渤海X油田聚驅(qū)后不同化學(xué)驅(qū)注入段塞優(yōu)選及剩余油分布研究

王 剛，劉 斌，王欣然，張 偉，張俊廷

（中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300452）

渤海X油田自2008年實(shí)施聚合物驅(qū)以來，注聚規(guī)模不斷擴(kuò)大，目前注聚井已達(dá)到24口，累積增油量超過240×104m3，采出程度增加2.62個(gè)百分點(diǎn)，噸聚增油達(dá)到53 m3，聚合物驅(qū)油效果較為顯著。但含水達(dá)到最低點(diǎn)后，含水上升速度也較快，吸水剖面反轉(zhuǎn)現(xiàn)象嚴(yán)重，若繼續(xù)注聚，開發(fā)效果和經(jīng)濟(jì)效益較差。因此，本文根據(jù)油田地質(zhì)油藏特征和開發(fā)狀況，應(yīng)用三層非均質(zhì)平面物理模型進(jìn)行不同類型化學(xué)驅(qū)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)[1–5]，研究不同類型化學(xué)驅(qū)的驅(qū)替效果，優(yōu)選該區(qū)塊聚驅(qū)后的合理化學(xué)驅(qū)注入方式，應(yīng)用電極采集系統(tǒng)檢測(cè)化學(xué)驅(qū)后各層剩余油飽和度，對(duì)比不同驅(qū)替方式的各層開發(fā)效果[6–9]。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括 BROOKFIELD DV–II+Pro型布氏黏度計(jì)；WCJ–801型控溫磁力攪拌器；SG83–1雙聯(lián)自控恒溫箱；平流泵；中間容器；自制電極數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)。

1.2 藥劑及油水

聚合物均為現(xiàn)場(chǎng)提供的部分水解聚丙烯酰胺，高分子聚合物的相對(duì)分子量為 2 500萬，表面活性劑為DB–3非離子型表面活性劑。

實(shí)驗(yàn)用油為現(xiàn)場(chǎng)脫水脫氣原油與煤油按一定比例配制而成的模擬油，65 ℃條件下黏度為45 mPa·s。聚合物和表活劑母液使用現(xiàn)場(chǎng)污水和不同礦化度的模擬水配制，并用現(xiàn)場(chǎng)污水稀釋到實(shí)驗(yàn)方案所要求的濃度。

1.3 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?/h3>

層內(nèi)縱向三層非均質(zhì)（正韻律）高孔巖心模型，尺寸為30 cm×30 cm×4.5 cm，高、中、低三層的氣測(cè)滲透率分別為 3 000×10-3μm2，900×10-3μm2，500×10-3μm2，滲透率變異系0.78，孔隙度為32%，采用邊部一注一采的五點(diǎn)井網(wǎng)。為測(cè)量化學(xué)驅(qū)后各層的剩余油飽和度，在平板模型每層均勻排布36對(duì)電極，共108對(duì)。

1.4 實(shí)驗(yàn)方案

根據(jù)渤海X油田實(shí)際注聚方案，設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方案見表1。

1.5 實(shí)驗(yàn)步驟

①用真空泵對(duì)巖心進(jìn)行抽空（4個(gè)小時(shí)），飽和過濾的現(xiàn)場(chǎng)污水，測(cè)定孔隙體積，計(jì)算孔隙度；②將模型放置在65 ℃恒溫箱內(nèi)數(shù)小時(shí)達(dá)到老化的目的；③飽和油，模擬原始地層狀態(tài)，測(cè)定飽和油體積，計(jì)算原始含油飽和度；④按照實(shí)驗(yàn)各試劑的配制要求，精確配制所需二元體系；⑤根據(jù)實(shí)驗(yàn)方案開展驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，直至達(dá)到實(shí)驗(yàn)要求。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 不同實(shí)驗(yàn)方案采收率對(duì)比

由表2可以看出，方案二聚驅(qū)后提高采出程度最高，為24.29%，最終采收率為65.86%；方案三聚驅(qū)后提高采出程度次之，為21.74%，最終采收率為62.03%。

表2 五個(gè)方案采收率對(duì)比

由圖1可見，方案一注入0.65 PV聚合物開發(fā)效果最差，含水最低點(diǎn)為 73.3%，在聚驅(qū)一段時(shí)間后，含水率逐漸上升，再持續(xù)注入聚合物段塞提高驅(qū)油效率幅度不大。聚驅(qū)后注入聚合物或二元驅(qū)段塞，含水率都有所下降，因水驅(qū)對(duì)低滲透層動(dòng)用效果比較差，隨著聚合物或二元體系的注入，改善了吸水剖面。方案二的含水率降低程度最大，最低點(diǎn)含水率為49.6%，轉(zhuǎn)注水后含水率上升也較慢，說明二元體系進(jìn)入了低滲透層，提高了對(duì)低滲透層的動(dòng)用程度，使整體受效時(shí)間提前，而且達(dá)到最低點(diǎn)的時(shí)間也較其他方案早。方案三驅(qū)含水率最低點(diǎn)為54.9%，雖然聚驅(qū)后注二元體系起到了降水增油效果，但方案三抗稀釋及擴(kuò)大波及體積作用要低于方案二，且表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)也較低，在地層中容易被帶負(fù)電的地層所吸附，使活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)大大降低，不能很好降低油水界面張力，故含水率上升較快。方案四和方案五，都能使含水率降低到70%以內(nèi)，起到了擴(kuò)大波及體積、調(diào)整吸水剖面的作用，但沒有表面活性劑降低油水界面張力的作用，部分波及區(qū)域內(nèi)的剩余油不能完全被驅(qū)出，聚合物作用到一定程度后，含水率上升也越快，說明聚驅(qū)后只提高驅(qū)替劑黏度，而降水效果并不好。

圖1 各方案累積注入PV數(shù)與含水率、采出程度關(guān)系

綜上所述，高含水期進(jìn)一步提高采收率，應(yīng)在擴(kuò)大波及體積基礎(chǔ)上降低界面張力。本次實(shí)驗(yàn)中方案二降水效果最好，見效時(shí)間早，作用時(shí)間長(zhǎng)。

2.2 各層剩余油飽和度分布

根據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果，方案二及方案三在聚驅(qū)后提高采出程度幅度較其他方案高，驅(qū)油效果好。因此，以方案一為參照方案，利用油水前緣監(jiān)測(cè)系統(tǒng)繪制方案一、方案二及方案三結(jié)束時(shí)剩余油飽和度分布圖，描述波及體積及油水前緣運(yùn)移情況，分析驅(qū)油效果，細(xì)化各層含油飽和度變化。

以巖電理論阿爾奇公式為基礎(chǔ)，建立電阻率和孔隙度及含水率、飽和度等巖電參數(shù)之間的關(guān)系，通過電阻采集裝置，得到每層電阻值，再折算獲得每層的平均含油飽和度值。實(shí)驗(yàn)測(cè)得的各層波及系數(shù)和平均含油飽和度分別見表3、表4。

可以看出，和聚合物驅(qū)相比，聚表二元復(fù)合驅(qū)各層波及系數(shù)及含油飽和度較水驅(qū)結(jié)束時(shí)有不同程度的變化，高滲層波及系數(shù)較水驅(qū)結(jié)束時(shí)增大 0.09左右，說明經(jīng)過大量水洗作用后，該層波及系數(shù)已達(dá)到較高程度；含油飽和度較水驅(qū)結(jié)束時(shí)，由 0.31左右下降至0.15左右，表明聚表二元驅(qū)在高滲層主要發(fā)揮提高驅(qū)油效率的作用。中、低滲層波及體積較水驅(qū)結(jié)束時(shí)分別提高0.20左右和0.30左右，含油飽和度較聚驅(qū)結(jié)束時(shí)分別下降 0.23左右和 0.34左右，表明聚表二元復(fù)合驅(qū)對(duì)中、低滲層在擴(kuò)大波及體積的同時(shí)，也提高了驅(qū)油效率。

方案二與方案三相比，前者的二元段塞提高黏度擴(kuò)大波及體積作用要好于后者，且各層剩余油飽和度也要低于后者，說明對(duì)于非均質(zhì)程度較大的油藏，應(yīng)該適當(dāng)提高聚合物濃度和表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)。

由表4可以看出，和聚合物驅(qū)相比，聚表二元復(fù)合驅(qū)開發(fā)效果更好，對(duì)中低滲透油藏波及體積更大，各層剩余油飽和度均有不同程度降低，中低滲透油層剩余油降低幅度更大，說明聚表二元復(fù)合驅(qū)能夠改善中低滲透油層的開發(fā)效果。

表3 聚合物驅(qū)與二次化學(xué)驅(qū)各階段各層波及系數(shù)

表4 聚合物驅(qū)與二次化學(xué)驅(qū)各階段各層平均含油飽和度

3 結(jié)論

（1）通過層狀非均質(zhì)模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了聚表二元驅(qū)注入?yún)?shù)的優(yōu)選，優(yōu)選的段塞注入方式為：0.1 PV（0.25%表面活性劑，2 000 mg/L聚合物）+0.3 PV（0.2%表面活性劑，1 500 mg/L聚合物），優(yōu)選的聚表二元驅(qū)段塞注入方式能夠比聚合物驅(qū)提高采收率8.6%。

（2）和聚合物驅(qū)相比，聚表二元復(fù)合驅(qū)后，中、低滲層波及體積分別提高0.20左右和0.3左右，含油飽和度分別下降0.23左右和0.34左右，表明聚表二元復(fù)合驅(qū)對(duì)中、低滲層在擴(kuò)大了吸水面積的同時(shí)，也提高了驅(qū)油效率。

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