古城油田B125 區(qū)塊稠油油藏超高分子量聚合物驅(qū)技術(shù)

陶光輝， 束華東， 劉 斌

（1. 中國(guó)石化河南油田分公司，河南南陽 473132；2. 中國(guó)石化河南油田分公司勘探開發(fā)研究院，河南南陽 473132）

古城油田B125 區(qū)塊屬于特薄互層普通稠油油藏，油藏溫度41 ℃，平均原油黏度達(dá)1 000 mPa·s 以上，已經(jīng)歷了天然能量開發(fā)、井組蒸汽吞吐和水驅(qū)開發(fā)等階段。由于地下原油黏度高、儲(chǔ)層滲透率級(jí)差大和物性非均質(zhì)嚴(yán)重，水驅(qū)開發(fā)效果差，目前綜合含水率達(dá)到89.3%。

近些年，化學(xué)驅(qū)提高普通稠油采收率技術(shù)得到廣泛關(guān)注[1-3]，但根據(jù)以往的研究，聚合物驅(qū)技術(shù)不適用于原油黏度大于200 mPa·s 的稠油油藏。勝坨油田普通稠油油藏聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)證明，原油黏度為50～2 000 mPa·s 的稠油油藏進(jìn)行聚合物驅(qū)，可以取得良好的增油效果和經(jīng)濟(jì)效益[4]。由于普通稠油黏度較高，需要提高聚合物溶液質(zhì)量濃度，才能有效改善流度比，實(shí)現(xiàn)采收率的大幅度提高。但受目前低油價(jià)和生產(chǎn)成本的影響，如聚合物溶液中聚合物的質(zhì)量濃度過高難以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)，從而限制了聚合物驅(qū)技術(shù)在普通稠油油藏的應(yīng)用。因此，選擇增黏性強(qiáng)、性能優(yōu)越的聚合物，獲得聚合物質(zhì)量濃度低、黏度高的聚合物溶液，是普通稠油油藏應(yīng)用聚合物驅(qū)技術(shù)的關(guān)鍵[5-7]。

筆者研究了聚合物的增黏性、聚合物溶液的流變性及其驅(qū)油效率，分析了超高分子量聚合物的技術(shù)優(yōu)勢(shì)和油田污水對(duì)聚合物溶液黏度和彈性的影響，評(píng)價(jià)了超高分子量聚合物的實(shí)際應(yīng)用性能，形成了適用于提高普通稠油油藏采收率的超高分子量聚合物驅(qū)技術(shù)，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了良好的降水增油效果。

1 超高分子量聚合物驅(qū)技術(shù)思路

聚合物驅(qū)技術(shù)主要依靠增大驅(qū)替相黏度、降低原油與驅(qū)替相的流度比，來擴(kuò)大波及體積，從而提高原油采收率。采用古城油田B125 區(qū)塊原油和黏度不同的驅(qū)油體系，進(jìn)行了系列驅(qū)油試驗(yàn)，得到了不同黏度驅(qū)油體系的采收率提高幅度，并據(jù)此繪制了流度比與采收率提高幅度的關(guān)系曲線，如圖1 所示。從圖1 可以看出，對(duì)于黏度為1 000 mPa·s 的B125 區(qū)塊普通稠油，要大幅度提高采收率，需要控制原油與驅(qū)替相的流度比小于8.0，即驅(qū)替相黏度需要大于130 mPa·s。

圖 1 原油和驅(qū)替相流度比與提高采收率的關(guān)系Fig.1 Relationship between fluidity ratio and EOR

對(duì)于驅(qū)油用聚合物，在配制用水和油藏溫度相同的條件下，聚合物溶液的黏度是由聚合物自身相對(duì)分子質(zhì)量決定的，聚合物的相對(duì)分子質(zhì)量越高，其水溶液黏度越大。選擇高相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物，可以在聚合物質(zhì)量濃度較低的情況下獲得更高黏度的驅(qū)油體系，從而降低聚合物用量、提高驅(qū)油效率。

2 聚合物優(yōu)選

2.1 試驗(yàn)材料及儀器設(shè)備

試驗(yàn)用聚合物為超高分子量聚合物CG-Ⅱ、常規(guī)聚合物P-I 和Z-I，基本性能參數(shù)見表1。

表 1 聚合物的基本性能參數(shù)Table 1 Basic performance parameters of polymer products

試驗(yàn)用水為古城油田注入污水，其中除硫污水為注入水經(jīng)過曝氧處理后采用雙層濾紙過濾，總礦化度4 312.5 mg/L，Ca2++Mg2+含量39.9 mg/L；含硫污水為新鮮污水，為避免空氣滲入，選擇在密閉狀態(tài)下取用，含硫量12.0 mg/L。試驗(yàn)用油為該區(qū)塊多口油井等比例混合原油，41 ℃下的黏度為1 300 mPa·s；柱狀人造巖心的長(zhǎng)度10.0 cm，直徑2.5 cm，滲透率1 600 mD；測(cè)試溫度為41 ℃。

使用Brookfield 黏度計(jì)，選擇0 號(hào)轉(zhuǎn)子，在6 r/min轉(zhuǎn)速下測(cè)試聚合物溶液的黏度；使用HAAKE MARS Ⅲ流變儀檢測(cè)聚合物溶液的流變性；使用PET-1/2 多功能聚合物檢測(cè)系統(tǒng)測(cè)試聚合物的相對(duì)分子質(zhì)量。利用OW-Ⅲ型全自動(dòng)巖心驅(qū)替裝置進(jìn)行驅(qū)油試驗(yàn)。

2.2 技術(shù)優(yōu)勢(shì)

由表1 可見，聚合物CG-Ⅱ最顯著的特點(diǎn)是平均相對(duì)分子質(zhì)量較高，達(dá)3 300 萬以上，其他參數(shù)與常規(guī)聚合物相似。聚合物溶液的黏度-質(zhì)量濃度關(guān)系曲線如圖2 所示，由圖2 可以看出，超高分子量聚合物CG-Ⅱ的增黏性好，在質(zhì)量濃度相同的情況下，其溶液的黏度比常規(guī)聚合物溶液高40%以上。

圖 2 聚合物溶液黏度-質(zhì)量濃度關(guān)系Fig.2 The relationship between polymer solution viscositymass concentration

超高分子量聚合物質(zhì)量濃度為2 000 mg/L 時(shí)的黏度為135.5 mPa·s，可以滿足原油與驅(qū)替相流度比小于8.0 的要求，而其他2 種聚合物質(zhì)量濃度達(dá)到2 500 mg/L 以上才能滿足該要求。由此可見，超高分子量聚合物用量比常規(guī)聚合物低20%以上。

聚合物溶液的黏彈性高，可以提高驅(qū)油效率[8-9]，第一法向應(yīng)力差和儲(chǔ)能模量是表征聚合物溶液彈性性能的重要參數(shù)，通過試驗(yàn)考察了超高分子量聚合物和常規(guī)聚合物的彈性性能。上述3 種聚合物在2 000 mg/L 質(zhì)量濃度下的第一法向應(yīng)力差和儲(chǔ)能模量測(cè)試結(jié)果如圖3、圖4 所示。從圖3、圖4 可以看出，在質(zhì)量濃度相同的情況下，超高分子量聚合物的第一法向應(yīng)力差和儲(chǔ)能模量均比常規(guī)聚合物高，表明其在地下滲流過程中可以對(duì)原油產(chǎn)生更高的驅(qū)動(dòng)力，驅(qū)油效率更高。

圖 3 不同聚合物溶液的第一法向應(yīng)力差Fig. 3 First normal stress difference of polymer solution

圖 4 不同聚合物溶液的儲(chǔ)能模量Fig. 4 Storage modulus of polymer solution

以上試驗(yàn)表明，超高分子量聚合物與常規(guī)聚合物相比具備較大的技術(shù)優(yōu)勢(shì)，在相同試驗(yàn)條件下，超高分子量聚合物黏度更高，彈性更好。徐輝等人[10-11]分析了聚合物溶液的微觀結(jié)構(gòu)，結(jié)果表明，聚合物相對(duì)分子質(zhì)量越高，其在水溶液中分子間形成的網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)越致密，增黏性越好，黏彈性越高，驅(qū)油效率也越高。

3 聚合物應(yīng)用性能評(píng)價(jià)

現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際應(yīng)用聚合物驅(qū)油時(shí)，配制聚合物溶液用水中的離子會(huì)對(duì)聚合物溶液性能的影響較大。為此，考察了不同配液用水對(duì)聚合物溶液性能的影響，同時(shí)通過驅(qū)油試驗(yàn)評(píng)價(jià)了不同聚合物溶液的驅(qū)油性能和不同水配制聚合物溶液的驅(qū)油性能，分析了超高分子量聚合物的實(shí)際應(yīng)用性能。

3.1 現(xiàn)場(chǎng)污水對(duì)聚合物性能的影響

基于保護(hù)水資源和環(huán)境的要求，油田開發(fā)產(chǎn)生的污水要回注。使用回注污水配制聚合物溶液，可以有效節(jié)約生產(chǎn)用水，降低生產(chǎn)成本。而油田污水中的硫離子會(huì)對(duì)聚合物溶液性能產(chǎn)生較大影響。B125 區(qū)塊新鮮污水硫含量較高（12.0 mg/L），通過試驗(yàn)考察了含硫污水對(duì)聚合物溶液性能的影響。為了保證聚合物基液黏度的穩(wěn)定性，先采用除硫污水配制聚合物基液，再分別使用除硫污水和含硫污水進(jìn)行稀釋，使其質(zhì)量濃度滿足要求。

使用含硫污水和除硫污水配制的聚合物溶液的黏度-質(zhì)量濃度關(guān)系曲線如圖5 所示。從圖5 可以看出，使用含硫污水配制聚合物溶液，會(huì)造成聚合物的增黏性能大幅下降。相同質(zhì)量濃度下，含硫污水配制的聚合物溶液，其黏度比除硫污水配制的聚合物溶液低10%以上。

圖 5 不同水配制的聚合物溶液的黏度-質(zhì)量濃度關(guān)系曲線Fig. 5 Viscosity-mass concentration relationship of polymer solution under different water-configured conditions

圖 6 不同水配制的聚合物溶液的第一法向應(yīng)力差Fig. 6 First normal stress difference of polymer solution under different water-confected conditions

除硫污水和含硫污水配制的聚合物溶液的第一法向應(yīng)力差如圖6 所示。從圖6 可以看出，含硫污水配制的聚合物溶液的第一法向應(yīng)力差與除硫污水配制的聚合物溶液相比降低幅度較大，含硫污水配制的質(zhì)量濃度為2 500 mg/L 的聚合物溶液，其第一法向應(yīng)力差低于除硫污水配制的質(zhì)量濃度為2 000 mg/L 的聚合物溶液。

上述試驗(yàn)證明，含硫污水不僅使聚合物溶液黏度降低，同時(shí)會(huì)對(duì)聚合物溶液的彈性產(chǎn)生較大影響[12]，從而會(huì)導(dǎo)致聚合物溶液驅(qū)油效率降低。因此，應(yīng)用聚合物驅(qū)技術(shù)時(shí)，為保證驅(qū)油效果，應(yīng)對(duì)配制聚合物溶液的污水進(jìn)行脫硫處理。

3.2 驅(qū)油試驗(yàn)

使用人造均質(zhì)巖心進(jìn)行驅(qū)油試驗(yàn)，分別考察了超高分子量聚合物、常規(guī)聚合物的驅(qū)油效率，以及使用含硫污水配制的超高分子量聚合溶液的驅(qū)油效率。

試驗(yàn)步驟為：1）巖心兩端及側(cè)面磨平，測(cè)量巖心長(zhǎng)度、直徑，烘干、冷卻，室溫下飽和水，測(cè)定孔隙體積及孔隙度；2）在41 ℃溫度下用B125 區(qū)塊采出的原油飽和巖心，控制原始含油飽和度在70% 左右；3）以30 mL/h 的流速注入過濾的B125 區(qū)塊污水進(jìn)行驅(qū)油，記錄壓力、產(chǎn)油量及產(chǎn)水量，驅(qū)至無油產(chǎn)出為止；4）以30 mL/h 的流速注入聚合物段塞，記錄壓力、產(chǎn)油量及產(chǎn)水量；以30 mL/h 的流速注入B125區(qū)塊污水進(jìn)行驅(qū)油，記錄壓力、產(chǎn)油量及產(chǎn)水量，后續(xù)水驅(qū)至無油產(chǎn)出后結(jié)束。不同聚合物、不同配制水、不同注入量下的驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果見表2。

從表2 可以看出，超高分子量聚合物CG-Ⅱ的驅(qū)油效率較高，水驅(qū)后采收率提高幅度較大。聚合物質(zhì)量濃度為2 500 mg/L、注入量為0.6 倍孔隙體積時(shí)，采收率提高幅度可達(dá)20.0 百分點(diǎn)以上。

注入聚合物質(zhì)量濃度均為2 200 mg/L 時(shí)，CG-Ⅱ聚合物注入量為0.5 倍孔隙體積，采收率提高15.44百分點(diǎn)；P-I 注入量為0.6 倍孔隙體積，采收率提高9.2 百分點(diǎn)。在超高分子量聚合物段塞量較小的情況下，其采收率提高幅度仍比常規(guī)聚合物高6.0 百分點(diǎn)以上，體現(xiàn)了超高分子量聚合物在增黏方面的優(yōu)勢(shì)。

表 2 巖心驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果Table 2 Results of a core flooding test

另外，質(zhì)量濃度3 000 mg/L 的聚合物P-I 溶液的黏度為169.0 mPa·s，質(zhì)量濃度2 200 mg/L 的超高分子量聚合物CG-Ⅱ溶液的黏度為167.0 mPa·s，二者黏度相當(dāng)，前者注入量為0.6 倍孔隙體積時(shí)采收率提高12.07 百分點(diǎn)，后者在注入量為0.5 倍孔隙體積時(shí)采收率提高15.44 百分點(diǎn)，二者相差3.37 百分點(diǎn)。試驗(yàn)結(jié)果表明，在相同黏度條件下，超高分子量聚合物CG-Ⅱ具有更強(qiáng)的黏彈性，因而驅(qū)油效率更高[13-15]。

含硫污水配制的超高分子量聚合物溶液由于黏度、彈性均較除硫污水配制條件下有所降低，所以其采收率提高幅度也有一定程度降低。在相同注入量和質(zhì)量濃度下，采用含硫污水配制超高分子量聚合物溶液比采用除硫污水配制，其采收率提高幅度要低3.0 百分點(diǎn)左右。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

古城油田B125 區(qū)塊主力層為Ⅴ2-5層，含油面積1.12 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量221.0×104t；儲(chǔ)層平均孔隙度為28.5%，平均滲透率為1 606 mD，平均原油黏度為1 000 mPa·s。該區(qū)塊剩余油飽和度56.1%，區(qū)塊采出程度僅為17.87%，剩余儲(chǔ)量豐富，聚合物驅(qū)前綜合含水率為94.0%。

該區(qū)塊于2015 年8 月選取4 口注入井試注超高分子量聚合物CG-Ⅱ，結(jié)果表明超高分子量聚合物注入性良好，試注單元取得良好的降水增油效果。2017 年4 月B125 區(qū)塊Ⅴ2-5層系開始注聚合物，部署注聚合物井22 口，對(duì)應(yīng)采油井41 口，平均注采井距136 m，控制地質(zhì)儲(chǔ)量155.2×104t；注入速度為0.12 倍孔隙體積/年，注采比1.05，注入質(zhì)量濃度2 500 mg/L、0.05 倍孔隙體積聚合物溶液作為前緣聚合物段塞，注入質(zhì)量濃度2 200 mg/L、0.55 倍孔隙體積聚合物溶液作為主體聚合物段塞，使用除硫污水配制聚合物溶液。

從注入井動(dòng)態(tài)上看，聚合物溶液注入量不足0.01 倍孔隙體積時(shí)，注入壓力快速上升；然后進(jìn)入注入壓力緩慢上升期，單元平均注入壓力由注水時(shí)期的5.1 MPa 上升至8.6 MPa，壓力增大3.5 MPa，超高分子量聚合物注入性良好[16]。

截至2018 年底，B125 區(qū)塊油井開井35 口，見效井27 口，油井見效率65.9%；綜合含水率下降9.0 百分點(diǎn)，單元日產(chǎn)油量上升45.0 t（見圖7）。該區(qū)塊累計(jì)聚合物驅(qū)增油量1.84×104t，單位質(zhì)量聚合物增油量14.4 t/t，階段采收率提高1.19 百分點(diǎn)。其中，中心井G44051 井日產(chǎn)油量由注聚合物前的1.8 t 提高至11.0 t，日增油9.2 t，含水率由94.0%降至58.0%，降低36.0 百分點(diǎn)；中心井G4605 井日產(chǎn)油量由2.1 t 上升至12.0 t，日增油9.3 t，含水率由86.8%降至32.0%，降低54.8 百分點(diǎn)。

綜合分析現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用情況，超高分子量聚合物注入性良好，注入壓力平穩(wěn)上升，單元日產(chǎn)油量上升，含水率降低，驅(qū)油效果良好。

圖 7 B125 區(qū)塊超高分子量聚合物驅(qū)生產(chǎn)曲線Fig.7 Ultra-high molecular weight polymer flooding production curves in Block B125

5 結(jié)論與建議

1）超高分子量聚合物與常規(guī)聚合物相比，具有相同質(zhì)量濃度下黏度更高、彈性更強(qiáng)和相同黏度下驅(qū)油效率更高的優(yōu)勢(shì)，可以減小聚合物用量、降低聚合物驅(qū)成本。

2）含硫污水配制聚合物溶液會(huì)造成聚合物溶液黏度降低、彈性性能變差，降低聚合物溶液的驅(qū)油效率和采收率提高幅度。應(yīng)用聚合物驅(qū)技術(shù)時(shí)，建議使用除硫污水配制聚合物溶液，以保證聚合物驅(qū)油效果。

3）超高分子量聚合物驅(qū)在古城油田B125 區(qū)塊應(yīng)用效果良好，為超高分子量聚合物驅(qū)提高普通稠油采收率提供了成功的經(jīng)驗(yàn)，建議在類似區(qū)塊推廣應(yīng)用。