聚合物驅(qū)后井網(wǎng)調(diào)整與非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)方案及礦場(chǎng)應(yīng)用
——以孤島油田中一區(qū)Ng3單元為例

孫煥泉

（1.中國(guó)石化勝利油田分公司，山東東營(yíng)257001；2.中國(guó)石化化學(xué)驅(qū)提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東東營(yíng)257015）

聚合物驅(qū)后井網(wǎng)調(diào)整與非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)方案及礦場(chǎng)應(yīng)用
——以孤島油田中一區(qū)Ng3單元為例

孫煥泉1，2

（1.中國(guó)石化勝利油田分公司，山東東營(yíng)257001；2.中國(guó)石化化學(xué)驅(qū)提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，山東東營(yíng)257015）

為了進(jìn)一步提高聚合物驅(qū)后油藏原油采收率，提出了井網(wǎng)調(diào)整與非均相復(fù)合驅(qū)相結(jié)合的提高采收率方法，并在孤島油田中一區(qū)Ng3單元開展了先導(dǎo)試驗(yàn)。根據(jù)試驗(yàn)區(qū)油藏特點(diǎn)，將原井網(wǎng)調(diào)整為變流線強(qiáng)波及的135 m×150 m行列式井網(wǎng)；研制了由粘彈性顆粒驅(qū)油劑B-PPG、聚合物和表面活性劑配制而成的非均相復(fù)合驅(qū)油體系，2010年7月，試驗(yàn)區(qū)新鉆油井投產(chǎn)，新水井投注，于2010年10月開始注入前置調(diào)剖段塞。礦場(chǎng)應(yīng)用效果顯著：注入井平均注入壓力上升了2.6 MPa，啟動(dòng)壓力平均上升了2.7 MPa，霍爾阻力系數(shù)達(dá)2.2；流線分布更均勻，驅(qū)替更均衡；試驗(yàn)區(qū)總產(chǎn)油量由4.5 t/d上升到81.2 t/d，油井綜合含水率下降了18.5%，截至2013年2月，已累積增產(chǎn)原油4.3×104t，提高采收率3.5%。

井網(wǎng)調(diào)整非均相復(fù)合驅(qū)變流線強(qiáng)波及提高采收率孤島油田

聚合物驅(qū)作為化學(xué)驅(qū)三次采油最為成熟的技術(shù)，在中外油田得到了廣泛應(yīng)用。聚合物驅(qū)后油藏最終采收率可達(dá)40%～50%，但仍有約50%的剩余油滯留地下，資源潛力仍較大，由于聚合物驅(qū)后油藏非均質(zhì)性更強(qiáng)，剩余油分布更加零散［1-3］，使得常規(guī)井網(wǎng)調(diào)整、單一聚合物驅(qū)、單一二元復(fù)合驅(qū)等開發(fā)方法均見效甚微，難以滿足進(jìn)一步大幅度提高采收率的需求。為此，針對(duì)聚合物驅(qū)后油藏，首次提出了井網(wǎng)調(diào)整與非均相復(fù)合驅(qū)相結(jié)合的提高采收率方法。研制了由驅(qū)油劑B-PPG［4-5］、表面活性劑和聚合物固液共存的非均相復(fù)合驅(qū)油體系，同時(shí)結(jié)合井網(wǎng)調(diào)整改變流線，可大幅度提高聚合物驅(qū)后油藏采收率，并在孤島油田中一區(qū)Ng3聚合物驅(qū)后油藏開展了礦場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)，獲得了顯著的應(yīng)用效果。

1 試驗(yàn)區(qū)概況

先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)位于孤島油田中一區(qū)Ng3單元東南部，含油面積為0.275 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為123× 104t。試驗(yàn)區(qū)含油層系為Ng3砂層組，目的小層為Ng33，Ng34和Ng35，為高滲透、高飽和度、中高粘度、河流相沉積的疏松砂巖親水油藏［6］，油藏南高北低，埋藏深度淺，為1 173～1 230 m。試驗(yàn)區(qū)儲(chǔ)層物性好，膠結(jié)疏松，出砂嚴(yán)重，非均質(zhì)性較強(qiáng)，有效厚度為14.2 m，滲透率變異系數(shù)為0.538，孔隙度為33%，空氣滲透率為1.5×10-3～2.5×10-3μm2。地層原油粘度為46.3 mPa·s，地層水礦化度為5 923 mg/L，二價(jià)陽離子的質(zhì)量濃度為90 mg/L，原始地層溫度為69.5℃。

試驗(yàn)區(qū)于1971年9月投產(chǎn)，1974年9月投入注水開發(fā)。1992年10月開展了聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，1997年3月轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，2005年12月聚合物驅(qū)結(jié)束，提高采收率為12.5%。實(shí)施非均相復(fù)合驅(qū)前試驗(yàn)區(qū)綜合含水率為98.3%，采出程度為52.3%。

2 先導(dǎo)試驗(yàn)方案

2.1 井網(wǎng)調(diào)整

依據(jù)聚合物驅(qū)后油藏剩余油普遍分布、局部富集［7］的特點(diǎn)，考慮井網(wǎng)完善、流線改變等，對(duì)原行列式注采井網(wǎng)（270 m×300 m）進(jìn)行了調(diào)整。在老水井間加密新油井，在老油井間加密新水井，油水井排間加密新井，隔井轉(zhuǎn)注，設(shè)計(jì)注入井15口，油井10口，其中新鉆井共17口，包括8口油井，9口水井，形成135 m×150 m的變流線強(qiáng)波及的加密井網(wǎng)（圖1）。井網(wǎng)調(diào)整后，驅(qū)替壓力梯度增加1～5倍，改變了原井網(wǎng)流線方向，原分流線變?yōu)橹髁骶€，強(qiáng)化了井網(wǎng)控制，擴(kuò)大了波及體積，提高了原油采收率［8］。

圖1 試驗(yàn)區(qū)調(diào)整前、后井網(wǎng)示意

2.2 非均相復(fù)合驅(qū)油體系

2.2.1 粘彈性顆粒驅(qū)油劑B-PPG的性能

B-PPG是一種通過多點(diǎn)引發(fā)將丙烯酰胺、交聯(lián)劑和支撐劑等聚合在一起的、具有星型或三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)的新型液流轉(zhuǎn)向劑，在溶液中吸水溶脹變形后可通過多孔介質(zhì)，具有良好的粘彈性、運(yùn)移能力和耐溫抗鹽性［5］。

對(duì)比聚合物與B-PPG的運(yùn)移性能（圖2）可知：聚合物溶液在巖心中運(yùn)移能力強(qiáng)，壓力增幅小，注入壓力最高不到0.35 MPa，表明試驗(yàn)條件下聚合物溶液調(diào)堵能力較差；注入B-PPG后，壓力明顯上升，最高可達(dá)9 MPa，且在后續(xù)水驅(qū)階段，隨著B-PPG的繼續(xù)運(yùn)移使驅(qū)替過程持續(xù)有效，后續(xù)水驅(qū)仍可保持相對(duì)較高的注入壓力，說明后續(xù)水驅(qū)巖心滲透率恢復(fù)能力較好，B-PPG具有較好的運(yùn)移性能［9］。

圖2 粘彈性顆粒驅(qū)油劑B-PPG的運(yùn)移性能

設(shè)計(jì)滲透率分別為5 000×10-3和1 000×10-3μm2的高、低滲透管巖心組合模型，以合注分采的方式注入B-PPG，考察B-PPG對(duì)油藏非均質(zhì)性的調(diào)整能力。結(jié)果（圖3）表明，在B-PPG注入過程中發(fā)生了液流轉(zhuǎn)向，高滲透管的分流量迅速下降，低滲透管的分流量迅速上升，并且超過了高滲透管的分流量；由于B-PPG在巖心深部的不斷運(yùn)移，分流量出現(xiàn)波動(dòng)，且在后續(xù)水驅(qū)階段，仍然持續(xù)有效。表明粘彈性顆粒驅(qū)油劑B-PPG既具有較強(qiáng)的調(diào)節(jié)非均質(zhì)能力，又具有較好的運(yùn)移性能。

圖3 粘彈性顆粒驅(qū)油劑B-PPG改善非均質(zhì)性能

2.2.2 B-PPG、聚合物與表面活性劑的配伍性

對(duì)比單一聚合物、單一B-PPG及其復(fù)配體系的粘彈性能，考察B-PPG對(duì)體系粘彈性能的影響。結(jié)果顯示，質(zhì)量濃度為1 200 mg/L的單一聚合物、質(zhì)量濃度為1 200 mg/L的單一B-PPG及兩者復(fù)配體系的粘度分別為19.8，5.7和34.8 mPa·s，彈性模量分別為0.04，0.46和0.75 Pa，說明與單一體系相比，聚合物與B-PPG復(fù)配體系的表觀粘度和彈性模量均大幅度增加。

在表面活性劑（石油磺酸鹽和非離子表面活性劑GD-3）中加入聚合物和B-PPG后形成的非均相復(fù)合驅(qū)油體系中，油水界面張力仍然能夠達(dá)到超低，但時(shí)間較長(zhǎng)（圖4），這是由于體相粘度增大，降低了表面活性劑向油水界面富集的速度造成的。

圖4 B-PPG和聚合物對(duì)表面活性劑降低界面張力能力的影響

綜上所述，B-PPG、聚合物與表面活性劑復(fù)配后，在保持較高洗油效率的同時(shí)，還可提高粘彈性能，增強(qiáng)體系的非均質(zhì)調(diào)整和液流轉(zhuǎn)向能力，更大程度地發(fā)揮體系中各組分的優(yōu)勢(shì)，從而達(dá)到大幅度提高采收率的目的。因此，研制的非均相復(fù)合驅(qū)油體系由質(zhì)量濃度為1 200 mg/L的B-PPG、質(zhì)量濃度1 200 mg/L的聚合物、質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%石油磺酸鹽和0.2%的非離子表面活性劑GD-3組成。

2.2.3 驅(qū)油效果

利用滲透率分別為5 000×10-3和1 000×10-3μm2高、低滲透管組合的巖心模型來研究聚合物驅(qū)后油藏非均相復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效果。結(jié)果表明：聚合物驅(qū)后二元驅(qū)雖能提高剩余油的洗油效率，但由于波及能力不強(qiáng)，最終采收率為57.7%，僅比聚合物驅(qū)的采收率提高了3.9%；而非均相復(fù)合驅(qū)能夠有效擴(kuò)大波及體積，進(jìn)入聚合物驅(qū)波及不到的剩余油富集區(qū)，最終采收率為67.4%，比聚合物驅(qū)提高采收率13.6%，說明非均相復(fù)合驅(qū)油體系能夠有效改善剩余油豐富的相對(duì)低滲透區(qū)域的開發(fā)效果。

2.3 非均相復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)注入方案

在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究的基礎(chǔ)上，利用數(shù)值模擬手段對(duì)驅(qū)油劑注入濃度、注入段塞尺寸及注入速度等參數(shù)進(jìn)行了優(yōu)化，確定孤島油田中一區(qū)Ng3聚合物驅(qū)后油藏非均相復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)注入方案：注入速度為0.1倍孔隙體積/a，注入段塞總量為0.35倍孔隙體積，分2個(gè)段塞注入，其中前置調(diào)剖段塞注入量為0.05倍孔隙體積，聚合物和B-PPG的注入濃度均為1 500 mg/L；非均相復(fù)合驅(qū)主體段塞注入量為0.3倍孔隙體積，聚合物和B-PPG的注入濃度均為1 200 mg/L，石油磺酸鹽和非離子表面活性劑GD-3的質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.2%；聚合物、B-PPG、石油磺酸鹽和非離子表面活性劑GD-3總用量分別為2 678，2 678，3 324和3 324 t。利用數(shù)值模擬對(duì)方案進(jìn)行了預(yù)測(cè)，結(jié)果表明，采收率可提高8.5%。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用

2010年7月，試驗(yàn)區(qū)新鉆油井投產(chǎn)，新水井投注，2010年10月開始注入前置調(diào)剖段塞，注入量為0.08倍孔隙體積，聚合物和B-PPG的平均注入濃度均為1 660 mg/L，注入液井口粘度約為60 mPa·s；2011年11月注入非均相復(fù)合驅(qū)主體段塞，聚合物和B-PPG的平均注入濃度均為1 339 mg/L，注入液井口粘度約為50 mPa·s，注入的石油磺酸鹽和非離子表面活性劑GD-3的平均質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.2%。截至2013年2月，主段塞已注入0.1倍孔隙體積，完成方案設(shè)計(jì)的34.2%。礦場(chǎng)注入非均相復(fù)合驅(qū)體系后，注入系統(tǒng)和產(chǎn)出系統(tǒng)均取得明顯的應(yīng)用效果。

注入壓力上升 實(shí)施非均相復(fù)合驅(qū)后，注入井注入壓力普遍上升，單井壓力上升了1.1～3.7 MPa，平均注入壓力由7.6 MPa升至10.2 MPa，上升了2.6 MPa。同類油藏聚合物驅(qū)后同期壓力從6 MPa上升到6.8 MPa，僅上升了0.8 MPa，表明非均相復(fù)合驅(qū)注入壓力升幅高于聚合物驅(qū)。

啟動(dòng)壓力上升 注入井測(cè)試資料分析結(jié)果表明，啟動(dòng)壓力明顯上升，注入井GD1-11-315試驗(yàn)前的啟動(dòng)壓力為5.07 MPa，試驗(yàn)后啟動(dòng)壓力逐步上升，截至2012年12月，啟動(dòng)壓力上升為8.26 MPa，上升了3.19 MPa。對(duì)比試驗(yàn)區(qū)5口注入井試驗(yàn)前后的指示曲線變化可見：試驗(yàn)前啟動(dòng)壓力為2.6～6 MPa，平均為4.6 MPa，試驗(yàn)后啟動(dòng)壓力為6.2～8.26 MPa，平均為7.3 MPa，平均上升了2.7 MPa。

吸水指數(shù)下降 分析試驗(yàn)區(qū)吸水指數(shù)變化，水驅(qū)時(shí)吸水指數(shù)為27.8 m3/（d·MPa），1994年聚合物驅(qū)后吸水指數(shù)下降到21.6 m3/（d·MPa），2008年轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后吸水指數(shù)為23.1 m3/（d·MPa），非均相復(fù)合驅(qū)后吸水指數(shù)降至8.8 m3/（d·MPa），與試驗(yàn)前相比，吸水指數(shù)下降了61.9%。

霍爾曲線斜率發(fā)生明顯變化 霍爾曲線直線段斜率反映了地層滲流能力的變化，利用霍爾曲線可計(jì)算非均相復(fù)合驅(qū)的阻力系數(shù)。從注入井GD1-11-115的霍爾曲線來看，曲線發(fā)生了明顯的轉(zhuǎn)折（圖5），斜率變大，表明地層的滲流能力明顯下降，滲流阻力增大，計(jì)算的阻力系數(shù)平均為2.2。與同類油藏聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)單元對(duì)比發(fā)現(xiàn)，孤島油田中一區(qū)Ng3單元聚合物驅(qū)時(shí)的阻力系數(shù)［10］為1.43，孤東油田七區(qū)西Ng54—61二元復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)時(shí)的阻力系數(shù)為1.79，非均相復(fù)合驅(qū)的阻力系數(shù)明顯高于聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)，說明非均相復(fù)合驅(qū)增加地層滲流阻力的能力更強(qiáng)。

圖5 注入井GD1-11-315的霍爾曲線

平面驅(qū)替更趨均衡 對(duì)比了2011年8月和2012年5月注入井GD1-11X3310井的示蹤劑測(cè)試資料發(fā)現(xiàn)，實(shí)施非均相復(fù)合驅(qū)后，平面驅(qū)替更趨均衡，新增加了GD1-11X3310井到GD1-11J11，GD1-10X3010和GD1-12-411井3個(gè)受效方向，且推進(jìn)速度較大的南部外圍油井（GD1-8N11和GD1-9N9井）方向得到有效封堵，平面水線分布更均衡（圖6），說明非均相復(fù)合驅(qū)油體系具有較強(qiáng)的調(diào)堵能力。

圖6 注入井GD1-11X3310示蹤劑水線推進(jìn)方向

降水增油效果顯著 截至2013年2月，試驗(yàn)區(qū)已有7口油井明顯見效，見效率達(dá)到70%。其中GD1-12X3012和GD1-10X3010井見效最顯著，GD1-12X3012井產(chǎn)油量由注非均相復(fù)合驅(qū)油體系前的4.7 t/d上升到37 t/d；含水率由92.2%降至30.3%，且穩(wěn)定時(shí)間近1 a（圖7）；GD1-10X3010井產(chǎn)油量由4 t/d上升到23 t/d，含水率由90.9%降至30.1%。

圖7GD1-12X3012井生產(chǎn)曲線

GD1-12X3012和GD1-10X3010井均為新油井，處于原井網(wǎng)的油水井間分流線，原油動(dòng)用程度和驅(qū)油效率均相對(duì)較低，剩余油比較富集，井網(wǎng)調(diào)整后，該部位原油得到高效動(dòng)用，同時(shí)非均相復(fù)合驅(qū)進(jìn)一步擴(kuò)大了波及體積，并提高了洗油效率。

試驗(yàn)區(qū)總產(chǎn)油量由4.5 t/d上升到81.2 t/d，增加了76.7 t/d；綜合含水率由98.3%下降到79.8%，下降了18.5%。截至2013年2月，試驗(yàn)區(qū)已累積增產(chǎn)原油4.3×104t，提高采收率3.5%。

4 結(jié)論

針對(duì)聚合物驅(qū)后油藏，研發(fā)了由聚合物、B-PPG和表面活性劑組成的非均相復(fù)合驅(qū)油體系，該體系比聚合物溶液具有更強(qiáng)的擴(kuò)大波及體積和提高洗油效率的作用，驅(qū)油效果明顯。室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，該體系應(yīng)用后可提高采收率13.6%。

在孤島油田中一區(qū)Ng3單元開展聚合物驅(qū)后井網(wǎng)調(diào)整與非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，礦場(chǎng)應(yīng)用效果顯著。流線發(fā)生轉(zhuǎn)向，注入壓力上升，滲流阻力增加，油井降水增油效果明顯，說明井網(wǎng)調(diào)整與非均相復(fù)合驅(qū)結(jié)合提高原油采收率的方法在聚合物驅(qū)后油藏應(yīng)用是行之有效的。

［1］ 李振泉.孤島油田中一區(qū)特高含水期聚合物驅(qū)工業(yè)化試驗(yàn)［J］.石油勘探與開發(fā)，2004，31（2）：119-121.

［2］ 姜顏波.孤島油田中一區(qū)聚合物驅(qū)后油層的波及狀況［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2005，12（1）：66-67.

［3］ 張賢松，郭蘭磊，屈智堅(jiān)，等.孤島油田中一區(qū)聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)及驅(qū)油特征［J］.石油勘探與開發(fā)，1996，23（6）：54-57.

［4］ 陳曉彥.非均相驅(qū)油劑應(yīng)用方法研究［J］.石油鉆采工藝，2009，31（5）：85-88.

［5］ 曹緒龍，蔣生祥，孫煥泉，等.陰離子表面活性劑與聚丙烯酰胺間的相互作用［J］.應(yīng)用化學(xué)，2002，19（9）：866-869.

［6］ 張本華.曲流河儲(chǔ)層構(gòu)型中廢棄河道的識(shí)別及其分布模式——以孤島油田館上段為例［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2013，20（3）：18-21，25.

［7］ 辛治國(guó).勝利油區(qū)密閉取心評(píng)價(jià)剩余油動(dòng)態(tài)分布研究［D］.北京：中國(guó)地質(zhì)大學(xué)（北京），2010.

［8］ 黃金山.油田經(jīng)濟(jì)極限井網(wǎng)密度計(jì)算新方法［J］.油氣地質(zhì)與采收率，2013，20（3）：53-55，59.

［9］ 曹緒龍.非均相復(fù)合驅(qū)油體系設(shè)計(jì)與性能評(píng)價(jià)［J］.石油學(xué)報(bào)：石油加工，2013，29（1）：115-121.

［10］馬世煜.聚合物驅(qū)油實(shí)用工程方法［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1995.

編輯常迎梅

TE357.431

A

1009-9603（2014）02-0001-04

2013-12-03。

孫煥泉，男，教授級(jí)高級(jí)工程師，博士，從事油氣田開發(fā)研究與管理工作。聯(lián)系電話：（0546）8552265，E-mail：sunhuanquan. slyt@sinopec.com。

國(guó)家科技重大專項(xiàng)“勝利油田特高含水期提高采收率技術(shù)”（2011ZX05011），中國(guó)石化重大先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目“孤島中一區(qū)Ng3聚合物驅(qū)后井網(wǎng)調(diào)整非均相復(fù)合驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)”。