七東1低滲礫巖油藏聚合物驅(qū)配方設(shè)計(jì)及應(yīng)用*

關(guān) 丹，婁清香，任 豪，闕庭麗

（中國(guó)石油新疆油田分公司實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院，新疆克拉瑪依 834000）

由于礫巖儲(chǔ)層碎屑顆粒大小混雜沉積，儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)十分復(fù)雜，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)，油田高效注水開(kāi)發(fā)困難，與物性條件類(lèi)似的砂巖油藏相比，含水上升快，水驅(qū)采收率低，如何提高礫巖油藏采收率是一個(gè)亟待解決的難題。七東1區(qū)克下組屬典型的山麓洪積相沉積，儲(chǔ)層非均質(zhì)性極強(qiáng)［1-5］。七東1區(qū)低滲礫巖儲(chǔ)層平均滲透率59.4×10-3μm2，有效滲透率17×10-3μm2。

克拉瑪依油田曾嘗試在低滲油藏開(kāi)展聚合物小井組試驗(yàn)：1970數(shù)1973年選擇三3區(qū)3013井組75 m 四點(diǎn)法進(jìn)行低分子量（200 萬(wàn)數(shù)500 萬(wàn)）聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，井網(wǎng)面積1.25 km2，4 注21 采，共注入黏度4.3 mPa·s的聚合物0.15 PV，增產(chǎn)原油7.43×104t，聚合物驅(qū)較水驅(qū)提高采收率3.6%。大慶油田勘探開(kāi)發(fā)研究院曹瑞波等［6］開(kāi)展了低滲透油層聚合物驅(qū)滲透率界限及驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)，發(fā)現(xiàn)聚合物驅(qū)在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率3.79%數(shù)6.82%。張冬玲等［7］開(kāi)展了大慶中低滲油層聚合物驅(qū)可行性實(shí)驗(yàn)研究，發(fā)現(xiàn)聚合物驅(qū)較水驅(qū)提高采收率不超過(guò)8%。在低滲透油藏開(kāi)展表面活性劑驅(qū)室內(nèi)及現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)的文獻(xiàn)報(bào)道較多［8-11］，但是聚合物驅(qū)在低滲透礫巖油藏中的礦場(chǎng)應(yīng)用還未見(jiàn)報(bào)道。本文主要建立了聚合物體系與七東1區(qū)低滲儲(chǔ)層物性匹配關(guān)系，設(shè)計(jì)聚合物注入?yún)?shù)和配方方案，探索低滲礫巖油藏聚合物驅(qū)的技術(shù)可行性，解決低滲透儲(chǔ)層中聚合物溶液注入性與流度控制能力之間的矛盾［12-13］，在“注得進(jìn)、采得出”的前提下，改善聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)指標(biāo)，為同類(lèi)油藏化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)的研究及應(yīng)用提供借鑒。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

抗鹽型部分水解聚丙烯酰胺（KYPAM），固含量89.4%，相對(duì)分子質(zhì)量342×104，水解度27.5%，工業(yè)品，北京恒聚化工集團(tuán)有限責(zé)任公司；克拉瑪依油田A井區(qū)注入水和地層水，水質(zhì)指標(biāo)見(jiàn)表1；A井區(qū)原油，黏度6.5 mPa·s（34℃）；人造非均質(zhì)礫巖巖心，尺寸φ3.8 cm×30 cm；天然礫巖巖心，尺寸φ2.5 cm×7.7 cm。

MarsⅡ流變儀，德國(guó)哈克公司；BB90E 吳茵攪拌器，北京瑞億斯科技有限公司；巖心驅(qū)油裝置，江蘇海安石油科技有限公司。

表1 克拉瑪依油田A井區(qū)水質(zhì)分析結(jié)果

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

（1）阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)的測(cè)定。參照石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 6576—2016《用于提高石油采收率的聚合物評(píng)價(jià)方法》測(cè)定聚合物阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。

（2）流動(dòng)性評(píng)價(jià)。①測(cè)定巖心的氣測(cè)滲透率；②將柱狀巖心放在巖心夾持器中抽空6 h 后，飽和地層水，測(cè)量巖心孔隙度；③將巖心置于34℃恒溫箱內(nèi)12 h 以上；④將聚合物溶液置于恒溫箱內(nèi)2 h；⑤在地層壓力梯度條件下，將不同的聚合物體系恒壓注入不同滲透率的巖心中。由于聚合物在流經(jīng)巖心時(shí)都有一定程度的滯留和吸附，聚合物濃度不可避免會(huì)下降，進(jìn)而影響到聚合物溶液的黏度。但是在進(jìn)行模擬注入時(shí)都是在速度穩(wěn)定（0.2 mL/min）后等待30 min，令滯留和吸附達(dá)到平衡，在流出的聚合物溶液幾乎沒(méi)有濃度損失的情況下確定注入速度（0.15 mL/min）。

（3）驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。①用產(chǎn)出水飽和巖心，水測(cè)滲透率；②用原油驅(qū)水至不出水：③用產(chǎn)出水驅(qū)至含水98%，計(jì)算采收率；④注入0.7 PV聚合物溶液，然后再用產(chǎn)出水水驅(qū)至含水98%，計(jì)算化學(xué)驅(qū)采收率。其中，聚合物溶液在驅(qū)替前用吳茵攪拌器（7200 s-1下剪切10 s）進(jìn)行機(jī)械剪切，黏度保留率為50%數(shù)60%。實(shí)驗(yàn)溫度34℃，驅(qū)替速度為0.15 mL/min。

2 結(jié)果與討論

2.1 低滲礫巖油藏聚合物驅(qū)可行性

鑒于七東1礫巖低滲儲(chǔ)層特征，進(jìn)行了低分子量、低濃度聚合物注入可行性研究。根據(jù)科澤尼-卡門(mén)公式［14］，R=［K（1-φ）2/（Cφ）］1/2，可以計(jì)算出平均喉道半徑。其中，R—平均吼道半徑，μm；φ—孔隙度，%；K—平均滲透率，10-3μm2；C—常數(shù)。Ⅲ區(qū)平均滲透率59.4×10-3μm2，有效滲透率17×10-3μm2，孔隙度16.6%，平均吼道半徑R=0.597。對(duì)于低分子量聚合物，聚合物水動(dòng)力學(xué)尺寸（Rs）≈聚合物回旋半徑（Rh），按照R=6.5Rs，與其匹配的Rh=0.092 μm，因此可以注入相對(duì)分子質(zhì)量低于400 萬(wàn)的聚合物（Rh=0.094 μm）。由表2 中Ⅲ區(qū)不同滲透率級(jí)別孔隙體積所占目的層比例統(tǒng)計(jì)結(jié)果可見(jiàn)，該區(qū)域注入400萬(wàn)分子量聚合物可進(jìn)入的孔隙體積為目的層總孔隙體積的55.8%。從控制程度角度分析，該區(qū)聚合物驅(qū)控制程度達(dá)不到聚合物注入要求。

表2 Ⅲ區(qū)不同滲透率級(jí)別孔隙體積所占目的層比例統(tǒng)計(jì)結(jié)果

結(jié)合上述計(jì)算結(jié)果，開(kāi)展了低分子量、低濃度聚合物在天然巖心中的注入性實(shí)驗(yàn)以及流動(dòng)性實(shí)驗(yàn)。由圖1可知，隨著注入聚合物濃度的增加，注入壓力增高，在注入壓力趨于平穩(wěn)后，后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中注入壓力逐漸下降。1500 mg/L聚合物溶液的注入壓力明顯高于1000 mg/L和500 mg/L的值。由表3 可知，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)隨著濃度的增加而逐漸增大。在滲透率為53.57×10-3μm2的條件下，注入聚合物質(zhì)量濃度為1500 mg/L 時(shí)，阻力系數(shù)高達(dá)120，殘余阻力系數(shù)達(dá)到26，說(shuō)明該濃度在低滲透巖心中的注入性較差。

圖1 注入壓力隨低分子量聚合物注入量的變化

表3 低分子量聚合物（350萬(wàn)）在天然巖心中的注入性

低分子量（350 萬(wàn)）、低濃度聚合物在低滲透天然巖心中的流動(dòng)性見(jiàn)表4。以0.2 m/d的流動(dòng)速度作為判斷標(biāo)準(zhǔn)，在水測(cè)滲透率（Kw）為2.3×10-3μm2和17.8×10-3μm2的巖心中，注入分子量為350 萬(wàn)的聚合物。不同濃度的聚合物溶液在滲透率為2.3×10-3μm2的巖心中無(wú)法流動(dòng)，而在滲透率為17.8×10-3μm2的巖心中僅1500 mg/L的聚合物溶液無(wú)法流動(dòng)。結(jié)合表2可知，注入的聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為350萬(wàn)，并且質(zhì)量濃度不高于1000 mg/L 時(shí)，聚合物驅(qū)控制程度可大于90%，滿(mǎn)足聚合物注入要求。

表4 低分子量聚合物在天然巖心中的流動(dòng)速度（壓力梯度0.13 MPa/m）

另外，聚合物注入前七東1礫巖低滲儲(chǔ)層注入壓力8.4 MPa，預(yù)計(jì)前緣水驅(qū)注入壓力上限9.0 MPa，該區(qū)平均井口注入壓力上限13.6 MPa，聚合物注入壓力上升空間＜4.6 MPa，根據(jù)數(shù)模預(yù)測(cè)（CMG數(shù)值模擬軟件，加拿大計(jì)算機(jī)模擬軟件集團(tuán)（Computer Modelling Group Ltd.）開(kāi)發(fā)）結(jié)果（見(jiàn)表5），相對(duì)分子質(zhì)量為350萬(wàn)的聚合物（注入量0.7 PV）允許注入濃度低于1000 mg/L。若根據(jù)井口破裂壓力15.1 MPa、壓力上升空間＜6.1 MPa，則濃度上限為1400 mg/L。但考慮到七東1礫巖低滲儲(chǔ)層與中高滲儲(chǔ)層交匯邊界局部物性相對(duì)較好，部分井可能需要注入更高濃度的聚合物，聚合物濃度上限設(shè)計(jì)為1200 mg/L。

表5 注入350萬(wàn)聚合物數(shù)模預(yù)測(cè)結(jié)果

低分子量（350萬(wàn)）聚合物對(duì)低滲透天然巖心原油的驅(qū)替情況見(jiàn)表6。隨著注入聚合物濃度的增加，采收率增幅逐漸增大，即注入與巖心滲透率相匹配的驅(qū)油體系，可進(jìn)一步提高采收率。

表6 低分子量聚合物對(duì)低滲透天然巖心的驅(qū)油結(jié)果

圖2 聚合物濃度對(duì)噸聚增油量的影響

由數(shù)值模擬結(jié)果（圖2）可見(jiàn)，噸聚增油量隨聚合物濃度的增大而下降，即聚合物濃度過(guò)高，經(jīng)濟(jì)效益差。綜合考慮技術(shù)和經(jīng)濟(jì)效益要求（噸聚增油大于30 t），針對(duì)該區(qū)低滲透油藏特點(diǎn)，選擇注入低濃度（1000 mg/L以下）的聚合物。

2.2 注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)

根據(jù)流度控制理論公式（式1），原油地層黏度為6.5 mPa·s，針對(duì)Ⅲ區(qū)注聚合物需求創(chuàng)新性地實(shí)施驅(qū)油體系與地層流體等黏驅(qū)替，地下原油黏度6.0 mPa·s，設(shè)計(jì)加量800數(shù)1200 mg/L，地面黏度為10數(shù)15 mPa·s，地層工作黏度6數(shù)9 mPa·s（按照炮眼、井筒剪切40%計(jì)算）。根據(jù)相對(duì)分子質(zhì)量為350 萬(wàn)的聚合物在注入水中的黏濃曲線(xiàn)（圖3），300數(shù)1000 mg/L 聚合物的黏度為7.5數(shù)11.8 mPa·s（估算工作黏度4.5數(shù)7.1 mPa·s）。綜合以上結(jié)果，確定Ⅲ區(qū)注入350 萬(wàn)相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物質(zhì)量濃度為800 mg/L、黏度為10 mPa·s。

式中：Kw—水相滲透率，μm2；μw—水相黏度，mPa·s；Ko—油相滲透率，μm2；μo—油相黏度，mPa·s。

圖3 相對(duì)分子質(zhì)量為350萬(wàn)的聚合物在注入水中的黏濃曲線(xiàn)

2.3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

七東1低滲礫巖油藏自2016年全面注聚合物至今，聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)特征表現(xiàn)明顯：油量明顯上升，日產(chǎn)油最高122 t，含水大幅下降，最大降幅30%，配注完成率100%，注入壓力穩(wěn)步提升，壓力升幅1.3 MPa，開(kāi)發(fā)指標(biāo)大幅優(yōu)于預(yù)測(cè)指標(biāo)（圖4）。截至2019 年2 月，聚合物驅(qū)累計(jì)注入化學(xué)劑0.29 PV，油井見(jiàn)效率95.2%，階段采出程度14.5%，累計(jì)增油8.01×104t。

圖4 七東1區(qū)Ⅲ區(qū)聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)曲線(xiàn)

3 結(jié)論

通過(guò)理論計(jì)算和聚合物注入性及流動(dòng)性、天然巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，明確七東1區(qū)Ⅲ區(qū)低滲透油藏可注入濃度不高于1000 mg/L、相對(duì)分子質(zhì)量400萬(wàn)以下的聚合物。

針對(duì)Ⅲ區(qū)聚合物注入需求實(shí)施驅(qū)油體系與地層流體等黏驅(qū)替，根據(jù)流度控制理論確定Ⅲ區(qū)注入相對(duì)分子質(zhì)量342 萬(wàn)的聚合物質(zhì)量濃度為800 mg/L、黏度10 mPa·s。七東1低滲礫巖油藏試驗(yàn)區(qū)于2016年1月全面注入聚合物，截至2019年2月，聚合物驅(qū)階段產(chǎn)油8.01×104t，階段采出程度14.5%，降水增油效果明顯。