聚合物和二元驅(qū)對稠油驅(qū)油效果影響的實驗研究

閆文華，吳東瑩，汪寧宇

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聚合物和二元驅(qū)對稠油驅(qū)油效果影響的實驗研究

閆文華，吳東瑩，汪寧宇

（東北石油大學(xué)提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

遼河油田龍618區(qū)塊是一個常規(guī)稠油區(qū)塊，針對該區(qū)塊地層壓力下降快，原油粘度高等問題，進行室內(nèi)巖心實驗，研究聚合物驅(qū)和二元驅(qū)對稠油驅(qū)油效果的影響。結(jié)果表明：二元化學(xué)驅(qū)采出程度高于聚合物化學(xué)驅(qū)采出程度，且在二元驅(qū)的驅(qū)油過程中含水率下降的最低值更低，二元驅(qū)低于聚合物驅(qū)在驅(qū)油過程中的平均注入壓力。

稠油；聚合物驅(qū)；二元驅(qū)；采出程度

提高采收率可以從兩個方面著手:一是提高注入流體在油層中的波及系數(shù)，主要的辦法是改善油藏的非均質(zhì)性或者減小驅(qū)替相的流度，穩(wěn)定驅(qū)替前沿，一般采取調(diào)剖或者通過增加驅(qū)替流體的粘度(加入聚合物)來實現(xiàn)；另一個方面就是提高洗油效率，主要的方法是改變巖石表面的潤濕性和減少毛細管現(xiàn)象的不利影響，降低殘余油飽和度，一般是利用表面活性劑的界面活性來實現(xiàn)的。從這兩個方面著手，人們發(fā)展了各種各樣的強化采油方法[1,2]。

目前，在稠油的開采中，常用提高采收率的技術(shù)方法主要包括熱采、水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)以及氣驅(qū)等技術(shù)[3]。對于普通稠油來說，一次采油后常采用注水開發(fā)和熱采方法[4]。稠油總儲量中采用注水驅(qū)技術(shù)的稠油約占30%，但由于稠油具有粘度較高、油藏油層較薄的特點，且水油流度比較大，若采用注水開發(fā)易出現(xiàn)注水利用率和采收率較低、能量損失大等弊端，熱采雖然對稠油油藏的適用性較強，采收率也較高，但投入成本巨大，對于有些薄、淺或者埋藏太深的油層，同時還可能含有底水或氣頂出現(xiàn)，使得熱采時熱量損失嚴(yán)重，因而不適合采用熱采方法[5,6]。

盡管化學(xué)驅(qū)相對于注氣，需要更高的儲層滲透率，但是由于其不產(chǎn)生溫室氣體，故對環(huán)境有利[7]。研究表明，此技術(shù)具有高達40% 的采收率（即采油量比原始地質(zhì)儲量），但在用于較大儲層時，該技術(shù)會受到化學(xué)劑高成本的影響[7]。鑒于單一的聚合物驅(qū)、堿水驅(qū)、表面活性劑驅(qū)各自有其優(yōu)缺點，將它們聯(lián)合使用，利用化學(xué)劑之間協(xié)同效應(yīng)，以達到最佳驅(qū)油效果，這就是各種形式的復(fù)合化學(xué)驅(qū)[8,9]。聚合物/表面活性劑二元體系注入過程中，聚合物在多孔介質(zhì)中運移時存在不可入孔隙體積，且聚合物與表面活性劑分子的運移速度不同，會導(dǎo)致聚合物與表面活性劑出現(xiàn)色譜分離效應(yīng)，降低二元體系的協(xié)同效應(yīng)[10,11]。另一方面若聚合物與表面活性劑同時注入，會增大表面活性劑的吸附損耗，如果先注入聚合物，聚合物會在多孔介質(zhì)中吸附滯留，從而降低表面活性劑的吸附損耗[12,13]。

1 實驗條件

1.1 實驗儀器

FY-3型恒溫箱，平流泵，真空泵，壓力傳感器，電子天平，攪拌器，巖心夾持器，中間容器等。

1.2 實驗化學(xué)劑

大慶煉化公司生產(chǎn)的P700相對分子質(zhì)量700×104（抗鹽）聚合物。

1.3 實驗用液

實驗用聚合物溶液為相對分子質(zhì)量700×104抗鹽型聚合物與現(xiàn)場實際注入水按一定比例配置而成，濃度為1 600 mg/L；二元復(fù)合體系溶液為相對分子質(zhì)量700×104分子量抗鹽型聚合物用表面活性劑（0.2%）水配制，濃度同為1 600 mg/L。

1.4 實驗用油

實驗用油為研究區(qū)塊的外輸原油和煤油按一定比例配制而成的模擬油，55 ℃時粘度為423 mPa·s，使用前微孔濾膜過濾。

1.5 實驗溫度

實驗溫度是55 ℃。

1.6 實驗巖心

實驗所用巖心為根據(jù)L區(qū)塊油層的物性參數(shù)制做的人造非均質(zhì)巖心，幾何尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm。

1.7 實驗方案

（1）水驅(qū)至含水率為98%，注入0.6 PV聚合物溶液（1 600 mg/L），后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%；

（2）水驅(qū)至含水率為98%，注入0.6 PV二元體系(聚合物濃度1 600 mg/L，表面活性劑濃度0.2%)，后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%。

1.8 實驗步驟

（1）安裝并調(diào)試儀器設(shè)備。恒溫箱控溫在55 ℃；

（2）將非均質(zhì)巖心與真空泵連接，抽真空，飽和地層水，計算孔隙度；

（3）恒溫12 h以上，水測巖心滲透率；

（4）對巖心進行飽和油，用量筒收集從巖心中流出的液體，待完全不出水時止，記錄量筒中的水量，計算巖心含油飽和度；

（5）飽和完油的巖心放置恒溫箱中12 h以上；

（6）水驅(qū)至含水98%，記錄壓力；

（7）分別注入相同孔隙大小0.6 PV的聚合物及二元復(fù)合體系溶液，記錄壓力；

（8）后續(xù)水驅(qū)至含水98%，記錄壓力。

2 實驗結(jié)果及分析

本實驗選用700×104分子量抗鹽聚合物及石油磺酸鹽表面活性劑，在氣測滲透率為800×10-3μm2的非均質(zhì)巖心上進行驅(qū)油實驗，研究聚合物與二元復(fù)合體系溶液對原油采出程度影響的實驗，巖心水驅(qū)至含水98%后，注入溶液濃度均為1 600 mg/L。實驗結(jié)果見表1、圖1-圖3。

表1 相同濃度聚合物及二元復(fù)合體系溶液的驅(qū)油效果

2.1 驅(qū)油動態(tài)曲線分析

圖1為聚合物驅(qū)壓力、含水率、采收率與注入孔隙體積倍數(shù)之間的關(guān)系曲線。

從表1及圖1中可以看出，水驅(qū)階段，隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加，注入壓力升高，含水率上升，采出程度增加。注入量為2.15 PV時含水率第一次達到98.77%，水驅(qū)采收率為17.04%；注入0.41 PV聚合物后，含水率下降至最低點90.16%。注入0.6 PV聚合物溶液轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，后續(xù)水驅(qū)含水率達到99.86%時，總采收率24.08%，較水驅(qū)階段采出程度提高了7.04%。

圖1 聚合物驅(qū)驅(qū)油動態(tài)曲線

圖2為二元驅(qū)壓力、含水率、采收率與注入量之間的關(guān)系曲線。從表2及圖2中可以看出，注入2.12 PV水時含水率達到99.17%，水驅(qū)采收率為16.60%；注入0.31 PV二元體系溶液后，含水率下降至最低值86.78%，注入0.6 PV二元復(fù)合體系溶液轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)；后續(xù)水驅(qū)含水率達到99.86%時，總采收率為26.88%，二元驅(qū)階段提高采收率為10.22%。

圖2 二元驅(qū)驅(qū)油曲線

2.2 聚驅(qū)與二元驅(qū)對提高稠油采收率的影響

圖3為聚合物驅(qū)、二元驅(qū)驅(qū)替壓力、含水率、采收率與注入孔隙體積倍數(shù)之間的關(guān)系曲線。

圖3 聚驅(qū)和二元驅(qū)驅(qū)油動態(tài)曲線

實驗結(jié)果表明，在聚合物用量相同，注入孔隙體積倍數(shù)相同情況下，二元化學(xué)驅(qū)采出程度高于聚合物化學(xué)驅(qū)采出程度，且在二元驅(qū)的驅(qū)油過程中含水率下降的最低值更低，二元驅(qū)低于聚合物驅(qū)在驅(qū)油過程中的平均注入壓力。

3 結(jié)論與建議

（1）在聚合物用量相同、注入孔隙體積倍數(shù)相同情況下，聚合物驅(qū)采收率提高了7.04%，二元驅(qū)階段采收率提高了10.22%，二元驅(qū)驅(qū)油效果好于聚合物驅(qū)油效果。

（2）二元驅(qū)的驅(qū)油過程中含水率下降的最低值更低，二元驅(qū)低于聚合物驅(qū)在驅(qū)油過程中的平均注入壓力。

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Experimental Study on Influence of Polymer and Binary Flooding on Heavy Oil Displacement Efficiency

，，

（Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Ministry of Education, Northeast Petroleum University，Heilongjiang Daqing 163318, China）

The block 618 in Liaohe oilfield is a conventional heavy oil block. In view of the problem of fast pressure dropping and high crude oil viscosity in this block, the core experiment was carried out to study the effect of polymer flooding and binary flooding on heavy oil displacement. The results show that the degree of recovery of binary chemical flooding is higher than that of polymer flooding, and the lowest value of water content decreases during binary flooding. The average injection pressure of binary flooding is lower than that of polymer flooding.

Heavy oil; Polymer flooding; Binary flooding; Degree of recovery

TE 357

A

1671-0460（2017）08-1553-03

中國石油科技創(chuàng)新基金“特高含水期二元驅(qū)多段賽等流度驅(qū)油方法研究”（2013D-5006-0203）。

2017-01-08

閆文華（1967-） 女，博士，教授，2009年畢業(yè)于東北石油大學(xué)油氣田開發(fā)工程專業(yè)，從事油田開發(fā)及提高采收率研究。電話0459-6507709，E-mail: dqyanwh@163.com。