，同時計量采出端含水率等。

2 實驗結(jié)果與分析

2.1 采出動態(tài)

對比不同開采模式采出動態(tài)曲線（圖4）和提高采收率效果（表2）可知，在籠統(tǒng)水驅(qū)階段，全部方案均表現(xiàn)出注入壓力先升高后降低，然后趨于穩(wěn)定，采出程度逐漸增大，直至含水率達到98%。在分期開采階段，方案2 和3 注入壓力、含水率、采出程度均無明顯變化，采出程度僅提高0.5%和1.2%，原因在于層內(nèi)非均質(zhì)巖心存在層間竄流，在重力影響下流體趨向流入K3 層［16-18］；而方案4 因注入了具有流度調(diào)節(jié)能力的低分抗鹽聚合物，注入壓力迅速升高、含水率明顯下降［19］，采出程度穩(wěn)步提升，注入量高達0.7 PV，提高采收率16.4%；在籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)階段，方案1，2，3都表現(xiàn)出注入壓力上升、含水率下降、采出程度提高，最終采收率分別為58.5%，59.1%和61.9%，而方案4 注入壓力開始平穩(wěn)小幅降低，含水率經(jīng)歷了二次降低和回升，但含水率下降幅度與采收率提高值都低于分期開采階段，原因是分期開采階段的低分抗鹽聚合物驅(qū)已經(jīng)對含油飽和度較高的K1 和K2 層進行了一定程度驅(qū)替，降低了含油飽和度，削弱了后續(xù)籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)提高采收率的效果［20-21］，最終采出程度達65.8%?？梢耘卸ㄔ诨\統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)之前對中、低滲透油層進行聚合物驅(qū)可以較大程度上提高非均質(zhì)正韻律地層的原油采收率。

表2 不同開采模式各階段提高采收率值Table2 EOR value at different production modes at different stages %

圖4 不同開采模式采出動態(tài)曲線Fig. 4 Dynamic production performance curve at different production modes

2.2 壓力變化

對比主流線方向沿程各層壓力變化（圖5）發(fā)現(xiàn)，由于縱向非均質(zhì)性，流量在不同層位分配上也存在差異性，壓力整體表現(xiàn)為K3 層＞K2 層＞K1 層。方案1，2，3 在K1 層全過程壓力較低，僅在籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)階段壓力小幅升高，說明方案2 和3 分期開采階段與方案1 籠統(tǒng)注水階段對K1 層動用差別不大，都沒有明顯改善高滲透油層的突進現(xiàn)象；而方案4 分期開采階段，K1 層壓力顯著升高，說明低分抗鹽聚合物進入K2，K3 層（中、高滲透油層）后發(fā)揮流度控制作用，促使一部分聚合物進入K1 層（低滲透油層），對低滲透油層起到更好的動用效果，使油藏整體波及體積更大、驅(qū)替效率更高。

圖5 不同開采模式主流線方向沿程各層壓力變化Fig. 5 Pressure variation curve of each reservoir along mainstream direction at different production modes

2.3 采出液黏度變化

對比各方案采出液黏度變化（圖6）可知，方案1，2，3從籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)開始，經(jīng)過0.3～0.4 PV后，采出液黏度開始升高，對比含水率曲線，得出段塞在巖心內(nèi)黏度最高階段對應著含水率大幅下降階段，黏度最高值都約為16～18 mPa·s，低于注入端初始黏度（25 mPa·s），這是由于注入過程中存在剪切、吸附、滯留等影響，另外也是由于注入弱堿三元復合體系和保護段塞會與前后段塞接觸而造成溶解稀釋。方案4由于分期開采階段進行低分抗鹽聚合物驅(qū)，采出液黏度高值持續(xù)時間更長（0.4～1.5 PV），且黏度最高值達到20 mPa·s，高于其他方案，原因在于分期低分抗鹽聚合物驅(qū)注入量大，對弱堿三元段塞起保護作用，使段塞黏度損失減少。地層內(nèi)驅(qū)替液黏度越高，水油流度比越大，波及體積就越大［22］，更大程度上減小了層間非均質(zhì)性對化學驅(qū)的影響，使化學驅(qū)達到更好的提高采收率效果，所以方案4提高采收率值最大。

圖6 不同開采模式采出液黏度變化曲線Fig. 6 Viscosity variation curve of produced fluids at different production modes

2.4 含油飽和度場變化

實驗過程中利用電阻率測量點對模型各層不同位置的電阻率進行測量，通過地層水導電性質(zhì)，建立與含油飽和度之間的關系［23］，其表達式為：

通過測量得到地層水電阻率為3 500 Ω·m，同時測量不同油水配比值下流體通過模型時的電阻率，回歸得到巖性相關無量綱參數(shù)b為1.5×108，n為3.7，得到含油飽和度計算公式為：

根據(jù)實驗測得不同開采模式不同注入階段含油飽和度數(shù)據(jù)，利用作圖軟件得到含油飽和度場。對比籠統(tǒng)水驅(qū)與分期注入結(jié)束時各層含油飽和度場（圖7）可知，由于層間非均質(zhì)性所產(chǎn)生的滲透率差異，各方案整體都表現(xiàn)出K3 層驅(qū)替效果最好，K2層次之，K1 層最差［24］，且驅(qū)替后同時存在殘余油和剩余油，殘余油主要集中在油水井主流線方向上，剩余油主要存在于相鄰采出井之間的未波及非主流線區(qū)域［25］；方案2 和3 各層分期開采階段與籠統(tǒng)水驅(qū)時含油飽和度場無明顯變化，說明方案2 和3分期開采階段注入體系對油層整體開發(fā)效果微弱。而方案4 各層含油飽和度均有明顯下降，K1 層含油飽和度由56.8%降低至43.8%，K2 層由36.1%降低至26.1%，K3 層由31.4%降低至22.3%。說明方案4分期開采階段可同時提高各層波及體積，且低滲透油層含油飽和度降低最為顯著。由于分期開采階段K2，K3 層滯留了大量聚合物，后續(xù)進行籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)時可起到流度調(diào)控作用，使K1層得到進一步動用。

圖7 方案2，3，4分期注入前后含油飽和度場對比Fig. 7 Comparison of oil saturation fields before and after staged injection at modes2，3，and 4

2.5 影響因素分析

實驗模型為正韻律，縱向上層間滲透率差異明顯，方案2，3，4 都是在籠統(tǒng)水驅(qū)后率先開發(fā)K1 和K2層，其中方案2和3分別進行水驅(qū)和活性水驅(qū)，注入流體沒有流度調(diào)節(jié)能力，只對K3層進行多輪次驅(qū)替，無法有效啟動K1，K2層；而方案4在此階段進行低分抗鹽聚合物驅(qū)，可對流度進行調(diào)整，明顯增大低滲透油層波及體積［26］。因此，針對非均質(zhì)油層，進行化學驅(qū)分期開采，先對中、低滲透油層進行聚合物驅(qū)，能夠有效緩解層間矛盾，改善流度比，擴大波及體積，后續(xù)進行籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)開采，可進一步提高洗油效率，從而提高采收率。

3 現(xiàn)場應用

3.1 基本情況

結(jié)合室內(nèi)分期開采研究成果，在北二區(qū)東部三類油層開展分期化學驅(qū)試驗。試驗區(qū)開采高臺子油層，采用五點法井網(wǎng)、注采井距為125 m，規(guī)模為注入井12 口、采出井14 口。一期開采有效厚度小于0.5 m、有效滲透率小于0.05 D 的薄差油層，有效厚度為4.0 m，平均有效滲透率為0.05 D，開展中-低分聚合物驅(qū)；二期利用原井網(wǎng)補射開高Ⅰ10 到高Ⅱ14 油層組中有效厚度大于0.5 m 的油層，有效厚度為7.8 m，平均有效滲透率為0.11 D，開展籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)。

3.2 效果分析

一期注入聚合物相對分子質(zhì)量為600×104的HPAM，注入量為0.73 PV，黏度為23.7 mPa·s，聚合物用量為616 mg/L·PV，采油井全部見效，提高采收率4.8%；二期籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)注入聚合物為相對分子質(zhì)量為800×104的HPAM，表面活性劑是質(zhì)量分數(shù)為0.3%的石油磺酸鹽，堿是質(zhì)量分數(shù)為1.2%的弱堿Na2CO3［27］，注入量為0.78 PV，黏度為32.0 mPa·s，采油井全部見效，提高采收率6.3%。一、二期整體提高采收率9.5%，預計最終可提高采收率12%以上。試驗區(qū)利用老井開展試驗，稅后收益率為34.5%，各項指標均好于行業(yè)基準，取得了顯著的技術經(jīng)濟效果。

3.2.1 注入狀況

一期注聚合物試驗過程注入井能夠連續(xù)注入，最高注入壓力比水驅(qū)時上升3.3 MPa，上升幅度為35.9%，比吸水指數(shù)平均為0.41 m3/（d·MPa·m），較水驅(qū)時下降0.46 m3/（d·MPa·m），下降幅度為59.0%；二期籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)試驗在弱堿三元復合驅(qū)階段與水驅(qū)時相比，注入壓力上升3.0 MPa，上升幅度為32.3%，比吸水指數(shù)平均為0.45 m3/（d·MPa·m），較水驅(qū)下降0.42 m3/（d·MPa·m），下降幅度為53.2%。與一期注聚合物試驗對比，二期籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)試驗注入能力更強（圖8，圖9）。

圖8 一、二期注入壓力對比曲線Fig. 8 Comparison curve of injection pressure in Stage I and Stage II

圖9 一、二期比吸水指數(shù)對比曲線Fig. 9 Comparison curve of specific injectivity index in Stage I and Stage II

3.2.2 采出狀況

一期注聚合物試驗中，隨著采油井含水率逐漸下降，產(chǎn)液量表現(xiàn)為注聚合物初期下降，后隨著采油井見效，產(chǎn)液量上升，平均產(chǎn)液指數(shù)為4.6 t/（d·MPa），含水率最大降幅為7.9%；二期籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)試驗平均產(chǎn)液指數(shù)為5.8 t/（d·MPa），產(chǎn)液能力高于一期，但含水率最大降幅僅為3.3%，小于一期，與室內(nèi)實驗規(guī)律一致（圖10，圖11）。

圖10 一、二期含水率對比曲線Fig. 10 Comparison curve of water cut at Stage I and Stage II

圖11 一、二期產(chǎn)液指數(shù)對比曲線Fig. 11 Comparison curve of production index at Stage I and Stage II

4 結(jié)論

針對非均質(zhì)三類油層優(yōu)選不同提高采收率開采模式，得出在進行籠統(tǒng)水驅(qū)后，先對中、低滲透油層進行低分抗鹽聚合物驅(qū)，再補射開高滲透油層進行籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)的最終采收率最高，達到65.8%。籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)前先對中、低滲透油層進行低分抗鹽聚合物驅(qū)可有效波及低滲透油層，充分啟動三類油層剩余油，大幅度提高原油采收率，且注入體系應盡早提高波及體積，從而保證提高采收率效果。在北二區(qū)東部高臺子油層開展化學驅(qū)分期試驗，二期籠統(tǒng)弱堿三元復合驅(qū)試驗比一期聚合物驅(qū)試驗注采能力更強，含水率最大降幅小于一期，試驗區(qū)整體預計最終可提高采收率12%以上。

符號解釋

IR——電阻率比值；

Rw——地層水電阻率，Ω·m；

Rt——含油巖石電阻率，Ω·m；

Sw——含水飽和度，%；

So——含油飽和度，%；

b，n——與地層巖石性質(zhì)有關的參數(shù)。