張寶巖， 盧祥國， 謝　坤， 劉義剛， 張云寶

(1.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；2.中海石油有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

表2　采收率實驗數(shù)據

Table 2　Data recovery experiments

?

Cr3+聚合物凝膠與水交替注入調驅效果和機理分析
——以渤海油田儲層條件為例

張寶巖1， 盧祥國1， 謝坤1， 劉義剛2， 張云寶2

(1.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318；2.中海石油有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津 300452)

針對礦場減緩吸液剖面反轉技術需求，以渤海油藏儲層為模擬對象，以注入壓力、含水率和采收率為評價指標，開展了“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入調驅方式增油效果實驗及礦場研究。結果表明，調驅劑進入儲層中低滲透層，一方面擴大了波及體積，另一方面增加了滲流阻力和吸液啟動壓力，引起吸液剖面反轉。采用“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入調驅方式，不僅有利于增強Cr3+聚合物凝膠前置段塞對高滲透層的封堵作用，還可進一步發(fā)揮后續(xù)水段塞轉向進入中低滲透層后的驅油作用，從而減緩甚至消除調驅劑進入儲層中低滲透層后引起的吸液剖面反轉現(xiàn)象。LD5-2油田A22井實施“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入調驅工藝后，壓力明顯提高，有利于增強驅替劑擴大波及體積效果。

渤海油藏；聚合物凝膠；交替注入；增油效果；物理模擬；機理分析

近年來，在陸地油田開發(fā)陸續(xù)進入中高含水期以及新增探明儲量逐年遞減的情況下，海上油田的勘探開發(fā)工作受到了油田科技工作者的高度重視，其中渤海油田原油儲量豐富，但受儲層非均質性強、巖石膠結疏松、原油黏度高和注入水礦化度高等因素影響，水驅采收率較低，亟待進一步提高原油采收率[1-4]。為此，渤海地區(qū)LD5-2、SZ36-1和LD10-1等普通稠油油田先后進行了聚合物(HPAM)驅和聚合物凝膠調驅礦場試驗，并取得了良好的增油效果[5-8]。但分析礦場實際生產數(shù)據發(fā)現(xiàn)，化學驅實際增油效果與預期效果仍存在一定差距，分析原因認為，海上油田目前注入工藝為連續(xù)注入，一旦調驅劑進入并滯留于中低滲透層中造成污染后，調驅劑滲流阻力在中低滲透層中的增加速度遠大于高滲透層，造成中低滲透層的啟動壓力升高，儲層吸液剖面出現(xiàn)反轉，進而導致后續(xù)注入過程中調驅劑主要在剩余油飽和度較低的高滲透層中低效乃至無效循環(huán)，無法進一步擴大波及體積。現(xiàn)有研究表明，大慶油田利用交替注入調驅方式在一定程度上減緩了吸液剖面反轉現(xiàn)象[9-10]。為此，本文在結合Cr3+聚合物凝膠良好封堵性和單純水溶液對儲層無污染的基礎上，開展了“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入調驅方式增油效果實驗研究和機理分析，這將為渤海油田礦場提高原油采收率實踐技術決策提供新思路。

1　實驗部分

1.1實驗材料

聚合物為速溶型部分水解聚丙烯酰胺，有效含量為88%，勝利油田生產。

交聯(lián)劑為醋酸鉻溶液，鉻離子有效含量為2.7%。

實驗用水為SZ36-1油田模擬注入水，總礦化度為9 047.6 mg/L，具體離子組成見表1。

表1　溶劑水離子組成

實驗用油為SZ36-1油田模擬油，由渤海某油田脫氣原油與煤油混合配制而成，65 ℃時黏度為75 mPa·s。

實驗巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結而成的層內非均質人造巖心[11]，高、中、低滲透層的氣測滲透率分別為3 600×10-3、720×10-3、180×10-3μm2，平均滲透率1 500×10-3μm2。巖心外觀尺寸為：寬×高×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2實驗儀器

采用DV-Ⅱ型布氏黏度計(美國Brookfield公司)測試調驅劑黏度，轉速為6 r/min；采用BI-200SM型廣角動/靜態(tài)光散射儀系統(tǒng)(Brookhaven Instruments Cop，USA)測試聚合物分子線團尺寸Dh；采用驅替實驗裝置測試調驅劑增油降水效果，裝置由壓力傳感器、中間容器手搖泵、平流泵和巖心夾持器等組成，測試溫度為65 ℃[7]。

1.3方案設計

實驗方案步驟均為“水驅95%+Cr3+聚合物凝膠整體或其與水交替注入+后續(xù)水驅95%”?！胺桨?-0”為整體Cr3+聚合物凝膠段塞調驅實驗(0.1 PV，Cp=2 000 mg/L，聚合物和Cr3+的質量比(簡稱聚鉻比) =180∶1)，其為后續(xù)交替注入調驅實驗方案增油效果的對比基礎?！胺桨?-1”～“方案1-4”為Cr3+聚合物凝膠與水交替注入調驅實驗，其中Cr3+聚合物凝膠總段塞尺寸為0.1 PV，中間穿插水段塞總尺寸也為0.1 PV，依據交替注入輪次將Cr3+聚合物凝膠和水段塞尺寸進行等分后，開展“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入調驅實驗。

2　結果分析

2.1采收率

不同交替注入輪次條件下，Cr3+聚合物凝膠與水交替注入調驅實驗采收率數(shù)據見表2。

從表2中可以看出，在Cr3+聚合物凝膠和水段塞尺寸一定條件下，隨交替注入輪次數(shù)增加，Cr3+聚合物凝膠調驅采收率增幅提高。

2.2動態(tài)特征

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與注入PV數(shù)關系對比結果見圖1。

表2采收率實驗數(shù)據

Table 2Data recovery experiments

方案編號交替注入輪次凝膠黏度/(mPa·s)含油飽和度/%采收率/%水驅最終增幅較整體段塞采收率增幅/%1-0整體16.573.526.234.78.5—1-1216.573.426.537.010.52.01-2316.573.226.338.912.64.11-3416.573.426.139.813.75.21-4516.573.526.040.914.96.4

圖1　注入過程動態(tài)特征曲線

從圖1可以看出，隨Cr3+聚合物凝膠與水交替注入次數(shù)增加，注入壓力增加，擴大波及體積效果增強，含水率降幅增大，采收率增幅提高。

2.3機理分析

Cr3+聚合物凝膠與水交替注入改善調驅效果機理分析所用地質模型見圖2，模型包括高、中、低3個滲透層。

圖2　典型油藏地質模型

從圖2可以看出，受模型自身非均質性影響，水驅過程中高滲透層因啟動壓力(p1)較低，吸液壓差(p-p1)較大，吸液量較多，中低滲透層因吸液壓差較小造成吸液量較少。隨著水驅過程持續(xù)進行，高滲透層采出程度增加，水相過流通道斷面增加，滲流阻力減小，啟動壓力(p1)降低，這又進一步促使吸液壓差(p-p1)增加，吸液量增多。與此同時，中低滲透層吸液量逐漸降低，波及效果變差，最終影響水驅開發(fā)效果[12]。在實施Cr3+聚合物凝膠調驅初期，調驅劑會首先進入滲流阻力較小的高滲透層，并于其中發(fā)生滯留，造成流動通道過流斷面減小，注入壓力(p)升高。隨注入壓力升高，中低滲透層吸液壓差(p-p2和p-p3)增加，吸液量增大，中低滲透層動用程度增加。然而，進入并滯留于中低滲透層中的Cr3+聚合物凝膠也會造成流動通道過流斷面減小和滲流阻力增加，并且滲流阻力增加速度要遠大于高滲透層，這便會造成中低滲透層尤其是低滲透層啟動壓力(p2和p3)升高，吸液壓差(p-p2和p-p3)減小，吸液量降低，出現(xiàn)“吸液剖面反轉”現(xiàn)象。當采用“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入方式時，可以產生“封堵和驅替”效應，即凝膠前置段塞對高滲透層實施封堵，后續(xù)水段塞進入中低滲透層驅油，減緩甚至消除了因凝膠進入中低滲透層而引起的“吸液剖面反轉”現(xiàn)象。因此，只要交替注入段塞尺寸和輪次組合與儲層非均質性相匹配，就可以最大限度地發(fā)揮“封堵和驅替”協(xié)同效應，提高調驅增油降水效果。

進一步分析發(fā)現(xiàn)，隨交替注入輪次增加，注入壓力增大(見圖1)，這與Cr3+聚合物凝膠分子線團(聚集體)遇水膨脹特性有關。不同稀釋質量濃度條件下，Cr3+聚合物凝膠及聚合物溶液與注入水混合稀釋前后分子線團尺寸Dh測試結果見表3。

表3　Dh測試結果

由表3可以看出，隨著稀釋質量濃度降低，Cr3+聚合物凝膠中分子線團Dh逐漸增加，聚合物溶液中分子線團Dh逐漸減小。在“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入換注水段塞時，巖心孔隙內陽離子質量濃度受稀釋作用而降低，聚合物凝膠分子線團表面原有電荷動態(tài)平衡被打破[13-14]，聚合物分子鏈上離子基團所帶負電荷數(shù)量增加，彼此之間的排斥力增大，進而造成卷曲的分子鏈趨于舒展，分子線團尺寸增大。隨聚合物凝膠分子線團尺寸增大，一方面，在巖心孔隙中已發(fā)生捕集的聚合物分子聚集體的封堵作用得以加強。另一方面，部分原本處于自由運移狀態(tài)的聚合物分子聚集體會因尺寸增大而發(fā)生捕集，從而造成孔道過流斷面進一步減小，滲流阻力增大，注入壓力提高。

3　礦場試驗效果分析

3.1試驗區(qū)概況

LD5-2油田位于渤海遼東灣海域，發(fā)現(xiàn)于1988年6月，油田主要包括東二上、下段兩個區(qū)塊。東二上段儲層物性較好，孔隙度主要分布在32%～40%，滲透率一般大于1 000 mD。東二下段儲層孔隙度主要分布在30%～36%，滲透率分布在10～1 320 mD，主要集中在100～1 000 mD。A22井作為2號塊東二上段設計注水井，先期進行排液生產，為了及時補充地層能量，2007年5月26日將A22井轉注，初期日注水量280 m3/d左右。A22井的注水受效井為A15、A16、A17、A23、A27、A26、A21s井。

3.2注入工藝方案設計

Cr3+聚合物凝膠與水交替注入調驅礦場試驗注入工藝設計方案見表4。

表4　A22井注入工藝方案

3.3試驗效果

3.3.1注入井注入壓力LD5-2油田A22井由2014年12月28日開始按照注入施工方案進行調驅作業(yè)，由其注入過程動態(tài)特征曲線(見圖3)可見，實施“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入調驅工藝后，生產壓力明顯提高，有利于增強驅替劑擴大波及體積效果。

3.3.2油井含水率變化和增油效果圖4為試驗區(qū)受效井A17井綜合曲線。從圖4可以看出，調驅作業(yè)后A17井含水率上升趨勢得到了有效抑制。目前，LD5-2油田A22井調驅施工仍在進行之中，由于作業(yè)時間較短，油井還未見到明顯增油降水效果。

4　結論

(1) 調驅劑進入非均質儲層中低滲透層，一方面擴大了波及體積，另一方面增加了滲流阻力和吸液啟動壓力，這是造成吸液剖面反轉的根本原因。

(2) 采用“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入方式時，可以發(fā)揮凝膠前置段塞對高滲透層封堵和后續(xù)水段塞對中低滲透層驅油作用，減緩甚至消除了因凝膠進入中低滲透層而引起的“吸液剖面反轉”現(xiàn)象。

(3) 在“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入調驅過程中，水段塞可稀釋巖心孔隙中陽離子濃度，引起聚合物分子線團尺寸增加，滲流阻力增大，注入壓力提高。

(4) LD5-2油田A22井實施“Cr3+聚合物凝膠+水”交替注入調驅工藝后，壓力明顯提高，這十分有利于擴大波及體積效果。

圖3　A22井調驅動態(tài)特征曲線

圖4　A17井綜合曲線

[1]王君, 范毅. 稠油油藏的開采技術和方法[J]. 西部探礦工程, 2006(7): 84-85.

Wang Jun, Fan Yi. The distribution of hydrogen sulfide is controlled by sedim entary facies[J]. West-China Exploration Engineering, 2006(7): 84-85.

[2]張鳳久, 羅憲波, 劉英憲, 等. 海上油田叢式井網整體加密調整技術研究[J]. 中國工程科學, 2011, 13(5): 34-40.

Zhang Fengjiu, Luo Xianbo, Liu Yingxian, et al. Research on overall encryption adjustmenttechnology of offshore oil field[J]. Engineering Sciences,2011, 13(5): 34-40.

[3]周守為, 韓明. 用于海上油田化學驅的聚合物研究[J]. 中國海上油氣, 2007, 19(1): 1-2.

Zhou Shouwei,Han Ming. Study on polymer for chemical floodingin offshore oilfield of China[J]. China Offshore Oil and Gas,2007, 19(1): 1-2.

[4]周守為, 韓明, 向問陶, 等. 渤海油田聚合物驅提高采收率技術研究及應用[J]. 中國海上油氣, 2006, 18(6): 386-389.

Zhou Shouwei, Han Ming, Xiang Wentao, et al. Application of EOR technology by means ofpolymer flooding in Bohai oilfields[J]. China Offshore Oil and Gas, 2006, 18(6): 386-389.

[5]姜維東. Cr3+聚合物凝膠性能及其應用效果研究[D]. 大慶：大慶石油學院, 2009.

[6]陳欣, 盧祥國, 鞠野, 等. 速溶聚合物及其Cr3+凝膠滲流特性[J]. 油田化學, 2014, 31(3): 390-394.

Chen Xin, Lu Xiangguo, Ju Ye, et al. SolubleInstant polymer and its Cr3+gel seepage characteristics[J].Oilfield Chemistry, 2014, 31(3): 390-394.

[7]劉進祥, 盧祥國, 李國橋, 等. 特高礦化度Cr3+交聯(lián)聚合物溶液滲流特性及其機制[J]. 中國石油大學學報(自然科學版), 2013, 37(6): 145-152.

Liu Jinxiang, Lu Xiangguo, Li Guoqiao, et al. Seepage characteristics and mechanism of Cr3+cross-linked polymer solution in ultra-high salinity media[J]. Journal of China University of Petroleum(Edition of Natural Science), 2013, 37(6): 145-152.

[8]鄒劍, 王榮健, 薛寶慶, 等. BZ28-2S油田Cr3+聚合物凝膠滲流特性及其調驅效果研究[J]. 海洋石油, 2014, 34(5): 46-53.

Zou Jian,Wang Rongjian,Xue Baoqing, et al. Study on the percolation property of Cr3+polymer gel and profile controlling effect in BZ28-2S oilfield [J].Offshore Oil, 2014, 34(5): 46-53.

[9]陳廣宇, 田燕春, 趙新, 等. 大慶油田二類油層復合驅注入方式優(yōu)化[J]. 石油學報, 2012, 33(3): 459-464.

Chen Guangyu, Tian Yanchun, Zhao Xin, et al.Optimization of the ASP flooding injection pattern for sub-layers in Daqing oilfield[J].Acta Petrolei Sinica, 2012，33(3)：459-464.

[10]侯維虹. 聚合物驅油層吸水剖面變化規(guī)律[J]. 石油勘探與開發(fā), 2007, 34(4): 478-482.

Hou Jihong. Water injection profile variation of oil layers under polymer flooding[J].Petroleum Exploration and Development, 2007，34(4)：478-482.

[11]盧祥國, 高振環(huán), 閆文華, 等. 人造巖心制作及其影響因素實驗研究[J]. 大慶石油地質與開發(fā), 1994, 3(4): 53-55.

Lu Xiangguo,Gao Zhenhuan,Yan Wenhua, et al. [J].Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 1994, 3(4): 53-55.

[12]盧祥國, 王樹霞, 王榮健, 等. 深部液流轉向劑與油藏適應性研究—以大慶喇嘛甸油田為例[J]. 石油勘探與開發(fā)，2011, 38(5): 576-582.

Lu Xiangguo, Wang Shuxia, Wang Rongjian, et al. Adaptability of a deep profile control agent to reservoirs: Taking the Lamadian Oilfield in Daqing as an example[J]. Petroleum Exploration and Development，2011, 38(5): 576-582.

[13]符若文，李谷，馮開才. 高分子物理[M]. 1版.北京：化學工業(yè)出版社，2004.

[14]陳震，趙孔雙，劉昊. 非導電球型粒子懸浮液寬頻介電譜—薄雙電層理論的計算機模擬[J]. 化學學報，2006，64(17)：1780-1784.

Chen Zhen，Zhao Kongshuang，Liu Hao. Broadband dielectric spectroscopy of non-conducting spherical particle suspensions:Computer simulation of thin double layer theory[J]. Acta Chimica Sinic, 2006，64(17)：1780-1784.

(編輯宋官龍)

Profile Control and Flooding Effect of Alternate Injection of Cr3+Polymer Gel and Water and Its Mechanism Analysis:Taking the Bohai Oilfield as an Example

Zhang Baoyan1, Lu Xiangguo1, Xie Kun1, Liu Yigang2, Zhang Yunbao2

(1.KeyLaboratoryofEnhancedOilandGasRecoveryofEducationMinistry，NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China;2.BohaiOilfieldReserchInstitute，ChinaNationalOffshoreOilfieldCorporationLimite-Tianjin,Tianjin300452,China)

Aiming at technical demand on relieving the reverse of imbibition profile, displacement effect of alternate injection of Cr3+polymer gel and water was studied, taking reservoir of Bohai oilfield as simulation object, regarding injection pressure, water content and recovery efficiency as evaluation index. Results showed that as the displacement agent flowed into the medium and low permeability layer, on the one hand, the swept volume was magnified. On the other hand, seepage resistance and start-up pressure of imbibition were increased, thus resulting in the reverse of the imbibition profile. Once the alternate injection of Cr3+polymer gel and water was adopted, polymer solution could get priority to flow into the high permeable layer and block off it, then subsequent water flowed into medium and low permeability layers to displace the oil. Therefore the phenomenon of the reverse of imbibition profile was relieved or even eliminated. Once the alternate injection of Cr3+polymer gel and water was conducted in A22 injection well in LD5-2 Oilfield, injection pressure get increased, which was good for enlarging sweep volume effect.

Bohai oilfield; Polymer gel; Alternate injection; Displacement effect; Physical simulation; Mechanism analysis

1006-396X(2016)01-0035-06

投稿網址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-08-27

2015-10-22

國家“十二五”油氣重大專項子課題“海上稠油保壓熱采技術示范”(2011ZX05057-005-003)。

張寶巖(1990-)，男，碩士研究生，從事提高采收率理論和技術方面的研究；E-mail: 369499907@qq.com。

盧祥國(1960-)，男，博士，教授，博士生導師，從事提高采收率理論和技術方面的研究； E-mail:luxiangg2003@aliyun.com。

TE357.46

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.01.007