三元復(fù)合驅(qū)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象機(jī)理及改善方法

徐新霞

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司采油六廠，黑龍江 大慶 163114）

三元復(fù)合驅(qū)在大慶油田已經(jīng)進(jìn)入礦場(chǎng)試驗(yàn)階段，為提高原油采收率和降低驅(qū)油成本做出了突出貢獻(xiàn)[1]。然而，三元復(fù)合驅(qū)在非均質(zhì)性嚴(yán)重的油藏驅(qū)油效果不理想。此類油藏的吸水剖面在三元復(fù)合驅(qū)初期可以得到改善，但是在中后期，低滲透層堵塞嚴(yán)重，吸水量減少，容易出現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象[2]。喇嘛甸油田三元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)區(qū)塊共有注聚井180口，注聚后期出現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象的高達(dá)88口，嚴(yán)重影響區(qū)塊整體采收率的提高。開展三元復(fù)合驅(qū)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象機(jī)理及改善方法研究，對(duì)提高三元復(fù)合驅(qū)的開發(fā)效果具有指導(dǎo)意義[3]。

1 機(jī)理研究

1.1 實(shí)驗(yàn)用品

聚合物采用聚丙烯酰胺 （部分水解），固含量為86%，大慶市煉化公司生產(chǎn)；表面活性劑采用烷基苯石油磺酸鹽，有效成分為50%；堿為液態(tài)NaOH，有效成分為30%；實(shí)驗(yàn)用水取大慶油田采油六廠地層水，礦化度為4 034 mg/L；實(shí)驗(yàn)巖心采用模擬油藏地質(zhì)特征及地層物性壓制成的人造巖心。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。除平流泵和手搖泵外，其他部分均置于45℃的恒溫箱內(nèi)。

1.3 實(shí)驗(yàn)方案及結(jié)果

在礦場(chǎng)試驗(yàn)中，油藏的非均質(zhì)性和聚合物質(zhì)量濃度是影響吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象的2個(gè)主要因素，圍繞這2個(gè)因素進(jìn)行室內(nèi)實(shí)驗(yàn)方案的設(shè)計(jì)[4-5]。

1.3.1 油藏非均質(zhì)性

平行對(duì)比實(shí)驗(yàn)；選用3組不同的巖心組，滲透率級(jí)差分別為2.0，4.0，8.0；聚合物質(zhì)量濃度為2 500 mg/L；注入速度為0.5 mL/min；實(shí)驗(yàn)流程是，注水至高滲透層產(chǎn)出液含水率為98%時(shí)，注三元體系達(dá)到0.57 PV后，繼續(xù)水驅(qū)至1.20 PV。

在聚合物質(zhì)量濃度一定的情況下，觀察記錄3種不同滲透率級(jí)差下，低滲透層相對(duì)吸水比例隨注入孔隙體積的變化情況，結(jié)果見圖1。

圖1 滲透率級(jí)差對(duì)相對(duì)吸水比例的影響

從圖1可以看出，低滲透層相對(duì)吸水比例峰值隨著滲透率級(jí)差的增大而降低，曲線尖峰由平滑變得尖銳，吸水剖面反轉(zhuǎn)時(shí)間提早，最終采收率降低。分析原因?yàn)椋簼B透率級(jí)差大，油藏的非均質(zhì)性嚴(yán)重，低滲透層滲透性差，聚合物容易堵塞儲(chǔ)層；大量聚合物注入高滲透層導(dǎo)致整體注入壓力升高，低滲透層堵塞更加嚴(yán)重[6]。2個(gè)過程協(xié)同作用導(dǎo)致油藏啟動(dòng)壓力增高，低滲透層吸水量減少，高滲透層吸水量增多，吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象更加嚴(yán)重[7]。

1.3.2 聚合物質(zhì)量濃度

平行對(duì)比實(shí)驗(yàn)；巖心組滲透率級(jí)差為4.0；4種不同的聚合物質(zhì)量濃度分別為1 000，1 500，2 000，3 000 mg/L；注入速度為0.5 mL/min；實(shí)驗(yàn)流程是，注水至高滲透層產(chǎn)出液含水率為98%時(shí)，注三元體系達(dá)到0.57 PV后，繼續(xù)水驅(qū)至1.20 PV。

在滲透率級(jí)差為4.0的情況下，觀察記錄4種不同聚合物質(zhì)量濃度時(shí)，低滲透層相對(duì)吸水比例隨注入孔隙體積的變化情況，結(jié)果見圖2。

從圖2可以看出，其他條件相同時(shí)，聚合物質(zhì)量濃度升高，吸水剖面反轉(zhuǎn)時(shí)間提前，低滲透層相對(duì)吸水比例曲線尖峰由平滑變得尖銳。分析原因?yàn)椋壕酆衔镔|(zhì)量濃度升高，黏度增大，注入壓力提高，低滲透層吸水量增大，聚合物吸入滯留低滲透層，導(dǎo)致后續(xù)注入困難，高滲透層吸水量反而增大，吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象嚴(yán)重[8-9]。

圖2 聚合物質(zhì)量濃度對(duì)相對(duì)吸水比例的影響

2 改善方法及應(yīng)用效果

喇嘛甸油田三元復(fù)合驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)區(qū)塊，在試驗(yàn)中后期出現(xiàn)了明顯的吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象。當(dāng)注入0.031 PV三元體系后，原水驅(qū)階段高滲透層相對(duì)吸水比例由65.9%下降至39.7%，而低滲透層相對(duì)吸水比例由11.1%上升至39.1%。但在試驗(yàn)后期，原水驅(qū)階段高滲透層相對(duì)吸水比例再次升高至70.2%，甚至高于水驅(qū)階段高滲透層相對(duì)吸水比例。對(duì)出現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象嚴(yán)重的55口注聚井進(jìn)行分析，發(fā)現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)后，油層動(dòng)用程度出現(xiàn)不同程度的降低，導(dǎo)致生產(chǎn)井生產(chǎn)能力下降。因此，需要在明確吸水剖面反轉(zhuǎn)機(jī)理的基礎(chǔ)上，針對(duì)油藏非均質(zhì)性和聚合物質(zhì)量濃度2個(gè)影響因素，研究改善吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象的技術(shù)方法，有效控制吸水剖面的反轉(zhuǎn)，提高生產(chǎn)井產(chǎn)能[10]。

2.1 油藏非均質(zhì)性

油藏層內(nèi)和層間的非均質(zhì)性是影響吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象的主要因素，可以通過層內(nèi)調(diào)剖或分層的方式控制吸水剖面反轉(zhuǎn)[11]。

2.1.1 厚層層內(nèi)非均質(zhì)性嚴(yán)重井

對(duì)于厚層層內(nèi)非均質(zhì)性嚴(yán)重、滲透率級(jí)差大、吸水差異大的井，可以通過層內(nèi)調(diào)剖的方式控制吸水剖面反轉(zhuǎn)。

調(diào)剖井選取原則：1）層內(nèi)單層突進(jìn)程度高，超高吸水層段厚度占全井15%以下，相對(duì)吸水比例占全井的30.0%以上；2）油層厚度大，滲透率高，與周圍生產(chǎn)井連通條件好[12]。

根據(jù)選井選層原則，選出調(diào)剖井2口，其基本數(shù)據(jù)見表1。

調(diào)剖劑用量確定：確定單井調(diào)剖劑用量的計(jì)算公式為

式中：V為調(diào)剖劑用量，m3；R為調(diào)剖半徑，m；h為調(diào)剖厚度，m；φ為孔隙度；Fn為調(diào)剖方向數(shù)；βn為調(diào)剖面積系數(shù)（2 個(gè)方向，βn=0.95；3 個(gè)方向，βn=0.92；4 個(gè)方向，βn=0.86）；Swi為束縛水飽和度；Sor為殘余油飽和度。

應(yīng)用式（1），計(jì)算2口井的調(diào)剖劑用量（見表2）。

注入方案設(shè)計(jì)：根據(jù)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果，結(jié)合調(diào)剖井的油層發(fā)育狀況，在借鑒喇嘛甸油田二類油層調(diào)剖實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)基礎(chǔ)上[13]，確定注入方案。調(diào)剖井采用段塞式注入方式，耐堿聚合物微球調(diào)剖劑粒徑為12～150目，詳細(xì)情況見表3。

表1 調(diào)剖井基本信息

表2 調(diào)剖井調(diào)剖劑用量

表3 調(diào)剖井段塞分配

調(diào)剖效果：2口調(diào)剖井調(diào)剖前吸水剖面不均衡，吸水差異大，“指進(jìn)”嚴(yán)重，周圍采出井含水率、采出液聚合物質(zhì)量濃度較高，上升速度較快。按上述方案實(shí)施后，吸水剖面得到調(diào)整，調(diào)剖層相對(duì)吸水比例從61.7%下降至31.7%，下降了29.9百分點(diǎn)，單井整體剖面相對(duì)均勻。

2.1.2 層間吸水差異大井

對(duì)于層間非均質(zhì)性嚴(yán)重、滲透率級(jí)差大、吸水差異大的井，可以通過分層的方式控制吸水剖面反轉(zhuǎn)。

分層選井原則：1）層間動(dòng)用狀況差異較大；2）油層發(fā)育較好，擬分注層段有效厚度在1.5 m以上；3）隔層厚度大于0.6 m；4）注入壓力有一定上升空間；5）分注層段內(nèi)滲透率級(jí)差盡可能小于4.0[14]。

分層做法與效果：共有3種類型，不同類型井采取不同的分層措施。

1）層間吸水差異大，層內(nèi)吸水較均衡，注入壓力較低的井直接分層。井C層間吸水差異較大，滲透率級(jí)差為3.0，出現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象。上部薩Ⅲ3—7油層有效厚度3.4 m，占全井的37.8%，相對(duì)吸水比例達(dá)65.3%；下部相對(duì)吸水比例34.7%，層內(nèi)吸水量相對(duì)較均衡。薩Ⅲ3—7與下部層位間有2.8 m隔層，井口注入壓力11.2 MPa，距破裂壓力13.3 MPa有2.1 MPa的上升空間，注入能力較強(qiáng)，符合分層標(biāo)準(zhǔn)。

為改善吸水剖面，控制吸水剖面反轉(zhuǎn)，對(duì)該井采取分層措施。對(duì)薩Ⅲ3—7層段控制注入量，對(duì)下部層段增加注入量。分層后控制層的相對(duì)吸水比例由65.3%下降至39.2%；加強(qiáng)層的相對(duì)吸水比例由34.7%增加至60.8%，分層效果明顯。

2）層間吸水差異大，層內(nèi)吸水較均衡，注入壓力較高的井分層降低聚合物質(zhì)量濃度。井D層間吸水差異較大，層間滲透率級(jí)差為3.7，出現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象。下部薩Ⅲ8—10油層有效厚度6.1 m，厚度占全井的75.3%，相對(duì)吸水比例達(dá)98.3%；上部薩Ⅲ4—7油層有效厚度2.0 m，相對(duì)吸水比例僅1.7%。2個(gè)層位間有4.4 m隔層，符合分層標(biāo)準(zhǔn)，但井口注入壓力12.1 MPa，距破裂壓力12.6 MPa只有0.5 MPa的上升空間。

分層對(duì)薩Ⅲ4—7層段加大注入量，對(duì)薩Ⅲ8—10層段控制注入量，同時(shí)為保證分層后注入壓力升幅控制在破裂壓力以內(nèi)，聚合物質(zhì)量濃度由2 200 mg/L降到1 700 mg/L。分層后控制層的相對(duì)吸水比例由98.3%下降至76.4%，注入壓力控制在12.0 MPa，分層效果明顯。

3）層間吸水差異大，層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng)、剖面突進(jìn)，注入壓力低的井分層提高注聚濃度。井E層間吸水差異較大，層間滲透率級(jí)差為3.8，出現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象。上部薩Ⅲ4—7上油層有效厚度2.8 m，厚度占全井的21.5%，相對(duì)吸水比例達(dá)46.5%；下部薩Ⅲ4—10油層有效厚度10.2 m，相對(duì)吸水比例達(dá)53.5%。兩個(gè)層位間有0.7 m隔層，井口注入壓力11.3 MPa，距破裂壓力12.9 MPa還有1.6 MPa的上升空間，注入能力較強(qiáng)，符合分層標(biāo)準(zhǔn)。

分層時(shí)，對(duì)薩Ⅲ4—10層段加大注入量，對(duì)薩Ⅲ4—7上層段控制注入量，同時(shí)為保證分層后厚層內(nèi)剖面突進(jìn)狀況得到改善，聚合物質(zhì)量濃度由1 500 mg/L提高到2 000 mg/L。分層后控制層的相對(duì)吸水比例由46.5%下降至26.1%；加強(qiáng)層的相對(duì)吸水比例由53.5%增加至73.9%，厚層內(nèi)剖面相對(duì)均衡，分層效果明顯。

2.2 聚合物質(zhì)量濃度

對(duì)三元體系調(diào)驅(qū)作用較小，未波及到中低滲透層導(dǎo)致吸水剖面較差的注聚井，提高聚合物質(zhì)量濃度；對(duì)油層波及體積擴(kuò)大后，中低滲透層驅(qū)動(dòng)困難導(dǎo)致吸水剖面變差的注聚井，下調(diào)聚合物質(zhì)量濃度[15]。

2.2.1 上調(diào)聚合物質(zhì)量濃度

井F注入壓力11.7 MPa，距破裂壓力13.0 MPa還有1.3 MPa上升空間，聚合物質(zhì)量濃度2 250 mg/L，三元復(fù)合驅(qū)后期出現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，低滲透層相對(duì)吸水比例較其最高吸水時(shí)期下降了20.0百分點(diǎn)。為改善吸水剖面，提高聚合物質(zhì)量濃度至2 500 mg/L，調(diào)整后該井注入壓力升高了0.6MPa，低滲透層位吸水狀況改善，相對(duì)吸水比例增加了12.0百分點(diǎn)。

2.2.2 下調(diào)聚合物質(zhì)量濃度

井G注入壓力12.3 MPa，距破裂壓力12.8 MPa只有0.5 MPa上升空間，聚合物質(zhì)量濃度1 720 mg/L，三元復(fù)合驅(qū)后期出現(xiàn)吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，低滲透層吸水變差，高滲透層單層相對(duì)吸水比例大于70.0%。為改善該井注入狀況，降低聚合物質(zhì)量濃度至1 380 mg/L，調(diào)整后中低滲透層位吸水狀況得到改善，相對(duì)吸水比例增加了8.0百分點(diǎn)。

應(yīng)用以上改善方法，對(duì)礦場(chǎng)試驗(yàn)區(qū)存在吸水剖面反轉(zhuǎn)問題嚴(yán)重的55口注聚井進(jìn)行調(diào)整，38口井吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象得到有效改善。與措施前相比，區(qū)塊日降液369 t，日增油28 t，含水率下降了3.7百分點(diǎn)。截至2014年底，調(diào)整后階段采收率比方案預(yù)測(cè)提高了0.8百分點(diǎn)。

3 結(jié)論

1）油藏滲透率級(jí)差大，非均質(zhì)性嚴(yán)重，三元復(fù)合驅(qū)階段提高采收率見效早，但周期短，吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象出現(xiàn)早，嚴(yán)重影響采收率的提高。

2）聚合物質(zhì)量濃度增大，三元復(fù)合驅(qū)初期吸水剖面可以得到有效調(diào)整，但吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象提早出現(xiàn)，反轉(zhuǎn)嚴(yán)重；因此，應(yīng)充分考慮提高采收率和減少地層損傷兩方面因素，適當(dāng)選擇聚合物質(zhì)量濃度。

3）對(duì)于非均質(zhì)性嚴(yán)重的注聚井可以通過調(diào)剖和分層的方式控制吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象；對(duì)于吸水剖面較差的注聚井可以通過改變聚合物質(zhì)量濃度調(diào)整吸水剖面，控制吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象，提高原油采收率。

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