抗鹽聚合物段塞優(yōu)選及試驗(yàn)區(qū)見效分析

李 波

（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江大慶，163113）

LH 2 500萬相對(duì)分子質(zhì)量耐溫抗鹽聚合物（簡(jiǎn)稱LH2500）在普通聚丙烯酰胺基礎(chǔ)上嵌段共聚了2‐丙烯酰胺‐2‐甲基丙磺酸（AMPS）單體[1‐3]，提高了聚合物的耐溫抗鹽性。以往學(xué)者研究表明[4‐7]，LH2500的黏性、黏度穩(wěn)定性、抗吸附性等都優(yōu)于常規(guī)相對(duì)分子質(zhì)量2 500萬聚合物（簡(jiǎn)稱常規(guī)2500），單段塞LH2500較常規(guī)2500可多提高采收率2.5%以上。相關(guān)研究表明[8‐15]，對(duì)于高分子聚合物，采用組合段塞時(shí)，其聚驅(qū)階段采收率提高情況優(yōu)于單一段塞。本文擬對(duì)LH2500采取組合段塞設(shè)計(jì)，根據(jù)采收率變化情況優(yōu)選段塞組合，對(duì)LH2500段塞注入與常規(guī)2500注采差異對(duì)比分析，明確試驗(yàn)區(qū)注采見效特征。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料及條件

實(shí)驗(yàn)用水：A塊葡Ⅰ3油層現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際注入深處理污水：使用前分別經(jīng)0.2 μm微孔過濾，除去雜質(zhì)。其陰離子質(zhì)量濃度68.29 mg/L、總礦化度4 972.80 mg/L。

實(shí)驗(yàn)用油：來自現(xiàn)場(chǎng)原油和煤油配制[10‐11]，45℃條件下黏度為6.6 mPa?s。實(shí)驗(yàn)溫度為45℃。

聚合物：LH2500。

1.2 儀器和設(shè)備

SG83‐1雙聯(lián)自控恒溫箱，精度±1℃；LB‐1平流泵，精度 0.01 mL/h；Welch Duo‐Seal 1401型真空泵，用于巖心抽空飽和[11‐12]；2XZ‐4 型高速旋片真空泵，用于聚合物溶液抽空過濾；WCJ‐801磁力攪拌器，用于聚合物溶液的配制；電子天平、氣瓶等。

1.3 實(shí)驗(yàn)方法

采 用 水 測(cè) 滲 透 率 為 300×10-3、200×10-3、100×10-3μm2，變異系數(shù)為 0.72的三層非均質(zhì)巖 心[10‐12]。

①模型水驅(qū)至含水率98%，注入聚合物溶液，設(shè)計(jì)用量1 PV，后續(xù)水驅(qū)至含水率98%；

②實(shí)驗(yàn)中，按0.2 mL/min排量注入，用試管收集排出液，每30 min記錄一次出口的油、水、液量[12‐16]，驅(qū)至設(shè)計(jì)用量為止計(jì)算采出率。

2 結(jié)果與討論

2.1 單段塞聚合物驅(qū)油

單段塞實(shí)驗(yàn)中，分別注入質(zhì)量濃度900、1 200、1 500、1 800 mg/L的LH2500，驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。由圖1可知，隨著注入質(zhì)量濃度的增加，采收率提高幅度不斷增大。實(shí)驗(yàn)中，對(duì)于900、1 200、1 500、1 800 mg/L溶液，聚驅(qū)采收率在水驅(qū)基礎(chǔ)上分別提高13.52%、14.99%、16.67%、17.43%。

圖1 LH2500驅(qū)替效果Fig.1 Displacement effect of LH2500

分析認(rèn)為，聚合物溶液在較大質(zhì)量濃度時(shí)，具有較高的黏度和黏彈特性[3‐6]，擴(kuò)大波及體積和提高驅(qū)油效率更好，采收率提高。

（5）周圍征象。掃描后發(fā)現(xiàn)患者的周圍征象，其中血管氣管集束的患者有24例，其比例為66.67%，表現(xiàn)為周圍型小肺癌腫塊周圍的血管，以及小支氣管向病變趨向、聚攏的現(xiàn)狀。胸膜凹陷征的患者有22例，其比例為61.11%，可進(jìn)一步分為兩種情況，一種是典型的與鄰近胸膜見三角形或喇叭口樣線影相連；不典型的油稱之為“兔耳癥”，病灶與鄰近胸膜有兩條或以上拉影。

2.2 多段塞聚合物驅(qū)油

相比單段塞，多段塞注入聚合物更有利于提高聚驅(qū)采收率和節(jié)約聚合物用量[5‐7]。根據(jù)2.1實(shí)驗(yàn)結(jié)果，高質(zhì)量濃度段塞驅(qū)替效果更好，但1 800 mg/L與1 500 mg/L相對(duì)比，提高采收率幅度不大，結(jié)合試驗(yàn)區(qū)的地質(zhì)條件和注入聚合物經(jīng)濟(jì)性，采用質(zhì)量濃度1 800 mg/L聚合物溶液作為前置段塞，主要作用為封堵高滲透層；采用質(zhì)量濃度1 500 mg/L聚合物溶液作為主段塞，可在盡可能大幅度提高采收率的前提下兼顧經(jīng)濟(jì)效益；將較低質(zhì)量濃度的1 200 mg/L聚合物作后續(xù)段塞，可在注聚中后期保持注入量和提高油層動(dòng)用。研究表明，當(dāng)滲透率與含水率狀況呈正相關(guān)的非均質(zhì)油藏采用濃‐次濃‐稀的“三階梯型”段塞結(jié)構(gòu)注入時(shí)，“次濃”中間段塞應(yīng)作為占相對(duì)較大比例的主段塞采用[18‐19]，為取得較高的采收率和經(jīng)濟(jì)效益，前置段塞、主段塞和后續(xù)段塞用量宜分別占總用量的20%～30%、60%和10%～20%[17‐19]。本次實(shí)驗(yàn)保證主段塞注入量0.6 PV不變，設(shè)計(jì)了3套段塞組合（見圖2），通過改變前置和后續(xù)段塞注入PV數(shù)，觀察其對(duì)采收率變化影響。

圖2 LH2500段塞組合Fig.2 LH2500 slug assemblies

圖3 為聚合物段塞驅(qū)替效果。由圖3可知，方案1、2、3提高采收率分別為17.91%、18.72%和18.77%，效果均好于單一段塞。

圖3 聚合物段塞驅(qū)替效果Fig.3 Displacement effect of polymer slug

從圖2、3可知，從方案1到方案3，前置段塞從0.1 PV增至0.2 PV，又從0.2 PV增至0.3 PV，采收率分別增加0.81%和0.05%，這說明當(dāng)前置段塞達(dá)到0.2 PV以后，再增加前置段塞的用量采收率提高幅度大大降低，因此確定試驗(yàn)區(qū)的前置段塞用量為0.2 PV。根據(jù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果確定合理段塞組合為：0.2、0.6、0.2 PV(1 800、1 500、1 200 mg/L)。

3 試驗(yàn)區(qū)塊見效分析

3.1 試驗(yàn)區(qū)特征

A塊含油面積3.4 km2，目的層PI2-3層，地質(zhì)儲(chǔ)量 424.1×104t，孔隙體積 970.94×104m3。區(qū)塊平均射開砂巖15.77 m，有效厚度10.60 m，平均滲透率 0.301 μm2。2018年 3月開始注入LH2500清配污稀體系，段塞組合為：0.2、0.6、0.2 PV（1 800、1 500、1 200 mg/L），目前處于含水率下降期，實(shí)際注入地下孔隙體積0.217 PV，聚合物用量385.10 mg/L?PV；對(duì)比區(qū)塊B，其與A塊相鄰，2016年1月開始注聚，區(qū)塊平均單井射開砂巖15.10 m，有效厚度 9.9 m，平均滲透率 0.352 μm2，區(qū)塊采用1 500 mg/L常規(guī)2500清配污稀體系注入至今。下文主要對(duì)A塊與B塊注聚過程中動(dòng)態(tài)變化特征進(jìn)行對(duì)比，通過分析注入LH2500和常規(guī)2500效果差異，明確LH2500注入A塊優(yōu)勢(shì)。

3.2 注采兩端動(dòng)態(tài)變化規(guī)律

3.2.1 注入壓力 A塊注入聚合物之后注壓穩(wěn)步增加，目前為10.7 MPa，較注聚前升高3.6 MPa，平均增速為0.30 MPa/m（見表1），與B塊相同注入PV數(shù)下注壓對(duì)比，注壓漲幅和增速基本保持一致。

表1 不同區(qū)塊壓力和注入速度情況對(duì)比Table 1 Comparisons of pressure and injection velocity in different blocks

3.2.2 油層改善效果好

（1）中低滲儲(chǔ)層改善效果好。圖4為不同滲透率吸液厚度對(duì)比。

圖4 不同滲透率吸液厚度對(duì)比Fig.4 Contrast column diagram of different permeability and absorption thickness

由圖4可知，A塊儲(chǔ)層整體動(dòng)用情況好，吸液厚度比注聚初期上漲14.6%，達(dá)到77.8%，同期B塊僅為76.6%，因此從儲(chǔ)層動(dòng)用上看，A塊好于B塊。特別是對(duì)滲透率0～200 mD的中低滲儲(chǔ)層影響顯著，其吸液厚度比例上升明顯，A塊上升了15.3%，優(yōu)于B塊的12.82%，見效顯著。分析認(rèn)為，LH2500抗剪切變稀能力強(qiáng)于常規(guī)2500，與薄差油層匹配程度高[4‐5]，因此低滲透層見效顯著。

（2）注采能力保持較高水平。注入量相同時(shí)，B塊視吸水指數(shù)降低13.4%，產(chǎn)液指數(shù)降低13%；A塊則分別降低7.7%和8.2%（見表2）。A塊比B塊視吸水指數(shù)和產(chǎn)液指數(shù)降幅小[5‐6]。

表2 不同區(qū)塊注采指數(shù)對(duì)比Table 2 comparison table of injection?production index in different blocks

3.2.3 采出井見效特征分析 （1）區(qū)塊含水率降幅大、降速快。LH2500分子線性度高、黏度保留率高，有利于驅(qū)替低含水率低滲透層中剩余油，區(qū)塊宏觀表現(xiàn)為含水率降幅大、降速快、增油顯著。表3為區(qū)塊含水率對(duì)比。由表3可知，A塊含水率降幅為4.74%，注入相同PV時(shí)含水率降幅大于B塊；區(qū)塊明顯受效后，含水率降速為55%/PV，快于B塊；增油倍數(shù)2.47，高于B塊。

表3 區(qū)塊含水率變化對(duì)比Table 3 Contrast table of water content in different blocks

圖5為A、B塊受效井的同期曲線。從圖5可看出，注入普通聚合物的B塊，受效時(shí)單井含水率降低形式呈階梯變化，逐步降到90%以下；與之對(duì)應(yīng)的A塊含水率呈斷崖形態(tài)，降低很快。

圖5 受效井含水率同期曲線Fig.5 Water cut alignment curve of affected wells

（2）分類井見效有明顯差異。

①含水率降幅有差異。從現(xiàn)場(chǎng)情況看，I、II和III類見效井在最大含水率降幅上有一定的規(guī)律。因?yàn)镮類和II類井的注采關(guān)系相對(duì)來說比較完善，其含水率降幅也較大，分別是20%和15%；相對(duì)來說，III類井受發(fā)育、連通差等因素的影響，其含水率最大降幅僅為10%左右，分類井分類標(biāo)準(zhǔn)見表4[9]。

②受效時(shí)間有差異。對(duì)含水率下降幅度大于3%的受效井進(jìn)行統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，各類井的受效時(shí)間不同，發(fā)育差的III類井從注聚第6個(gè)月（8月份）開始含水率出現(xiàn)明顯下降，表明其受效時(shí)間較早；而發(fā)育較好的I、II類井從注聚第9個(gè)月（11月份）開始才出現(xiàn)含水率明顯下降（見圖6）。

表4 單井量化分類Table 4 Quantitative classification table for single well

③受效井比例差異。從受效井占分類井?dāng)?shù)比例來看，I-III類井受效比例分別為43.2%、43.6%和52.6%（見表5），III類井受效最多，而I類井最少。

表5 分類井受效情況統(tǒng)計(jì)Table 5 Statistical table of effectiveness of classified wells

圖6 分類井含水率變化Fig.6 Water cut variation in classified wells

綜合分析，認(rèn)為引起分類井受效差異主要原因是：（1）注聚后三類井的注采情況不同，與I、II類井相比，III類井注采壓差更大；（2）儲(chǔ)層動(dòng)用情況不同，注聚后III類井油層動(dòng)用比例為80.2%，I、II類井僅為70%。隨著后期平面調(diào)整，提高注壓，I、II類井儲(chǔ)層動(dòng)用情況將逐步改善。

3.3 區(qū)塊開發(fā)現(xiàn)狀

應(yīng)用油田聚驅(qū)分類對(duì)標(biāo)圖版進(jìn)行評(píng)價(jià)，試驗(yàn)區(qū)注入0.217 PV，試驗(yàn)區(qū)提高采收率1.75%(見圖7)，對(duì)標(biāo)曲線處于B類。

4 結(jié) 論

（1）對(duì)于LH2500，組合段塞優(yōu)于單一段塞，0.2、0.6、0.2 PV（1 800、1 500、1 200 mg/L）段塞組合效果較好。

（2）與常規(guī)2500相比，LH2500含水率低值期注入壓力相差不大，儲(chǔ)層改善效果更好，注采指數(shù)下降幅度小。

（3）采出井含水率降幅大、降速快，受注采壓差和儲(chǔ)層動(dòng)用影響，III類井受效早，早期受效井比例高。

圖7 試驗(yàn)區(qū)對(duì)標(biāo)曲線Fig.7 Test zone benchmarking curve