低初黏型凝膠調(diào)堵體系驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)研究

張偉森　周泉　崔雷　賀世博　王晨

摘????? 要： 大慶油田聚合物驅(qū)后地層非均質(zhì)性加劇，致使二次聚驅(qū)竄流嚴(yán)重。為實(shí)現(xiàn)老油田進(jìn)一步開發(fā)，本文確立了調(diào)、堵、驅(qū)綜合治理開發(fā)思路。根據(jù)堵調(diào)需求，研發(fā)出一種低初黏型凝膠調(diào)堵體系，該凝膠體系初始黏度小于20 mPa·s，10～40 d內(nèi)黏度小于300 mPa·s，成膠黏度2 500 mPa·s以上。為探究該體系對(duì)驅(qū)油效果的影響，開展三管并聯(lián)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明：適量的凝膠體系可以有效改善巖心的非均質(zhì)性，實(shí)現(xiàn)高滲層的有效封堵;然而注入量過(guò)大時(shí)，會(huì)造成中、低滲透層的污染;實(shí)驗(yàn)優(yōu)化結(jié)果為，當(dāng)凝膠注入量為0.1 PV，可實(shí)現(xiàn)對(duì)中、低滲透層無(wú)污染，此時(shí)再進(jìn)行二次聚驅(qū)，采收率可增幅13.6%，較單純高濃度聚驅(qū)可多提高采收率4.4%。

關(guān)? 鍵? 詞：聚合物驅(qū);非均質(zhì)性;低初黏型凝膠調(diào)堵體系;采收率

中圖分類號(hào)：TE357.46?? ?????文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A?? ???文章編號(hào)： 1671-0460（2020）07-1298-04

Experimental study on Oil Displacement Effect of Low

Initial Viscosity Gel Plugging System

ZHANG Wei-sen1， ZHOU Quan2， CUI Lei3， HE Shi-bo1， WANG Chen1

（1. School of Petroleum Engineering， Northeast Petroleum University， Daqing Heilongjiang 163318， China;

2. Daqing Oilfield Oil Production Engineering Research Institute， Daqing Heilongjiang 163453， China;

3. Test Branch of Daqing Drilling Engineering Company Oil Test and Production Company， Songyuan Jilin 138000， China）

Abstract： The formation heterogeneity intensified after polymer flooding in Daqing Oilfield， resulting in severe cross-flow during the secondary polymer flooding. To achieve further development of the old oilfields， the development strategy of comprehensive profile modification， water plugging and flooding was established. According to the plugging requirements， a low initial viscosity gel plugging system was developed. The initial viscosity of the system is less than 20 mPa·s， during 10～40 days， the system viscosity is less than 300 mPa·s， and the gel viscosity is above 2 500 mPa·s. In order to explore the effect of this system on oil displacement， a three-pipe parallel core oil displacement experiment was carried out. The results showed that the proper amount of gel system could effectively improve the heterogeneity of the core and achieve the effective plugging of the high permeability layer. However， when the injection volume was too large， it could cause the pollution of the middle and low permeability layers. The experimental optimization results were as follows： when the injection volume of the gel was 0.1 PV， the middle and low permeability layers were not polluted. At this time， the secondary polymer flooding increased the recovery rate by 13.6%， which can increase the recovery rate by 4.4% compared with the simple high concentration polymer flooding.

Key words： Polymer flooding; Heterogeneity; Low initial viscosity gel plugging system; Recovery

聚合物驅(qū)作為提高采收率的有效方法早已在全國(guó)各大油田得到廣泛應(yīng)用，研究表明聚合物不僅能夠在很大程度上提高波及效率，而且可以通過(guò)黏彈性提高微觀驅(qū)油效率^[1-3]。資料顯示，大慶油田聚合物驅(qū)區(qū)塊進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)階段的地質(zhì)儲(chǔ)量占已投注總地質(zhì)儲(chǔ)量的比例為75.2%，資源體量巨大，僅依靠后續(xù)水驅(qū)擴(kuò)大波及體積，無(wú)法動(dòng)用聚合物驅(qū)后大量滯留在地層中的原油^[4-6]。為挖潛剩余油，需要實(shí)施二次聚合物驅(qū)，以提高原油采收率。然而聚驅(qū)區(qū)塊經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期開發(fā)，油層的非均質(zhì)性更加凸顯，層內(nèi)竄流通道已經(jīng)形成，嚴(yán)重影響二次聚合物驅(qū)開發(fā)效果^[7-9]。

因此，大慶油田基于調(diào)、堵、驅(qū)結(jié)合技術(shù)，研制出了一種低初黏型凝膠調(diào)堵體系。該凝膠體系初始黏度小于20 mPa·s，10～40 d內(nèi)黏度小于300 mPa·s，成膠黏度2 500 mPa·s以上，可以順利進(jìn)入油層深部，對(duì)竄流通道進(jìn)行有效封堵，達(dá)到液流轉(zhuǎn)向的目的^[10-12]。為研究該凝膠體系對(duì)驅(qū)油效果的影響，現(xiàn)利用三管并聯(lián)巖心模擬大慶油田一次聚驅(qū)后的非均質(zhì)性油層，進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，探究非均質(zhì)條件下低初黏型凝膠調(diào)堵劑提高采收率能力，以此為現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用提供依據(jù)。

1 ?實(shí)驗(yàn)部分

1.1? 實(shí)驗(yàn)材料、設(shè)備和步驟

1.1.1 ?實(shí)驗(yàn)材料

低初黏型凝膠調(diào)堵體系由大慶油田有限責(zé)任公司采油工程研究院提供，其中聚合物L(fēng)H2500的相對(duì)分子質(zhì)量2.5×10⁷和1.2×10⁷～1.6×10⁷，水解度25%，固含量90%;金屬離子螯合交聯(lián)劑CYJL，有效離子含量2.5%;檸檬酸（調(diào)節(jié)劑），分析純，有效含量99.8%;亞硫酸鈉（緩凝劑），分析純，有效含量99%;多聚磷酸鈉（增強(qiáng)劑），分析純，有效含量99.5%。

實(shí)驗(yàn)用水為大慶油田試驗(yàn)區(qū)塊現(xiàn)場(chǎng)回注水，離子組成分析見(jiàn)表1。實(shí)驗(yàn)用油為大慶油田采油三廠的原油和煤油按一定比例配制而成，在45 ℃下黏度為9.8 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心，其中高滲透層巖心幾何尺寸為4.5 cm×1.8 cm×30 cm，氣測(cè)滲透率為4.0 μm²;中滲透層巖心幾何尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30 cm，氣測(cè)滲透率為2.0 μm²;低滲透層巖心幾何尺寸為4.5 cm×2 cm×30 cm，氣測(cè)滲透率為0.5 μm²。

1.1.2 ?實(shí)驗(yàn)設(shè)備

2PB00C平流泵，北京衛(wèi)星制造廠;多位式磁力攪拌器，德國(guó)Wiggens公司;AR2000ex TA型高黏流變儀，沃特世科技（上海）有限公司;PL4002-IC型電子天平，梅特勒托利多儀器（上海）有限公司;BHC-II型巖心抽空飽和裝置，江蘇華安科研儀器有限公司;QA-CON-560型恒溫箱，揚(yáng)程儀器工業(yè)有限公司。實(shí)驗(yàn)設(shè)備簡(jiǎn)圖見(jiàn)圖1。

1.1.3 ?實(shí)驗(yàn)步驟

1）在室溫下，將巖心抽真空3～5 h，飽和地層水2～4 h，通過(guò)測(cè)量干重、濕重計(jì)算孔隙體積;

2）將已飽和水的巖心放入45 ℃恒溫箱內(nèi)，利用模擬油驅(qū)水至出口不出水為止，恒溫老化12 h，計(jì)算實(shí)驗(yàn)巖心的含油飽和度;

3）在45 ℃的恒溫箱內(nèi)進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，按實(shí)驗(yàn)方案依次注入化學(xué)劑，計(jì)算各階段采收率;

4）后水驅(qū)至含水98%;

觀察實(shí)驗(yàn)過(guò)程中壓力表的壓力變化，計(jì)量量筒中液體體積情況，以此計(jì)算注入壓力、含水率和采收率。實(shí)驗(yàn)記錄時(shí)間間隔為30 min。

1.2? 方案設(shè)計(jì)

方案1-1：水驅(qū)98%+0.57 PV聚驅(qū)+聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)98%+0.7 PV高濃度聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)98%。

方案1-2：水驅(qū)98%+0.57 PV聚驅(qū)+聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)98%+0.1 PV低初黏型凝膠+0.7 PV高濃度聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)98%。

方案1-3：水驅(qū)98%+0.57 PV聚驅(qū)+聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)98%+0.2 PV低初黏型凝膠+0.7 PV高濃度聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)98%。

方案1-4：水驅(qū)98%+0.57 PV聚驅(qū)+聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)98%+0.3 PV低初黏型凝膠+0.7 PV高濃度聚驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)98%。

其中，一次聚驅(qū)時(shí)的聚合物濃度為1 000 mg·L^-1，二次聚驅(qū)時(shí)的聚合物濃度為1 800 mg·L^-1，低初黏型凝膠調(diào)堵劑濃度為1 000 mg·L^-1，候凝時(shí)間為10 d。低初黏型凝膠調(diào)堵劑的驅(qū)替速度為0.6 mL·min^-1，其余驅(qū)替速度為1.2 mL·min^-1。

2? 實(shí)驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1? 采收率

不同用量的低初黏型凝膠調(diào)堵劑對(duì)驅(qū)油效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

從表2可以看出，在一次聚驅(qū)采收率基本一致的條件下，經(jīng)過(guò)0.1 PV低初黏型凝膠調(diào)堵劑調(diào)堵后再進(jìn)行二次聚驅(qū)，采收率提高值高達(dá)13.6%（方案1-2），較只注入高濃度聚合物驅(qū)（方案1-1）多提高采收率4.4%。然而，當(dāng)堵劑注入量為0.2 PV時(shí)（方案1-3），采收率提高幅度降低，為11.6%;當(dāng)堵劑注入量為0.3 PV時(shí)（方案1-4），采收率提高值大幅度降低，僅為7.2%。由此可見(jiàn)，低初黏型凝膠調(diào)堵劑的注入有利于增油降水，但注入量為0.1 PV時(shí)最優(yōu)。

2.2? 動(dòng)態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中的注入壓力、含水率、采收率與PV數(shù)關(guān)系如圖2所示。

2.2.1 第一次水驅(qū)階段+一次聚驅(qū)階段+聚驅(qū)后后續(xù)水驅(qū)階段

由圖2可以看出，在第一次水驅(qū)階段，隨注入PV數(shù)增加，原油采出程度提高，含水率升高，水相滲透率增加，滲流阻力降低，注入壓力小幅降低。在一次注聚階段前期，由于聚合物溶液黏度較大，導(dǎo)致三個(gè)滲透層的滲流阻力增強(qiáng)，所以注入壓力逐漸升高，這也擴(kuò)大了波及體積，導(dǎo)致含水率大幅下降，原油采出程度提高;在一次注聚中后期，由于滲流優(yōu)勢(shì)通道的存在，注入的聚合物溶液易從高滲透層流出，導(dǎo)致注入壓力上升幅度降低，無(wú)法實(shí)現(xiàn)其對(duì)中、低滲透層有效波及，原油采出程度逐漸降低，綜合含水率再次上升。在聚驅(qū)后的后續(xù)水驅(qū)階段，高滲透層中聚合物被后續(xù)水驅(qū)出，滲流阻力再次降低，注入壓力隨之下降，采出率基本不變，綜合含水率上升。

2.2.2 ?化學(xué)驅(qū)階段+后續(xù)水驅(qū)階段

由圖2可以看出，“方案1-1”中，在注入高濃度聚合物溶液后，因聚合物溶液黏度的提升，滲流阻力變大，注入壓力再次上升，進(jìn)一步擴(kuò)大了波及體積，致使含水率下降，采收率升高。但由于聚合物在巖心中的滯留效果較差，在二次注聚中后期，隨著高濃度聚合物在高滲透層采出端的流出，注入壓力上升幅度降低，綜合含水率上升。后續(xù)的水驅(qū)階段，注入壓力大幅度下降，綜合含水率上升，采收率基本保持不變。

與“方案1-1”相比，“方案1-2”和“方案1-3”中注入低初黏型凝膠調(diào)堵體系，待候凝結(jié)束后，再注入聚合物溶液，壓力的提高幅度更大，含水率降幅更大，采收率增值也更大。分析認(rèn)為低初黏型凝膠調(diào)堵體系的注入，對(duì)中、低滲層無(wú)污染或僅有少量污染，可以實(shí)現(xiàn)有效封堵高滲透層，迫使后續(xù)的高濃度聚合物轉(zhuǎn)向動(dòng)用程度較低的滲透層，達(dá)到擴(kuò)大波及體積、實(shí)現(xiàn)液流轉(zhuǎn)向的目的。

相對(duì)于其他3個(gè)方案，“方案1-4”的最終采收率最低，表明了低初黏型凝膠調(diào)堵劑注入量為0.3 PV時(shí)已過(guò)量，凝膠體系在對(duì)高滲透層實(shí)施封堵的同時(shí)，也對(duì)中、低滲透層造成了污染，使得中、低滲透層原油難以采出，所以后續(xù)驅(qū)替液注入階段壓力相對(duì)較高，采收率增幅最低，同時(shí)現(xiàn)場(chǎng)施工中注入壓力應(yīng)低于地層破裂壓力，過(guò)高的注入壓力在現(xiàn)場(chǎng)也難以實(shí)施。

從4組實(shí)驗(yàn)可以看出，只提升聚合物黏度進(jìn)行二次聚驅(qū)，無(wú)法實(shí)現(xiàn)對(duì)大孔隙的有效封堵，采收程度有限。當(dāng)?shù)统躔ば湍z調(diào)堵劑注入量一定時(shí)，由于凝膠本身的低黏特性，其不僅可以在多孔介質(zhì)中運(yùn)移時(shí)順利進(jìn)入油層深部，對(duì)高滲透層實(shí)現(xiàn)有效封堵，同時(shí)可避免對(duì)中、低滲透層的傷害，起到良好的液流轉(zhuǎn)向效果。但相對(duì)而言，凝膠注入量過(guò)大也會(huì)造成較低滲透層的污染，且增加實(shí)驗(yàn)成本。因此，優(yōu)選低初黏型凝膠調(diào)堵劑注入量為0.1 PV時(shí)，可以達(dá)到增油降水、高效開發(fā)的目的。

3 ?結(jié) 論

（1）針對(duì)大慶油田聚驅(qū)后現(xiàn)狀，進(jìn)行二次聚驅(qū)時(shí)，只提升聚合物黏度無(wú)法有效改善分流情況，滲流優(yōu)勢(shì)通道依然存在，且采收程度有限。

（2）低初黏型凝膠調(diào)堵劑因自身初始黏度低的特性，可以在多孔介質(zhì)中運(yùn)移到油層深部，實(shí)現(xiàn)對(duì)高滲透層的有效封堵，迫使液流轉(zhuǎn)向含油飽和度較高的中、低滲透層，具有良好的層間矛盾調(diào)整能力。

（3）當(dāng)凝膠堵劑注入量過(guò)大，同樣會(huì)對(duì)較低滲透層造成一定程度的污染。建議凝膠注入量為0.1 PV，此時(shí)可以避免其對(duì)中、低滲透層的污染，并起到良好的液流轉(zhuǎn)向效果，提高原油采收率。實(shí)驗(yàn)表明，當(dāng)?shù)统躔ば湍z注入量為0.1 PV時(shí)，再進(jìn)行0.7 PV高濃度聚驅(qū)，采收率可增幅13.6%，較單純高濃度聚驅(qū)多提高采收率4.4%。

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基金項(xiàng)目：中國(guó)博士后科學(xué)基金，三元分質(zhì)過(guò)程堿和表面活性劑對(duì)聚合物分子的作用機(jī)理研究（項(xiàng)目編號(hào)：2017M611350）。

收稿日期：2020-05-10

作者簡(jiǎn)介：張偉森（1995-），男，河北省石家莊市人，碩士，研究方向：采收率提高方法和理論研究。E-mail：369948219@qq.com。