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    古城油田超高分子量聚合物驅(qū)分析與應(yīng)用*

    2019-08-01 06:05:16束華東劉崢君姜建偉李佩雲(yún)楊永利
    油田化學(xué) 2019年2期
    關(guān)鍵詞:流度井網(wǎng)水驅(qū)

    郭 艷,束華東,劉崢君,李 巖,姜建偉,李佩雲(yún),楊永利

    (1.中國(guó)石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院,河南 南陽(yáng) 473132;2.河南省提高石油采收率重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,河南 南陽(yáng) 473132;3.華中科技大學(xué)材料科學(xué)與工程學(xué)院,湖北 武漢 430074)

    國(guó)內(nèi)外研究結(jié)果表明,聚合物驅(qū)適應(yīng)的地層原油黏度一般小于200 mPa·s[1-4]。河南油田從“九五”開(kāi)始在雙河油田、下二門(mén)油田、古城油田的16 個(gè)區(qū)塊開(kāi)展了化學(xué)驅(qū)工業(yè)化應(yīng)用。其中,下二門(mén)油田H2Ⅱ油組(地層原油黏度72.6 mPa·s)、古城油田B123區(qū)塊(地層原油黏度59數(shù)138 mPa·s)、古城油田泌124 斷塊(地層原油黏度88數(shù) 130 mPa·s)普通稠油聚合物驅(qū)已取得顯著效益,為聚合物驅(qū)在普通稠油油藏的應(yīng)用奠定了礦場(chǎng)試驗(yàn)基礎(chǔ)。古城油田位于泌陽(yáng)凹陷西北斜坡帶,泌125區(qū)位于古城油田中部,為東西相交的兩條反掉弧形正斷層形成的地壘式斷鼻油氣藏。Ⅴ2-5層系疊合含油面積1.12 km2,地質(zhì)儲(chǔ)量223×104t,單層滲透率為0.69數(shù) 2.77 μm2,平均1.6 μm2。原始油層中部溫度為40.9℃,原油密度為0.943 g/cm3。泌125 區(qū)塊Ⅴ2-5 層系地層原油黏度400數(shù) 1800 mPa·s,平均黏度652.7 mPa·s,區(qū)塊目前的采出程度為17.6%。借鑒下二門(mén)油田H2Ⅱ油組、古城油田泌124斷塊普通稠油聚合物驅(qū)經(jīng)驗(yàn),首次在原油黏度超過(guò)600 mPa·s的普通稠油油藏實(shí)施聚合物驅(qū)。針對(duì)泌125區(qū)塊油藏條件進(jìn)行了剩余油潛力分析,提出超高分聚合物+井網(wǎng)調(diào)整的技術(shù)路線,對(duì)提高較高黏度普通稠油油藏采收率具有重要的意義。

    1 實(shí)驗(yàn)部分

    1.1 材料與儀器

    部分水解聚丙烯酰胺CGF-1,固含量89.03%,相對(duì)分子質(zhì)量3370 萬(wàn),水解度29.5%,法國(guó)愛(ài)森公司;部分水解聚丙烯酰胺PTP-1,相對(duì)分子質(zhì)量小于2800萬(wàn),固含量89.24%,水解度26.2%,河南正佳公司;普通部分水解聚丙烯酰胺PTP-2,固含量89.23%,水解度28.2%,法國(guó)愛(ài)森公司;古城油田注入污水,礦化度3457 mg/L,離子組成(單位mg/L)為:Na++K+1244.40、Ca2+0.63、Mg2+17.71、Cl-1311.39、,經(jīng)雙層濾紙過(guò)濾,注入性及驅(qū)油實(shí)驗(yàn)用時(shí)經(jīng)0.45 μm 微孔濾膜過(guò)濾;實(shí)驗(yàn)用原油為泌125 區(qū)塊多口油井原油等比例混合原油,油藏溫度下黏度為650 mPa·s;人造均質(zhì)短巖心,φ2.5 cm×8 cm,滲透率約為1.6 μm2。

    DV-III 黏度計(jì),美國(guó) Brookfield 公司;Haake MARS III 流變儀、Caber 1 拉伸流變儀,德國(guó)Haake公司;OW-Ⅲ型全自動(dòng)巖心驅(qū)替裝置,海安縣石油科技儀器有限公司。

    1.2 實(shí)驗(yàn)方法

    (1)聚合物溶液黏度的測(cè)定。在41℃、0 號(hào)轉(zhuǎn)子、6 r/min 的條件下,用DV-III 黏度計(jì)測(cè)定聚合物溶液的黏度。

    (2)聚合物溶液的穩(wěn)定性。用注入水配制不同濃度的聚合物溶液,抽真空除氧后密閉封裝,控制聚合物溶液中的氧含量為1mg/L,置于41℃烘箱中老化,隔一定時(shí)間測(cè)試樣品黏度,考察CGF-1 聚合物的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性。

    (3)第一法向應(yīng)力差和儲(chǔ)能模量的測(cè)定。用注入水配制2000 mg/L 聚合物溶液,用MARS III 流變儀,在41℃、頻率1數(shù) 1000 s-1的條件下,在1°錐板測(cè)試模具間加入1 mL待測(cè)聚合物溶液,通過(guò)CS(定應(yīng)力測(cè)試)頻率掃描測(cè)定聚合物溶液的第一法向應(yīng)力差;在41℃、震蕩頻率為0.01數(shù)10 Hz 的條件下,用MARS III流變儀測(cè)定聚合物溶液的儲(chǔ)能模量。

    (4)聚合物抗剪切性能。①用注入水配制4500 mg/L 的聚合物母液,再用注入水稀釋至所需濃度,測(cè)定溶液的黏度;將巖心(φ2.5 cm×8 cm)切成長(zhǎng)度為2 cm 的巖心片;采用全自動(dòng)巖心驅(qū)替裝置,在41℃、不同注入速度下注入聚合物溶液,測(cè)定流出巖心的樣品黏度;測(cè)試過(guò)程中觀察壓力變化,壓力接近儀器控制壓力時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。②拉伸直徑的測(cè)定。在41℃下在拉伸流變儀測(cè)量板中間加入聚合物溶液,記錄拉伸直徑和黏度隨拉伸時(shí)間的變化,重復(fù)測(cè)試三次,取平均值。

    (5)聚合物的注入性。①采用人造均質(zhì)短巖心(φ2.5 cm×8 cm),注入速度為30 mL/h。②氣測(cè)滲透率,飽和水,測(cè)定巖心孔隙度,測(cè)水相滲透率,分別注入2000、2500 mg/L的聚合物溶液,待注入壓力平穩(wěn)后,轉(zhuǎn)水驅(qū)至壓力平穩(wěn),結(jié)束實(shí)驗(yàn)。如果壓力不穩(wěn),注入10 PV 聚合物溶液后直接轉(zhuǎn)水驅(qū)至壓力平穩(wěn),結(jié)束實(shí)驗(yàn)。③每轉(zhuǎn)注驅(qū)替液開(kāi)始(3數(shù)5)min記錄壓力和液量;壓力穩(wěn)定后根據(jù)情況適當(dāng)延長(zhǎng)記錄時(shí)間間隔。計(jì)算阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。

    (6)聚合物的驅(qū)油性能。①將巖心經(jīng)空氣滲透率測(cè)定、飽和實(shí)驗(yàn)用水、測(cè)量孔隙度后,在41℃恒溫箱內(nèi)恒溫12 h 以上;②巖心飽和油約70%;③以30 mL/h的驅(qū)替速度水驅(qū)至模型出口含水98%,計(jì)算水驅(qū)采收率;④注入聚合物溶液,待聚合物段塞全部注完后,轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水98%,計(jì)算聚合物驅(qū)采收率,結(jié)束實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄壓力及液量。

    (7)聚合物驅(qū)流度比的確定。①將巖心經(jīng)空氣滲透率測(cè)定、飽和實(shí)驗(yàn)用水、測(cè)量孔隙度后,在41℃恒溫箱內(nèi)恒溫12 h以上;②用煤油調(diào)節(jié)原油黏度為3數(shù)1000 mPa·s,巖心分別飽和不同黏度的油約70%;③以30 mL/h 的驅(qū)替速度水驅(qū)至模型出口含水98%,計(jì)算水驅(qū)采收率;④注入0.5 PV 不同濃度的聚合物溶液,待聚合物段塞全部注完后,轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)至含水98%,計(jì)算聚合物驅(qū)采收率,結(jié)束實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄壓力及液量。⑤按式(1)計(jì)算流度比,作流度比—采收率增幅曲線,分別找出對(duì)應(yīng)原油黏度下采收率增幅為8%的流度比值。

    式中,M—流度比,無(wú)量綱;λw—驅(qū)替項(xiàng)的流度(指聚合物體系黏度);λo—被驅(qū)替項(xiàng)的流度(指油相黏度);Kw—水相滲透率;Ko—油相滲透率;μo—油相黏度;μw—水相黏度。

    2 結(jié)果與討論

    2.1 剩余油潛力分析及井網(wǎng)調(diào)整

    2.1.1 剩余油分布特征

    應(yīng)用Petrel 建模軟件(斯倫貝謝科技服務(wù)(北京)有限公司)建立B125斷塊Ⅴ2-5層系地質(zhì)模型的三維角點(diǎn)網(wǎng)格系統(tǒng),并直接輸出數(shù)值模擬軟件可接受的地質(zhì)模型和屬性模型數(shù)據(jù)體。為定量化三維地質(zhì)模型,利用曾經(jīng)注采本層系和鉆遇本層系的75口井的小層數(shù)據(jù)和測(cè)井結(jié)果,由軟件自動(dòng)插值生成數(shù)值模擬所需的網(wǎng)格參數(shù)場(chǎng)。依據(jù)區(qū)塊的實(shí)際情況,確定建模范圍。該范圍西部以斷層為界,斷層附近模型平面網(wǎng)格采用5 m×5 m,主體區(qū)域采用10 m×10 m,邊部區(qū)域采用20 m×20 m??v向上每個(gè)層劃分10 個(gè)網(wǎng)格,建模范圍Ⅴ2 至Ⅴ5 層的七個(gè)單層。三維網(wǎng)格是以地層構(gòu)造格架模型為基礎(chǔ)生成的,精細(xì)模型總網(wǎng)格數(shù)為130.6×104個(gè)[5-6]。

    (1)油藏整體水淹狀況分析

    該區(qū)平面54.4%剩余儲(chǔ)量分布在含水小于90%的區(qū)域。目前單元綜合含水91.9%,局部區(qū)域高達(dá)95%以上。不同含水級(jí)別剩余儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)結(jié)果為:45.6%剩余儲(chǔ)量分布在含水大于90%的區(qū)域,54.4%剩余儲(chǔ)量分布在含水小于90%的區(qū)域。

    (2)平面剩余油分布特征

    平均剩余油飽和度56.1%,井間及井網(wǎng)控制差區(qū)域含油飽和度相對(duì)較高。從平面上看,剩余儲(chǔ)量主要分布在油水井間注水波及不到的區(qū)域,特別部分注采井網(wǎng)相對(duì)不完善的區(qū)域,剩余油飽和度相對(duì)較高。從單層剩余油飽和度分布圖上看,剩余油主要存在井間平衡區(qū)域,成連片狀分布。對(duì)不同剩余油飽和度區(qū)間剩余儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)結(jié)果顯示,井間及井網(wǎng)控制差區(qū)域剩余油飽和度達(dá)60%甚至更高,是下步聚合物驅(qū)的挖潛對(duì)象。

    (3)層間剩余油分布特征

    縱向上各單層采出程度差異小,剩余儲(chǔ)量豐富。從各單層剩余油分布狀況及剩余儲(chǔ)量結(jié)果可看出泌125 區(qū)Ⅴ2-5 層系各單層縱向上采出程度相差不大,只有滲透率相對(duì)較高的Ⅴ22、Ⅴ32層采出程度達(dá)到24.57%和21.30%,其他各單層采出程度均低于20%。由于小層Ⅴ32-3、Ⅴ42、Ⅴ51層原始地質(zhì)儲(chǔ)量大,剩余儲(chǔ)量仍較多,占單元總剩余儲(chǔ)量的75.1%。剖面上剩余油儲(chǔ)量豐度疊合最好區(qū)域分別位于井間壓力平衡區(qū)和井網(wǎng)未控制到的區(qū)域:如G4606、G4305 井區(qū),其次是 G4206 井區(qū)、G4604 井區(qū)和B125-3井區(qū)。

    綜上,古城油田泌125區(qū)塊Ⅴ2-5層系剩余油資源豐富,潛力較大,在該區(qū)塊實(shí)施聚合物驅(qū)來(lái)提高采收率具有較豐厚的物質(zhì)基礎(chǔ)。

    2.1.2 井網(wǎng)調(diào)整

    (1)井網(wǎng)部署原則

    ①以現(xiàn)有水驅(qū)井網(wǎng)為基礎(chǔ),充分利用老井,對(duì)水驅(qū)井網(wǎng)進(jìn)行調(diào)整,使井網(wǎng)向規(guī)則五點(diǎn)法靠攏,縮小井距至141 m 以下,原油黏度高的區(qū)域井距約120 m[7]。②以?xún)?chǔ)層砂體展布、含油面積疊合情況、儲(chǔ)層物性、剩余油分布特征為依據(jù),通過(guò)油井轉(zhuǎn)注、打更新井、新鉆采油井,力爭(zhēng)最大限度地改變液流方向、增加多向受效井?dāng)?shù)和擴(kuò)大聚合物驅(qū)井網(wǎng)儲(chǔ)量控制程度,完善注采井網(wǎng)。③充分利用老井,減少鉆井成本,實(shí)現(xiàn)效益最大化。注入井以原注水井為主,同時(shí)轉(zhuǎn)注部分采油井,適當(dāng)部署新井。油井轉(zhuǎn)注要選擇對(duì)注采系統(tǒng)完善起重要作用的井,同時(shí)井況良好方宜轉(zhuǎn)注。水驅(qū)轉(zhuǎn)注聚合物驅(qū)后,壓力上升幅度較大,因此對(duì)轉(zhuǎn)注的油水井需充分考慮其注入性和可調(diào)配的壓力空間。

    (2)井網(wǎng)部署

    根據(jù)井網(wǎng)部署原則,確定了兩個(gè)聚合物驅(qū)井網(wǎng)方案。方案一和方案二的平均注采井距分別為136 m 和128 m;井網(wǎng)控制程度方面,方案一為71.9%,比方案二的70.1%略高;液流方向轉(zhuǎn)變率方面,兩個(gè)方案兩向以上受效率相同,三向以上受效率方案一(46.2%)與方案二(48.7%)基本相平;總井?dāng)?shù)上方案二比方案一多3口,新鉆井?dāng)?shù)方案二比方案一多5口,油轉(zhuǎn)注井?dāng)?shù)方案二比方案一多3口,方案二實(shí)施成本高。

    利用數(shù)值模擬對(duì)兩套方案聚驅(qū)效果進(jìn)行預(yù)測(cè),設(shè)定基礎(chǔ)方案注入聚合物濃度2 g/L,注采比1.05,注入速度0.12 PV/年,注入段塞尺寸0.5 PV,數(shù)值模擬預(yù)測(cè)在相同注入?yún)?shù)條件下,方案一聚合物驅(qū)累積增油7.9×104t,提高采收率5.1 百分點(diǎn);方案二聚合物驅(qū)累積增油8.5×104t,提高采收率5.5 百分點(diǎn)。方案一的投資回收期、財(cái)務(wù)內(nèi)部收益率和財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值分別為2.3年、26.0%和1374 萬(wàn)元,好于方案二的3.1年、18.0%和538.9 萬(wàn)元。通過(guò)上述各項(xiàng)指標(biāo)對(duì)比綜合分析認(rèn)為方案一優(yōu)于方案二,因此推薦方案一(采油井38口、注入井22口、油井新鉆4口、注入井新鉆2口)為Ⅴ2-5層系聚合物驅(qū)井網(wǎng)調(diào)整方案。

    2.1.3 聚合物驅(qū)效果預(yù)測(cè)

    泌125 區(qū)塊Ⅴ2-5 層系注聚合物井組控制儲(chǔ)量為155.2×104t。按水驅(qū)、聚合物驅(qū)綜合含水到98.0%時(shí),預(yù)測(cè)單元井網(wǎng)調(diào)整后聚合物驅(qū)比原井網(wǎng)水驅(qū)增產(chǎn)原油9.16×104t,按聚合物驅(qū)井網(wǎng)實(shí)際控制儲(chǔ)量計(jì)算,聚合物驅(qū)比水驅(qū)提高采收率5.9 百分點(diǎn)。單元增加可采儲(chǔ)量9.16×104t,每噸聚合物增油28.2 t,增油高峰期含水降低6.4百分點(diǎn)。

    2.2 超高分子量聚合物性能評(píng)價(jià)

    2.2.1 增黏性

    用注入水配制4500 mg/L 聚合物母液,再用注入水稀釋至需要濃度。由聚合物溶液黏度與濃度的關(guān)系(圖1)可見(jiàn),超高分CGF-1 聚合物溶液黏度隨濃度的增加而增加,當(dāng)質(zhì)量濃度高于1500 mg/L后,黏度增幅變大。由于超高分聚合物分子量較大,溶液黏度較高,同等濃度下溶液黏度比常規(guī)聚合物PTP-1 的大。同時(shí)濃度越高,CGF-1 聚合物溶液黏度優(yōu)勢(shì)越明顯。

    圖1 聚合物溶液溶液黏度與濃度的關(guān)系

    2.2.2 長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性

    聚合物熱穩(wěn)定性是評(píng)價(jià)聚合物油藏適應(yīng)性的重要指標(biāo),是聚合產(chǎn)品能否在地下運(yùn)移過(guò)程中長(zhǎng)期發(fā)揮驅(qū)油作用的保證[8-9]。不同濃度聚合物溶液的黏度隨老化時(shí)間的變化見(jiàn)表1。隨著老化時(shí)間的延長(zhǎng),CGF-1 聚合物溶液黏度先增加后降低[10]。隨聚合物溶液濃度的增加,老化180 d 后的黏度均有所降低,但黏度保留率均大于90%,說(shuō)明聚合物長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性較好[11-12]。

    2.2.3 黏彈性

    當(dāng)聚合物分子鏈在流經(jīng)孔隙喉道處時(shí),受到劇烈拉伸而表現(xiàn)出明顯的彈性。這種特性使進(jìn)入盲端孔隙的聚合物溶液具有與流動(dòng)方向垂直,指向連通孔道的法向力。聚合物溶液能進(jìn)入盲端孔隙驅(qū)動(dòng)原油,可以顯著提高驅(qū)替相的驅(qū)油效率[13]。不同類(lèi)型聚合物(2000 mg/L)的第一法向應(yīng)力差對(duì)比結(jié)果如圖2所示。高黏彈性可顯著提高聚合物的驅(qū)油效率,有利于聚合物驅(qū)原油采收率的大幅度提高。儲(chǔ)能模量是聚合物溶液彈性性能的表征數(shù)據(jù),不同類(lèi)型聚合物(2000 mg/L)的儲(chǔ)能模量(G')對(duì)比結(jié)果如圖3所示。由圖2、圖3可見(jiàn),與普通聚合物相比,超高分聚合物CGF-1第一法相應(yīng)力差高、儲(chǔ)能模量大,說(shuō)明CGF-1比常規(guī)聚合物具有更為顯著的彈性性能,有利于聚合物發(fā)揮彈性驅(qū)油特性。

    圖2 不同類(lèi)型聚合物的第一法向應(yīng)力差隨剪切速率的變化

    圖3 不同類(lèi)型聚合物的儲(chǔ)能模量隨轉(zhuǎn)速的變化

    2.2.4 抗剪切性

    為了更為系統(tǒng)地描述聚合物的抗剪切性能,使實(shí)驗(yàn)更加接近現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況,利用巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)考察了聚合物抗巖心剪切性能[14]。不同濃度CGF-1溶液經(jīng)不同泵速巖心剪切后的黏度變化見(jiàn)表2。隨著注入速度的增加,聚合物黏度降低。對(duì)比不同濃度下的黏度損失率,2500 mg/L的聚合物溶液在700 mL/h 注入速度下的黏度損失率為15.2%,較2000 mg/L 時(shí)的17.0%略低。不同濃度CGF-1 溶液的拉伸流變性如圖4所示。聚合物濃度越高,分子間的纏繞越充分,分子間的作用力也就越強(qiáng),聚合物溶液拉伸強(qiáng)度更大。因此,隨著聚合物溶液濃度的增加,拉伸強(qiáng)度增大。聚合物質(zhì)量濃度為2500 mg/L時(shí),CGF-1的拉伸直徑高于普通聚合物PTP-1,其他濃度下的結(jié)果類(lèi)似。

    表1 不同濃度聚合物溶液的黏度隨老化時(shí)間的變化

    表2 不同樣品巖心剪切實(shí)驗(yàn)黏度變化

    圖4 超高分聚合物CGF-1拉伸直徑隨作用時(shí)間的變化

    2.2.5 注入性能

    在人造巖心中注入2000、2500 mg/L 的CGF-1聚合物溶液,注入壓力隨注入量的變化見(jiàn)圖5,阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)見(jiàn)表3。CGF-1聚合物溶液注入性良好,注聚合物階段壓力迅速上升而后平穩(wěn),轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后注入壓力快速下降。隨注入聚合物濃度的增加,注入壓力增大。CGF-1 聚合物溶液注入過(guò)程中的阻力系數(shù)約為430,有利于聚合物體系擴(kuò)大波及體積,同時(shí)后續(xù)水驅(qū)階段殘余阻力系數(shù)較低,高濃度聚合物調(diào)整剖面能力較弱。

    圖5 CGF-1聚合物溶液注入壓力隨注入量的變化

    2.2.6 驅(qū)油性能

    流度比(M)的大小直接影響著注入驅(qū)劑的波及系數(shù),進(jìn)而影響原油的采收率。當(dāng)M=1 時(shí),說(shuō)明油水的流動(dòng)能力相同,油水前緣推進(jìn)均勻,波及面積大;當(dāng)M<1時(shí),說(shuō)明驅(qū)動(dòng)液(驅(qū)劑)的流度小于被驅(qū)動(dòng)液(油)的流度,波及系數(shù)大,故把M<1時(shí)的流度比稱(chēng)為有利流度比;M>1時(shí)通常油的黏度大于水的黏度,會(huì)影響波及效率和采收率。原油黏度為3、10、50、100、300、600、1000 mPa·s 時(shí),對(duì)應(yīng)采收率增幅為8%的流度比分別為0.2、0.5、1.0、3.5、6.0、8.0。原油黏度為600數(shù)1000 mPa·s時(shí),流度比M為6數(shù)8,驅(qū)替項(xiàng)黏度應(yīng)控制在100數(shù)130 mPa·s,提高采收率8%以上。因此依據(jù)黏濃關(guān)系曲線(圖1),選擇2000數(shù)2500 mg/L聚合物溶液開(kāi)展物理模擬實(shí)驗(yàn)。

    在考察超高分聚合物在不同注入濃度和注入體積下的驅(qū)油效率時(shí)[15-16],CGF-1 聚合物的質(zhì)量濃度為2000、2200、2500 mg/L,注入量分別為0.5 PV和0.6 PV 原油(黏度650 mPa·s)。CGF-1 聚合物溶液的驅(qū)油效率如表4所示。當(dāng)注入量為0.6 PV 時(shí),2000、2200、2500 mg/L CGF-1 聚合物驅(qū)再后續(xù)水驅(qū)的采收率增幅分別為17.7%、20.60%和21.11%,實(shí)現(xiàn)了原油采收率較大幅度的提高。當(dāng)注入量為0.5 PV 時(shí),2000、2200、2500 mg/L CGF-1 聚合物驅(qū)再后續(xù)水驅(qū)的采收率增幅為11.14% 、15.44% 和16.67%。在相同的注入濃度條件下,注入量為0.5 PV 時(shí)的采收率增幅較注入量為0.6 PV 時(shí)的低約5百分點(diǎn)。綜合考慮成本和驅(qū)油效率,CGF-1 聚合物驅(qū)適宜的注入量為0.6 PV,聚合物適宜的質(zhì)量濃度為2200 mg/L。

    表3 不同注入體系的阻力系數(shù)及殘余阻力系數(shù)

    表4 CGF-1聚合物溶液的驅(qū)油性能

    2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

    2015年8月在泌125區(qū)4口注入井進(jìn)行試注,試注期間CGF-1 聚合物溶液(現(xiàn)場(chǎng)根據(jù)各井的情況注入2000數(shù)2500 mg/L)注入性良好,聚合物驅(qū)后含水下降10%,日產(chǎn)油增加13.4 t,增油降水效果良好[17]。2017年4月開(kāi)展了22口注入井、38口采油井(井網(wǎng)調(diào)整結(jié)果)超高分子量聚合物驅(qū),CGF-1 聚合物注入平穩(wěn),注入壓力緩慢上升,注入?yún)?shù)符合設(shè)計(jì)要求。截至2019年4月共注入CGF-1 聚合物0.25 PV,油井見(jiàn)效率65.9%,階段累計(jì)增油2.11×104t,階段提高采收率1.42%。

    3 結(jié)論

    通過(guò)剩余油分析和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究,提出超高分聚合物CGF-1+井網(wǎng)調(diào)整的技術(shù)路線。

    運(yùn)用數(shù)模技術(shù)優(yōu)化了井網(wǎng)并進(jìn)行了效果預(yù)測(cè),完成了先導(dǎo)實(shí)驗(yàn)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)。井網(wǎng)優(yōu)化調(diào)整后采用不規(guī)則五點(diǎn)法井網(wǎng),平均注采井距136 m,聚合物驅(qū)井網(wǎng)控制儲(chǔ)量155.2×104t,控制程度達(dá)到71.9%。預(yù)測(cè)最終增產(chǎn)原油9.16×104t,超高分子量聚合物驅(qū)比水驅(qū)可提高采收率5.9%。

    CGF-1 聚合物分子量大,聚合物增黏性、黏彈性、耐溫性較好,在油藏條件下具有較好的長(zhǎng)期熱穩(wěn)定性,注入性良好。在2500 mg/L 的加量下室內(nèi)驅(qū)油可實(shí)現(xiàn)水驅(qū)后提高采收率20%?,F(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得較好的增油降水效果。

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