三類油層分期化學(xué)驅(qū)開(kāi)采實(shí)驗(yàn)與應(yīng)用

張曉芹

（中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，黑龍江大慶 163712）

大慶油田三類油層是指有效厚度小于1.0 m、有效滲透率小于0.1 D 的表內(nèi)薄層和表外儲(chǔ)層［1-3］。三類油層地質(zhì)儲(chǔ)量占大慶長(zhǎng)垣喇薩杏油田總地質(zhì)儲(chǔ)量的44.6%，目前以水驅(qū)開(kāi)發(fā)為主，采出程度為39%，剩余儲(chǔ)量大，是油田未來(lái)重要的產(chǎn)量接替潛力［4-5］。三類油層以三角洲內(nèi)、外前緣沉積為主，與一、二類油層相比滲透率低、連通性差、縱向滲透率級(jí)差大、非均質(zhì)性強(qiáng)，這就導(dǎo)致注入化學(xué)劑容易沿著高滲透油層發(fā)生突進(jìn)，產(chǎn)生高滲透水淹通道，進(jìn)而加劇低效無(wú)效循環(huán)，使低滲透油層不能被有效波及，造成化學(xué)驅(qū)效果差、采收率低［6-12］。因此僅通過(guò)一次性化學(xué)驅(qū)開(kāi)發(fā)不能使低滲透油層得到充分動(dòng)用［13］，亟需攻關(guān)適用于三類油層的化學(xué)驅(qū)開(kāi)采模式［14-15］。針對(duì)低滲透油層波及系數(shù)低的問(wèn)題，開(kāi)展了分期化學(xué)驅(qū)開(kāi)采室內(nèi)實(shí)驗(yàn)研究，利用非均質(zhì)平面模型分期化學(xué)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，分別對(duì)比了籠統(tǒng)化學(xué)驅(qū)開(kāi)采與分期化學(xué)驅(qū)開(kāi)采對(duì)三類油層開(kāi)發(fā)效果的影響，創(chuàng)新形成了分期化學(xué)驅(qū)開(kāi)采模式，利用該模式在北二區(qū)東部高臺(tái)子油層進(jìn)行了現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，分兩期開(kāi)展化學(xué)驅(qū)，一期主要對(duì)有效厚度小于0.5 m、有效滲透率小于0.05 D 的薄差油層和表外儲(chǔ)層進(jìn)行聚合物驅(qū)，二期在一期基礎(chǔ)上補(bǔ)射高Ⅰ10-高Ⅱ14 油層，對(duì)有效厚度大于0.5 m、有效滲透率大于0.05 D 的油層進(jìn)行籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)。

1 分期化學(xué)驅(qū)開(kāi)采室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用油為大慶油田北Ⅰ-1 聯(lián)合站原油與航空煤油配制成的模擬油（45 ℃條件下黏度為7.1 mPa·s）。實(shí)驗(yàn)用水為室內(nèi)配制模擬大慶地層水，礦化度為4 456 mg/L，其中NaCl，KCl，CaCl2，MgCl2·6H2O，Na2SO4，NaHCO3的質(zhì)量濃度分別為2 294，13，42，172，75，1 860 mg/L。聚合物為相對(duì)分子質(zhì)量為900×104的部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）、相對(duì)分子質(zhì)量為800×104的低分抗鹽聚合物（大慶煉化公司生產(chǎn)），表面活性劑為有效物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為50%的石油磺酸鹽（大慶煉化公司生產(chǎn)），堿為分析純碳酸鈉，活性水體系配方為0.3%表面活性劑，弱堿三元復(fù)合體系配方為0.3%表面活性劑+1.2%堿+1 300 mg/L聚合物（相對(duì)分子質(zhì)量為900×104的HPAM）。

1.2 實(shí)驗(yàn)儀器

實(shí)驗(yàn)儀器包括：大型巖心壓制機(jī)（江蘇海安石油科研儀器有限公司）、HAS-100HSB型恒壓恒速泵（江蘇華安科研儀器有限公司）、HW-II 型恒溫箱（江蘇海安石油科研儀器有限公司）、六通、3 個(gè)容量為1 L 的高壓中間容器、電阻率測(cè)試儀（80 通道）、壓力傳感器、數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)以及所需耐壓閥門(mén)、管線、玻璃量筒若干。

1.3 實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ?/h3>

三層層內(nèi)非均質(zhì)平面巖心模型（圖1）規(guī)格為50 cm×50 cm×5 cm，露頭砂壓制，環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)，采用一注四采式五點(diǎn)法井網(wǎng)布置，中間為注入井，四角為采出井。K1，K2，K3 層的有效滲透率分別為0.06，0.12，0.24 D，K1，K2，K3 層厚度比為1∶1∶2，模型低、中、高滲透油層依次對(duì)應(yīng)大慶油田三類、二類、一類油層；測(cè)壓點(diǎn)共37個(gè)，每層在主流線方向各布置2 個(gè)、邊緣流線方向布置4 個(gè)（圖2）；電阻率測(cè)量點(diǎn)共80 個(gè)，K1 層26 個(gè)，K2，K3 層各27 個(gè)，每相鄰三對(duì)電極插在不同層位中，從而均勻測(cè)量各層電阻率（圖3）。

圖1 非均質(zhì)平面巖心模型設(shè)計(jì)Fig. 1 Design of heterogeneous planar core model

圖2 模型測(cè)壓點(diǎn)分布Fig. 2 Distribution of pressure measuring points of model

圖3 模型電阻率測(cè)量點(diǎn)平面分布Fig. 3 Planar distribution of resistivity measurement points of model

1.4 實(shí)驗(yàn)方案

全部方案均采用層內(nèi)非均質(zhì)三維模型，每個(gè)方案使用1 個(gè)模型，共4 個(gè)。方案1 為籠統(tǒng)注入，依次進(jìn)行水驅(qū)、弱堿三元復(fù)合驅(qū)、保護(hù)段塞聚合物驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)4 個(gè)階段至含水率為98%結(jié)束。方案2，3，4在方案1 的基礎(chǔ)上，在籠統(tǒng)水驅(qū)階段和籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)階段之間增加了分期開(kāi)采階段，在該階段關(guān)閉K3 層，僅開(kāi)采K1 和K2 層，但不同方案注入體系不同，其中方案2 注入模擬地層水、方案3 注入活性水、方案4 注入低分抗鹽聚合物，至含水率達(dá)98%，補(bǔ)射開(kāi)K3 層，再依次進(jìn)行籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)、保護(hù)段塞聚合物驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)，至含水率為98%結(jié)束（表1）。分析各方案采出液性質(zhì)、壓力、含油飽和度變化規(guī)律。

表1 非均質(zhì)油層不同開(kāi)采模式實(shí)驗(yàn)方案Table1 Experimental scheme at different production modes in heterogeneous reservoirs

1.5 實(shí)驗(yàn)步驟

實(shí)驗(yàn)步驟包括：①在45 ℃恒溫下將模型抽真空并飽和地層水，測(cè)量孔隙度。飽和油建立束縛水飽和度，老化5 d；②保持注入速度為0.2 mL/min 開(kāi)始驅(qū)替，進(jìn)行籠統(tǒng)水驅(qū)；③方案1 直接進(jìn)入步驟④，方案2，3，4 按方案設(shè)計(jì)先對(duì)K1 和K2 層開(kāi)發(fā)，分別注入水、活性水、低分抗鹽聚合物；④依次進(jìn)行0.3 PV籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)、0.2 PV 籠統(tǒng)保護(hù)段塞聚合物驅(qū)和籠統(tǒng)后續(xù)水驅(qū)。

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中記錄測(cè)壓點(diǎn)壓力變化，測(cè)量電阻率，得出含油飽和度分布場(chǎng)，同時(shí)計(jì)量采出端含水率等。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 采出動(dòng)態(tài)

對(duì)比不同開(kāi)采模式采出動(dòng)態(tài)曲線（圖4）和提高采收率效果（表2）可知，在籠統(tǒng)水驅(qū)階段，全部方案均表現(xiàn)出注入壓力先升高后降低，然后趨于穩(wěn)定，采出程度逐漸增大，直至含水率達(dá)到98%。在分期開(kāi)采階段，方案2 和3 注入壓力、含水率、采出程度均無(wú)明顯變化，采出程度僅提高0.5%和1.2%，原因在于層內(nèi)非均質(zhì)巖心存在層間竄流，在重力影響下流體趨向流入K3 層［16-18］；而方案4 因注入了具有流度調(diào)節(jié)能力的低分抗鹽聚合物，注入壓力迅速升高、含水率明顯下降［19］，采出程度穩(wěn)步提升，注入量高達(dá)0.7 PV，提高采收率16.4%；在籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)階段，方案1，2，3都表現(xiàn)出注入壓力上升、含水率下降、采出程度提高，最終采收率分別為58.5%，59.1%和61.9%，而方案4 注入壓力開(kāi)始平穩(wěn)小幅降低，含水率經(jīng)歷了二次降低和回升，但含水率下降幅度與采收率提高值都低于分期開(kāi)采階段，原因是分期開(kāi)采階段的低分抗鹽聚合物驅(qū)已經(jīng)對(duì)含油飽和度較高的K1 和K2 層進(jìn)行了一定程度驅(qū)替，降低了含油飽和度，削弱了后續(xù)籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)提高采收率的效果［20-21］，最終采出程度達(dá)65.8%?？梢耘卸ㄔ诨\統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)之前對(duì)中、低滲透油層進(jìn)行聚合物驅(qū)可以較大程度上提高非均質(zhì)正韻律地層的原油采收率。

表2 不同開(kāi)采模式各階段提高采收率值Table2 EOR value at different production modes at different stages %

圖4 不同開(kāi)采模式采出動(dòng)態(tài)曲線Fig. 4 Dynamic production performance curve at different production modes

2.2 壓力變化

對(duì)比主流線方向沿程各層壓力變化（圖5）發(fā)現(xiàn)，由于縱向非均質(zhì)性，流量在不同層位分配上也存在差異性，壓力整體表現(xiàn)為K3 層＞K2 層＞K1 層。方案1，2，3 在K1 層全過(guò)程壓力較低，僅在籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)階段壓力小幅升高，說(shuō)明方案2 和3 分期開(kāi)采階段與方案1 籠統(tǒng)注水階段對(duì)K1 層動(dòng)用差別不大，都沒(méi)有明顯改善高滲透油層的突進(jìn)現(xiàn)象；而方案4 分期開(kāi)采階段，K1 層壓力顯著升高，說(shuō)明低分抗鹽聚合物進(jìn)入K2，K3 層（中、高滲透油層）后發(fā)揮流度控制作用，促使一部分聚合物進(jìn)入K1 層（低滲透油層），對(duì)低滲透油層起到更好的動(dòng)用效果，使油藏整體波及體積更大、驅(qū)替效率更高。

圖5 不同開(kāi)采模式主流線方向沿程各層壓力變化Fig. 5 Pressure variation curve of each reservoir along mainstream direction at different production modes

2.3 采出液黏度變化

對(duì)比各方案采出液黏度變化（圖6）可知，方案1，2，3從籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)開(kāi)始，經(jīng)過(guò)0.3～0.4 PV后，采出液黏度開(kāi)始升高，對(duì)比含水率曲線，得出段塞在巖心內(nèi)黏度最高階段對(duì)應(yīng)著含水率大幅下降階段，黏度最高值都約為16～18 mPa·s，低于注入端初始黏度（25 mPa·s），這是由于注入過(guò)程中存在剪切、吸附、滯留等影響，另外也是由于注入弱堿三元復(fù)合體系和保護(hù)段塞會(huì)與前后段塞接觸而造成溶解稀釋。方案4由于分期開(kāi)采階段進(jìn)行低分抗鹽聚合物驅(qū)，采出液黏度高值持續(xù)時(shí)間更長(zhǎng)（0.4～1.5 PV），且黏度最高值達(dá)到20 mPa·s，高于其他方案，原因在于分期低分抗鹽聚合物驅(qū)注入量大，對(duì)弱堿三元段塞起保護(hù)作用，使段塞黏度損失減少。地層內(nèi)驅(qū)替液黏度越高，水油流度比越大，波及體積就越大［22］，更大程度上減小了層間非均質(zhì)性對(duì)化學(xué)驅(qū)的影響，使化學(xué)驅(qū)達(dá)到更好的提高采收率效果，所以方案4提高采收率值最大。

圖6 不同開(kāi)采模式采出液黏度變化曲線Fig. 6 Viscosity variation curve of produced fluids at different production modes

2.4 含油飽和度場(chǎng)變化

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中利用電阻率測(cè)量點(diǎn)對(duì)模型各層不同位置的電阻率進(jìn)行測(cè)量，通過(guò)地層水導(dǎo)電性質(zhì)，建立與含油飽和度之間的關(guān)系［23］，其表達(dá)式為：

通過(guò)測(cè)量得到地層水電阻率為3 500 Ω·m，同時(shí)測(cè)量不同油水配比值下流體通過(guò)模型時(shí)的電阻率，回歸得到巖性相關(guān)無(wú)量綱參數(shù)b為1.5×108，n為3.7，得到含油飽和度計(jì)算公式為：

根據(jù)實(shí)驗(yàn)測(cè)得不同開(kāi)采模式不同注入階段含油飽和度數(shù)據(jù)，利用作圖軟件得到含油飽和度場(chǎng)。對(duì)比籠統(tǒng)水驅(qū)與分期注入結(jié)束時(shí)各層含油飽和度場(chǎng)（圖7）可知，由于層間非均質(zhì)性所產(chǎn)生的滲透率差異，各方案整體都表現(xiàn)出K3 層驅(qū)替效果最好，K2層次之，K1 層最差［24］，且驅(qū)替后同時(shí)存在殘余油和剩余油，殘余油主要集中在油水井主流線方向上，剩余油主要存在于相鄰采出井之間的未波及非主流線區(qū)域［25］；方案2 和3 各層分期開(kāi)采階段與籠統(tǒng)水驅(qū)時(shí)含油飽和度場(chǎng)無(wú)明顯變化，說(shuō)明方案2 和3分期開(kāi)采階段注入體系對(duì)油層整體開(kāi)發(fā)效果微弱。而方案4 各層含油飽和度均有明顯下降，K1 層含油飽和度由56.8%降低至43.8%，K2 層由36.1%降低至26.1%，K3 層由31.4%降低至22.3%。說(shuō)明方案4分期開(kāi)采階段可同時(shí)提高各層波及體積，且低滲透油層含油飽和度降低最為顯著。由于分期開(kāi)采階段K2，K3 層滯留了大量聚合物，后續(xù)進(jìn)行籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)時(shí)可起到流度調(diào)控作用，使K1層得到進(jìn)一步動(dòng)用。

圖7 方案2，3，4分期注入前后含油飽和度場(chǎng)對(duì)比Fig. 7 Comparison of oil saturation fields before and after staged injection at modes2，3，and 4

2.5 影響因素分析

實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ蜑檎嵚?，縱向上層間滲透率差異明顯，方案2，3，4 都是在籠統(tǒng)水驅(qū)后率先開(kāi)發(fā)K1 和K2層，其中方案2和3分別進(jìn)行水驅(qū)和活性水驅(qū)，注入流體沒(méi)有流度調(diào)節(jié)能力，只對(duì)K3層進(jìn)行多輪次驅(qū)替，無(wú)法有效啟動(dòng)K1，K2層；而方案4在此階段進(jìn)行低分抗鹽聚合物驅(qū)，可對(duì)流度進(jìn)行調(diào)整，明顯增大低滲透油層波及體積［26］。因此，針對(duì)非均質(zhì)油層，進(jìn)行化學(xué)驅(qū)分期開(kāi)采，先對(duì)中、低滲透油層進(jìn)行聚合物驅(qū)，能夠有效緩解層間矛盾，改善流度比，擴(kuò)大波及體積，后續(xù)進(jìn)行籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)開(kāi)采，可進(jìn)一步提高洗油效率，從而提高采收率。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

3.1 基本情況

結(jié)合室內(nèi)分期開(kāi)采研究成果，在北二區(qū)東部三類油層開(kāi)展分期化學(xué)驅(qū)試驗(yàn)。試驗(yàn)區(qū)開(kāi)采高臺(tái)子油層，采用五點(diǎn)法井網(wǎng)、注采井距為125 m，規(guī)模為注入井12 口、采出井14 口。一期開(kāi)采有效厚度小于0.5 m、有效滲透率小于0.05 D 的薄差油層，有效厚度為4.0 m，平均有效滲透率為0.05 D，開(kāi)展中-低分聚合物驅(qū)；二期利用原井網(wǎng)補(bǔ)射開(kāi)高Ⅰ10 到高Ⅱ14 油層組中有效厚度大于0.5 m 的油層，有效厚度為7.8 m，平均有效滲透率為0.11 D，開(kāi)展籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)。

3.2 效果分析

一期注入聚合物相對(duì)分子質(zhì)量為600×104的HPAM，注入量為0.73 PV，黏度為23.7 mPa·s，聚合物用量為616 mg/L·PV，采油井全部見(jiàn)效，提高采收率4.8%；二期籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)注入聚合物為相對(duì)分子質(zhì)量為800×104的HPAM，表面活性劑是質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%的石油磺酸鹽，堿是質(zhì)量分?jǐn)?shù)為1.2%的弱堿Na2CO3［27］，注入量為0.78 PV，黏度為32.0 mPa·s，采油井全部見(jiàn)效，提高采收率6.3%。一、二期整體提高采收率9.5%，預(yù)計(jì)最終可提高采收率12%以上。試驗(yàn)區(qū)利用老井開(kāi)展試驗(yàn)，稅后收益率為34.5%，各項(xiàng)指標(biāo)均好于行業(yè)基準(zhǔn)，取得了顯著的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果。

3.2.1 注入狀況

一期注聚合物試驗(yàn)過(guò)程注入井能夠連續(xù)注入，最高注入壓力比水驅(qū)時(shí)上升3.3 MPa，上升幅度為35.9%，比吸水指數(shù)平均為0.41 m3/（d·MPa·m），較水驅(qū)時(shí)下降0.46 m3/（d·MPa·m），下降幅度為59.0%；二期籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)在弱堿三元復(fù)合驅(qū)階段與水驅(qū)時(shí)相比，注入壓力上升3.0 MPa，上升幅度為32.3%，比吸水指數(shù)平均為0.45 m3/（d·MPa·m），較水驅(qū)下降0.42 m3/（d·MPa·m），下降幅度為53.2%。與一期注聚合物試驗(yàn)對(duì)比，二期籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)注入能力更強(qiáng)（圖8，圖9）。

圖8 一、二期注入壓力對(duì)比曲線Fig. 8 Comparison curve of injection pressure in Stage I and Stage II

圖9 一、二期比吸水指數(shù)對(duì)比曲線Fig. 9 Comparison curve of specific injectivity index in Stage I and Stage II

3.2.2 采出狀況

一期注聚合物試驗(yàn)中，隨著采油井含水率逐漸下降，產(chǎn)液量表現(xiàn)為注聚合物初期下降，后隨著采油井見(jiàn)效，產(chǎn)液量上升，平均產(chǎn)液指數(shù)為4.6 t/（d·MPa），含水率最大降幅為7.9%；二期籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)平均產(chǎn)液指數(shù)為5.8 t/（d·MPa），產(chǎn)液能力高于一期，但含水率最大降幅僅為3.3%，小于一期，與室內(nèi)實(shí)驗(yàn)規(guī)律一致（圖10，圖11）。

圖10 一、二期含水率對(duì)比曲線Fig. 10 Comparison curve of water cut at Stage I and Stage II

圖11 一、二期產(chǎn)液指數(shù)對(duì)比曲線Fig. 11 Comparison curve of production index at Stage I and Stage II

4 結(jié)論

針對(duì)非均質(zhì)三類油層優(yōu)選不同提高采收率開(kāi)采模式，得出在進(jìn)行籠統(tǒng)水驅(qū)后，先對(duì)中、低滲透油層進(jìn)行低分抗鹽聚合物驅(qū)，再補(bǔ)射開(kāi)高滲透油層進(jìn)行籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)的最終采收率最高，達(dá)到65.8%。籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)前先對(duì)中、低滲透油層進(jìn)行低分抗鹽聚合物驅(qū)可有效波及低滲透油層，充分啟動(dòng)三類油層剩余油，大幅度提高原油采收率，且注入體系應(yīng)盡早提高波及體積，從而保證提高采收率效果。在北二區(qū)東部高臺(tái)子油層開(kāi)展化學(xué)驅(qū)分期試驗(yàn)，二期籠統(tǒng)弱堿三元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)比一期聚合物驅(qū)試驗(yàn)注采能力更強(qiáng)，含水率最大降幅小于一期，試驗(yàn)區(qū)整體預(yù)計(jì)最終可提高采收率12%以上。

符號(hào)解釋

IR——電阻率比值；

Rw——地層水電阻率，Ω·m；

Rt——含油巖石電阻率，Ω·m；

Sw——含水飽和度，%；

So——含油飽和度，%；

b，n——與地層巖石性質(zhì)有關(guān)的參數(shù)。