聚合物驅(qū)后凝膠與聚合物交替注入?yún)?shù)優(yōu)化

張繼紅 程翹楚 陳喜玲 李 理

1.東北石油大學教育部提高采收率重點實驗室 2.中國石油遼河油田石油勘探開發(fā)研究院

聚合物驅(qū)后凝膠與聚合物交替注入?yún)?shù)優(yōu)化

張繼紅1程翹楚1陳喜玲2李 理2

1.東北石油大學教育部提高采收率重點實驗室 2.中國石油遼河油田石油勘探開發(fā)研究院

大慶油田經(jīng)過聚合物驅(qū)后已進入特高含水開發(fā)階段，存在水驅(qū)控制程度低、層間矛盾大等問題。為進一步挖潛剩余油，提高采收率，改善大慶油田注采開發(fā)現(xiàn)狀，在室內(nèi)實驗研究的基礎上，針對N5試驗區(qū)開展了聚合物驅(qū)后凝膠與聚合物交替注入?yún)?shù)優(yōu)化研究。研究結(jié)果表明，聚驅(qū)后凝膠與聚合物交替注入驅(qū)油采用小段塞多輪次的段塞提高采收率效果優(yōu)于大段塞少輪次的段塞；最佳組合的段塞為凝膠(0.02 PV)+聚合物(0.03 PV)，共計注入11輪次，注入總量為0.55 PV；經(jīng)過凝膠與聚合物交替注入驅(qū)油后，其階段采收率可在聚驅(qū)基礎上提高10%左右，說明凝膠與聚合物交替注入驅(qū)油方法具備進一步開發(fā)聚合物驅(qū)后剩余油的潛力。

聚合物驅(qū) 凝膠 聚合物 交替注入 參數(shù)優(yōu)化

大慶油田自1996年開始應用聚合物驅(qū)以來，聚驅(qū)規(guī)模不斷擴大，成為大慶油田采油的主導技術(shù)[1-2]。但是仍然存在聚合物滯留及吸水剖面反轉(zhuǎn)等現(xiàn)象，致使有50%左右的原油不能被采出[3-5]。因此，有必要采用更加有效的注入方式進一步提高采收率。凝膠與聚合物交替注入方式充分發(fā)揮了凝膠調(diào)驅(qū)和聚合物驅(qū)油兩項技術(shù)的協(xié)同效應，即凝膠發(fā)揮深部液流轉(zhuǎn)向作用，使得后續(xù)注入的聚合物溶液能夠有效進入開發(fā)程度不夠的地層，在殘余油集中的區(qū)域充分發(fā)揮驅(qū)油的作用，提高了驅(qū)油效率[6-8]。

在室內(nèi)實驗基礎上，利用數(shù)值模擬方法，針對N5試驗區(qū)開展了聚合物驅(qū)后凝膠與聚合物交替注入?yún)?shù)優(yōu)化研究。研究內(nèi)容包括：利用CMG數(shù)值模擬軟件設計預測方案來研究不同凝膠和聚合物段塞組合對采收率的影響；優(yōu)化合理的凝膠和聚合物段塞用量，確定凝膠和聚合物交替注入段塞的大小。以尋求一種較好的、在聚合物驅(qū)后進一步采出剩余油、提高原油采收率的方法，為聚合物驅(qū)油田的開發(fā)提供一定的技術(shù)參考。

1 凝膠與聚合物交替注入機理

凝膠是由聚合物和交聯(lián)劑形成的弱交聯(lián)體系，該體系具有一定黏度，其三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)以分子間交聯(lián)為主、分子內(nèi)交聯(lián)為輔[9-12]。當凝膠被注入到非均質(zhì)地層后，會先進入滲流阻力較小的高滲透地層，使高滲層主流通道的滲流阻力逐漸增大，可以暫時封堵高滲透層，使后續(xù)注入的流體進入到波及較少甚至是未波及到的中、低滲透層，從而提高了宏觀波及效率[13-15]。在后續(xù)流體的作用下，凝膠在地層中運移的同時發(fā)揮化學驅(qū)油的作用，提高了微觀洗油效率[16-18]。聚合物溶液具有黏彈性，在驅(qū)油過程中，其黏性能夠改善油水流度比，擴大宏觀波及效率；而靠其彈性能夠攜帶水驅(qū)無法驅(qū)動的殘余油，降低殘余油飽和度，提高微觀驅(qū)油效率[19-21]。

凝膠和聚合物多輪次交替注入的驅(qū)油機理見圖1。從圖1可看出，凝膠在第1輪次幾乎完全進入主流孔隙，而后續(xù)注入的聚合物溶液除少量進入主流線附近阻力相對較小的通道外，絕大部分也隨凝膠進入主流線孔隙中。由于凝膠黏度隨時間增加而增大，在第2輪次中一部分凝膠進入主流孔隙，一部分進入其他孔隙。這樣隨后注入的聚合物會有效波及到范圍更大的孔隙中。在凝膠和聚合物溶液多輪次交替作用下，凝膠和聚合物不斷地進入阻力較小的中、低滲孔隙中，使更多的未波及到的殘余油由不動油變?yōu)榭蓜佑?，最終實現(xiàn)較好的提高采收率目的[22-23]。

2 數(shù)值模擬模型的建立

2.1 地質(zhì)模型

選取N5試驗區(qū)進行數(shù)值模擬，模擬區(qū)共41口井，包括16口水井和25口油井。利用Petrel軟件建立的屬性模型立體圖見圖2。網(wǎng)格節(jié)點劃分為109×50×72=392 400個，選用五點法井網(wǎng)部署，井距為125 m。該地質(zhì)模型共分4個小層，實際面積為1.59 km2，油層的初始含水飽和度為25.34%，平均孔隙度為27.75%，平均滲透率為824.75×10-3μm2，初始地層壓力為10.99 MPa，其他流體性質(zhì)及參數(shù)均采用油田實際數(shù)據(jù)。

2.2 歷史擬合

采用Eclipse黑油模擬器E100，迪卡爾坐標系統(tǒng)，塊中心網(wǎng)格，全隱式求解，整個過程涉及的相態(tài)為：油、水、氣和溶解氣，初始狀態(tài)只有油(含溶解氣)、水兩相。擬合時間為1965年～2009年，擬合試驗區(qū)的地質(zhì)儲量、累計產(chǎn)油量及單井動態(tài)等參數(shù)。擬合地質(zhì)儲量為4 399.3×104t，實際地質(zhì)儲量為4 325.15×104t，相對誤差為1.7%；全區(qū)擬合精度達到90%，單井達85%以上。

3 參數(shù)優(yōu)選

在聚合物驅(qū)后凝膠與化學劑交替注入驅(qū)油的基礎上，針對此模擬區(qū)塊開展聚合物驅(qū)后凝膠與聚合物交替注入?yún)?shù)優(yōu)化研究。首先，注入0.64 PV[24-25]的聚合物溶液進行驅(qū)油(聚合物相對分子質(zhì)量為2 500萬，聚合物溶液質(zhì)量濃度為1 200 mg/L，黏度為40～50 mPa·s，擬定注入速度為0.2 PV/a，油井定壓生產(chǎn)，井底流壓為6 MPa)；然后，進行凝膠(相對分子質(zhì)量為2 500萬、聚合物質(zhì)量濃度為1 800 mg/L、聚交比為40∶1的鉻離子凝膠體系)與聚合物(相對分子質(zhì)量為2 500萬，質(zhì)量濃度為1 200 mg/L的高分聚合物)交替注入驅(qū)油數(shù)值模擬。將Petrel地質(zhì)模型和Eclipse水驅(qū)歷史擬合參數(shù)轉(zhuǎn)入CMG數(shù)值模擬軟件中，進行參數(shù)優(yōu)化研究[26]。

3.1 段塞大小優(yōu)化

為確定凝膠和聚合物最優(yōu)段塞，在相同注入量的前提下，設計了兩組不同方案，分別為凝膠和聚合物相同段塞大小交替注入和不同段塞大小交替注入。參考表1中所示各單項物質(zhì)的商品價格，并根據(jù)凝膠與聚合物段塞各段塞大小的階段采收率值，計算各方案下的投入產(chǎn)出比，計算結(jié)果見表2和表3。

由表2和表3可以看出：在相同段塞大小條件下，凝膠+聚合物驅(qū)時小段塞多輪次的采收率高于大段塞少輪次的采收率；在不同段塞大小的條件下，上述結(jié)論同樣成立。分析其原因，由于小段塞多輪次注入后，壓力上升速度慢，壓力的交替升緩造成多輪次交替注入時提高采收率的效果優(yōu)于少輪次的采收率效果。當凝膠段塞大小相同時，隨著聚合物段塞大小的增加，階段采收率逐漸減小，在段塞組合凝膠+聚合物為0.02 PV+0.03 PV時的采收率最高。雖然段塞大小為0.02 PV+0.06 PV時的投入產(chǎn)出比最高，但是，0.02 PV+0.06 PV時的利潤(產(chǎn)出-投入)為8.691 08元，0.02 PV+0.03 PV時的利潤(產(chǎn)出-投入)為8.761 08元。因此，段塞組合凝膠+聚合物為0.02 PV+0.03 PV的優(yōu)于0.02 PV+0.06 PV的段塞組合。

表1 物質(zhì)的商品價格Table1 Commoditypricesofeachsinglematerial項目有效含量商品價格/(萬元·t-1)聚合物1200mg/L(P)1.8凝膠體系液1800mg/L(P)+180mg/L(Cr3+)3.1

表2 相同段塞大小的凝膠+聚合物交替注入計算結(jié)果Table2 Calculatedresultsofthesamesizeofslugofgelandpolymeralternatinginjection段塞(凝膠+聚合物)/PV采收率/%聚驅(qū)凝膠+聚合物總采收率投入產(chǎn)出比0.02+0.02(16輪次)14.649.8424.481∶7.270.04+0.04(8輪次)14.649.7424.381∶7.190.08+0.08(4輪次)14.649.1123.751∶6.72 備注:原油價格80美元/桶,1桶=158.98L,1美元=6.1518元。

表3 不同段塞大小的凝膠+聚合物交替注入計算結(jié)果Table3 Calculatedresultsofdifferentsizeofslugofgelandpolymeralternatinginjection段塞(凝膠+聚合物)/PV采收率/%聚驅(qū)凝膠+聚合物總采收率投入產(chǎn)出比0.02+0.0314.649.9524.591∶7.640.02+0.0414.649.8724.511∶7.740.02+0.0614.649.7024.341∶8.240.03+0.0414.649.7924.431∶7.280.03+0.0514.649.7524.391∶7.710.04+0.0614.649.7824.421∶7.460.04+0.0814.649.6524.291∶7.63 備注:原油價格80美元/桶,1桶=158.98L,1美元=6.1518元。

為進一步優(yōu)選段塞組合，繪制了凝膠+聚合物分別為0.02 PV+0.04 PV、0.03 PV+0.05 PV、0.02 PV+0.03 PV三個段塞組合的壓力曲線(圖3)，發(fā)現(xiàn)前兩個段塞組合的平均地層壓力已達到了22 MPa以上，且本區(qū)塊的破裂壓力估算為22 MPa左右。因此，考慮到壓力的因素，選擇凝膠+聚合物段塞為0.02 PV+0.03 PV為最優(yōu)注入方案。

3.2 段塞注入輪次優(yōu)化

聚驅(qū)后凝膠與聚合物(0.02 PV+0.03 PV)交替注入驅(qū)油過程中，各輪次的階段采收率和投入產(chǎn)出比見圖4和圖5。

從圖4可看出，第9個輪次時，其累積采收率的斜率最大為1.36。這是因為，凝膠溶液的強度或黏度是隨著時間的增長而逐漸增大的，前面已經(jīng)注入到地層中的0.16 PV的凝膠溶液的黏度要大于凝膠溶液的初始黏度，在凝膠溶液的調(diào)控下，各階段注入的聚合物溶液能夠進入中低滲透層，對中低滲透層的剩余油和殘余油進行驅(qū)替，使在聚合物注入到第9輪時采收率有了較大幅度的升高；第10個輪次后采收率上升幅度開始變緩，從第11輪開始曲線呈直線上升趨勢。因此，對于凝膠(0.02 PV)+聚合物(0.03 PV)段塞組合，注滿9～11個段塞是現(xiàn)場的最佳段塞注入量，在這個注入量范圍內(nèi)，階段采收率的升幅較大。

由圖5可知：隨注入量的增加，投入產(chǎn)出比逐漸增加，第11個輪次到達最高的投入產(chǎn)出比為1∶5.96，第12個輪次后開始下降?？紤]采收率并保證經(jīng)濟效益，選擇最佳注入段塞用量為注滿11個輪次，即注入凝膠+聚合物段塞0.55 PV。該方案可在聚驅(qū)基礎上進一步提高原油采收率8.15%。

4 結(jié) 論

(1) 利用CMG數(shù)值模擬軟件設計預測方案研究不同凝膠和聚合物段塞組合對采收率的影響。結(jié)果表明，小段塞多輪次的段塞提高采收率效果優(yōu)于大段塞少輪次的段塞，凝膠(0.02 PV)+聚合物(0.03 PV)的段塞組合的采收率最高，為9.95%；

(2) 利用數(shù)值模擬方法，根據(jù)采收率和投入產(chǎn)出比，并考慮到壓力因素，優(yōu)選出試驗區(qū)聚驅(qū)后凝膠與聚合物段塞交替注入驅(qū)油進一步提高采收率的最佳段塞大小為0.02 PV+0.03 PV；在此基礎上，根據(jù)最大斜率法優(yōu)選出最佳注入量為0.55PV，該方案下投入產(chǎn)出比較高，約為1∶5.96，預測試驗區(qū)采用該方案可在聚驅(qū)基礎上進一步提高原油采收率8.15%。

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Parameteroptimizationofgelandpolymeralternatinginjectionafterpolymerflooding

ZhangJihong1,ChengQiaochu1,ChenXiling2,LiLi2

(1.KeyLaboratoryforEnhancingOil/GasRecoveryofMinistryofEducationinNortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,China; 2.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,LiaoheOilfield,PetroChina,Panjin124010,China)

Daqing oilfield has entered the extra high water cut development stage after polymer flooding. There are some problems, such as low degree of water flooding control and big contradictions between layers , etc. In order to further dip remaining oil, improve recovery factor and solve the problem of injection-production exploitation, on the basis of indoor experiment, this paper studied parameter optimization of gel and polymer alternating injection after polymer flooding in view of N5 test area. The results show that the EOR effect of small slug with more rounds of gel and polymer alternating injection after polymer flooding is better than big slug with less rounds; best combination of slug is gel (0.02 PV)+polymer (0.03 PV) and total injection rounds are 11(total 0.55 PV). Under this condition, the stage recovery can increase about 10% than polymer flooding, which indicates that the method of gel and polymer alternating injection has the potential of further developing remaining oil after polymer flooding.

polymer flooding, gel, polymer, alternating injection, parameter optimization

國家自然科學基金項目“聚驅(qū)后油藏凝膠與化學劑多輪次交替注入提高采收率方法研究”(51274070)。

張繼紅(1969-)，女，博士，現(xiàn)任職于東北石油大學石油工程學院，教授，博導，主要從事油氣田開發(fā)工程理論與技術(shù)、提高采收率技術(shù)研究工作。E-maildqzhjh@126.com

TE357.46+1

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2015.03.020

2014-10-24；編輯馮學軍