調(diào)驅(qū)劑交替注入方式對調(diào)驅(qū)增油降水效果影響實驗研究

張楠 葛嵩 李彥閱 夏歡 薛寶慶 王楠

摘 ?????要：調(diào)驅(qū)劑交替注入可以使調(diào)驅(qū)劑進入油藏深部，實現(xiàn)深度調(diào)剖，同時又可以避免對中低滲層的損害，其研究和應用受到廣泛重視。針對渤海油田現(xiàn)場油田堵水技術(shù)需求，以油藏工程為理論基礎(chǔ)，利用各項儀器設備，建立物理模型，。綜合分析得知，在交聯(lián)劑和聚合物類型相同的情況下，聚合物凝膠分子線團尺寸隨藥劑濃度增加而增大，聚合物類型相同時，交聯(lián)劑3所配制的線團尺寸最大;“強化調(diào)剖段塞+弱凝膠+微界面溶液”交替注入既擴大了波及體積，又提高了洗油效率，使得增油降水效果更加明顯。

關(guān) ?鍵 ?詞：渤海油藏;交替注入;增油降水;物理模擬

中圖分類號：TE 357.46 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）08-1668-04

Abstract： Alternating injection of profiling/flooding agent can not only make it enter the depth of reservoir to realize depth profile control， but also avoid damaging to the middle and low permeability reservoir. So its research and application have received extensive attention. To meet the technical requirements of water shutoff in Bohai oilfield， taking reservoir engineering as the theoretical basis， various instruments and equipments were used to establish physical models to carry out experimental research on the effect of injection way of profiling/flooding agent on profile control and oil displacement. The results showed that the size of the polymer gel molecular cluster increased with the concentration of the drug when the cross-linking agent and the polymer type were the same. The size of polymer molecular cluster in the gel prepared by crosslinking agent 3 was the largest. The alternate injection of "enhanced profile control slug + weak gel + microinterfacial solution" not only expanded the sweep volume， but also improved the oil washing efficiency， which made the effect of increasing oil and decreasing water cut more obvious.

Key words： Bohai oilfield; Alternating injection; Increasing oil and decreasing water cut; Physical simulation

1 ?前言

渤海油藏儲層具有明顯的特殊性，巖層非均質(zhì)性強，膠結(jié)強度低是其基本特征。加上后期開采過程中大量注水，更加劇了油藏優(yōu)勢通道的指進現(xiàn)象，導致開發(fā)效果極差[1，2]。交替注入技術(shù)是將大段塞化學劑整體注入轉(zhuǎn)化成小段塞注入的交替注入的分段技術(shù)，可以使調(diào)驅(qū)劑進入油藏深部，實現(xiàn)深度調(diào)剖，同時又可以避免對中低滲層的損害。目前此技術(shù)已經(jīng)應用在海上油田，并取得了一定成效。國內(nèi)學者也對交替注入技術(shù)進行了一定研究，但主要針對的是單一藥劑的不同黏度交替注入的影響研究，尚未研究過多種調(diào)剖劑交替注入對增油降水效果的影響，對于海上油田的儲層條件針對性也不強[3-7]。本文針對渤海油藏的儲層和流體條件，通過物理模擬實驗研究了多種調(diào)剖劑交替注入對提高采收率的影響，為在海上油田應用提供理論支持[8-10]。

2 ?實驗部分

2.1 ?實驗材料和設備

2.1.1 ?實驗材料

調(diào)驅(qū)劑和微界面藥劑由中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供，其中聚合物1#相對分子質(zhì)量1 900×104，固含量為88%;交聯(lián)劑1、2和3均為有機鉻交聯(lián)劑;微界面藥劑有效含量100%。

實驗用水為NB35-2油田注入水（采出污水），其離子組成分析見表1。

實驗用油為NB35-2油田脫氣原油，在油藏溫度60 ℃條件下原油黏度為μo=360 mPa·s。

實驗巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)層內(nèi)非均質(zhì)巖心，巖心包括高中低三個滲透層，高滲層滲透率Kg=6 000×10-3 m2，中滲層滲透率Kg=2 000×10-3 m2，低滲層滲透率Kg=300×10-3 m2。幾何尺寸：高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，小層厚度1.5 cm[11，12]。

2.1.2 ?實驗設備

巖心驅(qū)替實驗設備主要包括手搖泵、平流泵、巖心夾持器、壓力表、中間容器等。實驗設備流程見圖1[13-15]。

2.1.3 ?實驗步驟

①在室溫下，將巖心抽成真空并飽和地層水，通過測量干重濕重計算孔隙體積;

②在60 ℃條件下，飽和配制而成的模擬油，計算實驗巖心的含油飽和度;

③在油藏溫度60 ℃條件下，按實驗方案依次注入調(diào)驅(qū)劑，計算水驅(qū)采收率;

④后續(xù)水至95%。

記錄實驗過程中注入壓力，計量采出液，計算含水率和采收率。

2.2 ?方案設計

方案1-1：第一次交替注入（0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝膠+0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝膠+0.1 PV水）+第二次交替注入（0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV微界面溶液+0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV微界面溶液+0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV微界面溶液+水驅(qū)至95%）;

方案1-2：第一次交替注入（0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝膠+0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝膠+0.1 PV水）+第二次交替注入（0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV水+0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV水+0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV水+水驅(qū)至95%）;

方案1-3：第一次交替注入（0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝膠+0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝膠+0.1 PV水）+第二次交替注入（0.02 PV Cr3+凝膠（聚：Cr3+=90：1）+0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV微界面溶液+0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV微界面溶液+0.02 PV Cr3+弱凝膠+0.02 PV微界面溶液+水驅(qū)至95%）。

方案1-4：第一次交替注入（0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝膠+0.1 PV水+0.05 PV Cr3+弱凝膠+0.1 PV水）+第二次注入（0.06 PV Cr3+弱凝膠+水驅(qū)至95%）;

除特別說明外，Cr3+弱凝膠組成為：CP=3 500 mg/L，“聚： Cr3+=150∶1”。

3 ?結(jié)果分析

3.1 ?交替注入體系基本性能評價

Cr3+聚合物凝膠分子線團尺寸評價：采用注入水配制“1#聚合物”分別加入“交聯(lián)劑1”、“交聯(lián)劑2”和“交聯(lián)劑3”（2 000 mg/L），稀釋至50、100、150、200 mg/L，測量其中聚合物分子線團尺寸Dh。測試結(jié)果見表2。

從表2可以看出，在交聯(lián)劑（組合）和聚合物類型相同條件下，隨藥劑濃度增加，聚合物凝膠分子線團尺寸增大。在聚合物類型相同條件下，交聯(lián)劑3配制聚合物凝膠中聚合物分子線團尺寸最大，其次為交聯(lián)劑1，交聯(lián)劑2最小。

3.2 ?調(diào)驅(qū)增油效果評價

以“交聯(lián)劑3+1#聚合物”的Cr3+弱凝膠、微界面和注入水在對應實驗條件下的結(jié)果如下：

3.2.1 ?采收率

藥劑類型及其交替注入方式對調(diào)驅(qū)增油效果影響實驗結(jié)果見表3。

從表3可以看出，在第一次交替注入調(diào)驅(qū)劑和水后，采取“強化調(diào)剖段塞+弱凝膠+微界面溶液”交替注入方式采收率增幅為18.4%（方案1-3），高于“弱凝膠+微界面溶液”交替注入方式（方案1-1），明顯高于整體段塞注入方式的采收率增幅。由此可見，交替注入方式增油降水效果優(yōu)于整體注入方式，“弱凝膠+微界面溶液”交替注入增油降水效果明顯高于“弱凝膠+水”的增油降水效果。

3.2.2 ?動態(tài)特征

對此次實驗進行后期數(shù)據(jù)處理。得出實驗過程中模型巖心的注入壓力、含水率、采收率與PV數(shù)關(guān)系如圖2-4。

從圖2-4可以看出，在第一輪次交替注入后，與其它注入方式相比較，采取“強化調(diào)剖段塞+弱凝膠+微界面溶液”交替注入方式（方案1-3）注入壓力升高幅度最大，其次為“弱凝膠+微界面溶液”交替注入方式（方案1-1）。機理分析認為，微界面溶液與原油作用可以產(chǎn)生乳化作用，乳狀液引起“賈敏效應”，致使?jié)B流阻力增加，中低滲透層吸液壓差增大，吸液量增加，擴大了波及體積[16，17]。此外，微界面溶液較高洗油效率也提高了增油降水效果。綜上所述，“弱凝膠+微界面溶液”交替注入方式具有擴大波及體積和提高洗油效率雙重功效，因而可以取得明顯增油降水效果[18，19]。

4 ?結(jié) 論

在交聯(lián)劑（組合）和聚合物類型相同條件下，隨藥劑濃度增加，聚合物凝膠分子線團尺寸增大。在聚合物類型相同條件下，交聯(lián)劑3配制聚合物凝膠中聚合物分子線團尺寸最大?！罢{(diào)驅(qū)劑+水”交替注入方式可以減緩低滲透層吸液啟動壓力升高速度，減少調(diào)驅(qū)劑在低滲透層中滯留量，延長吸液剖面反轉(zhuǎn)速度，有利于擴大波及體積和提高采收率?！皬娀{(diào)剖段塞+弱凝膠+微界面溶液”交替注入方式不僅有利于擴大波及體積，而且可以提高洗油效率，可以取得更好的增油降水效果。

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