吳東瑩

(東北石油大學(xué) 提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318)

注入速度對稠油驅(qū)油效果影響的實驗研究

吳東瑩

(東北石油大學(xué) 提高采收率教育部重點實驗室，黑龍江 大慶 163318)

注入速度是影響聚合物驅(qū)開發(fā)效果的重要指標,而由于假設(shè)條件的局限性,數(shù)值模擬方法無法體現(xiàn)聚合物溶液彈性對注入速度的影響。龍618區(qū)塊是位于遼河油田的一個常規(guī)稠油區(qū)塊，對它進行室內(nèi)巖心實驗，研究化學(xué)驅(qū)注入速度對驅(qū)油效果的影響。結(jié)果表明：隨著注入速度的增大，化學(xué)驅(qū)采出程度逐漸減小，含水率的下降幅度減小，最大驅(qū)替壓差隨之增大，總采收率逐漸減小。綜合考慮現(xiàn)場化學(xué)劑的實際推進速度，選擇0.6 mL/min注入速度為宜。

稠油；化學(xué)驅(qū)；注入速度；含水率；采收率

0 前 言

化學(xué)藥劑的注入速度是實施化學(xué)驅(qū)的過程中一項重要參數(shù)，這項參數(shù)選擇的合理與否，將直接影響聚合物驅(qū)的技術(shù)效果和經(jīng)濟效益[1-3]?；瘜W(xué)藥劑注入速度不同，所產(chǎn)生驅(qū)油效果也不相同[4-6]。稠油油藏基本上是以小斷塊油藏為主，具有嚴重的儲層非均質(zhì)性、粘度大、水驅(qū)開發(fā)效果差等特點，開發(fā)難度相對較大[7-9]。稠油的開采中，常用提高采收率的技術(shù)方法主要包括熱采、水驅(qū)、化學(xué)驅(qū)和氣驅(qū)等技術(shù)[10-11]。國內(nèi)外研究表明，化學(xué)驅(qū)驅(qū)油技術(shù)是一個重要的接替手段[12]。目前稠油化學(xué)驅(qū)技術(shù)發(fā)展迅速，其中有機堿/表面活性劑復(fù)合驅(qū)對于普通稠油油藏具有較好的應(yīng)用前景，提高采收率的同時也得到了更多的創(chuàng)新和日益完善[13-15]?；瘜W(xué)藥劑的注入速度是實施化學(xué)驅(qū)的過程中一項重要參數(shù)，這項參數(shù)選擇的合理與否，將直接影響聚合物驅(qū)的技術(shù)效果和經(jīng)濟效益[16-18]?；瘜W(xué)藥劑注入速度不同，所產(chǎn)生驅(qū)油效果也不相同。

1 實驗條件

1.1 實驗儀器和條件

實驗儀器：FY-3型恒溫箱，平流泵，真空泵，壓力傳感器，電子天平，攪拌器，巖心夾持器，中間容器等。

實驗化學(xué)劑：大慶煉化公司生產(chǎn)的P700相對分子質(zhì)量700×104(抗鹽)聚合物。

實驗用液：實驗實驗用聚合物溶液為相對分子質(zhì)量700×104抗鹽型聚合物與現(xiàn)場實際注入水按一定比例配置而成，濃度為1 600 mg/L。

實驗溫度是55℃。實驗所用巖心為根據(jù)L區(qū)塊油層的物性參數(shù)制做的人造非均質(zhì)巖心，幾何尺寸為30 cm × 4.5 cm × 4.5 cm。

1.2 實驗方案

1) 以0.4 mL/min的注入速度水驅(qū)至含油飽和度98%，注入0.6 PV濃度為1 600 mg/L的700×104分子量抗鹽型聚合物溶液，后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%。

2) 以0.6 mL/min的注入速度水驅(qū)至含油飽和度98%，注入0.6 PV濃度為1 600 mg/L的700×104分子量抗鹽型聚合物溶液，后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%。

3) 以0.8 mL/min的注入速度水驅(qū)至含油飽和度98%，注入0.6 PV濃度為1 600 mg/L的700×104分子量抗鹽型聚合物溶液，后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%。

4) 以1.0 mL/min的注入速度水驅(qū)至含油飽和度98%，注入0.6 PV濃度為1 600 mg/L的700×104分子量抗鹽型聚合物溶液，后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%。

2 實驗結(jié)果及分析

本實驗選用700×104分子量抗鹽型聚合物，在氣測滲透率為800×10-3μm2的非均質(zhì)巖心上進行驅(qū)油實驗，研究不同注入速度對驅(qū)油效果的影響。分別以0.4，0.6，0.8，1.0 mL/min的速度進行驅(qū)替，均注入0.6 PV濃度為1 600 mg/L聚合物溶液(黏度在100 mPa·s左右)，實驗結(jié)果見表1，圖1～4。

表1 不同注入速度的驅(qū)油效果

圖1 采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

從表1及圖1中可以看出：以不同注入速度進行聚合物驅(qū)，聚驅(qū)采出程度均是隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加而增大；注入速度為0.4 mL/min時聚驅(qū)采出程度最高，為7.68%，總采出程度為22.87%，注入速度為1.0 mL/min時的聚驅(qū)采出程度最低，為4.82%，總采出程度為17.67%。

圖2 不同注入速度下實施化學(xué)驅(qū)的驅(qū)油效果曲線

從圖2中可以看出：隨著注入速度的增加，隨著注入速度的不斷增大，聚驅(qū)采出程度下降幅度逐漸增大，注入速度為1.0 mL/min時，聚驅(qū)采出程度比注入速度是0.4 mL/min時降低了2.86%?；瘜W(xué)驅(qū)采出程度的增值并非線性下降的，當注入速度達到0.6 mL/min以后，隨著注入速度的增加，采收率下降幅度相對較大。

圖3 驅(qū)替壓差與注入孔隙體積倍數(shù)之間曲線

從圖3和表1看出：在注入聚合物階段，不同方案下驅(qū)替壓差曲線變化趨勢均為驅(qū)替壓差隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加而不斷上升。后續(xù)水驅(qū)階段，壓差略有下降后隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加而逐漸趨于平緩。隨著聚合物溶液注入速度的不斷增大，最高驅(qū)替壓差增大，當注入速度大于0.6 mL/min以后，驅(qū)替壓差上升幅度相對較大。注入速度為0.4，0.6，0.8，1.0 mL/min時，其相應(yīng)的最高驅(qū)替壓差分別是0.33，0.35，0.41，0.44 MPa。

圖4 含水率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

從圖4和表1可以看出，當注入速度不同時，含水率曲線變化趨勢均為隨著注入孔隙體積倍數(shù)的增加，含水率先迅速下降至最低點，然后緩慢上升，最終達到含水98%。注入速度越小，含水率降至最低值的幅度越大，注入速度為0.4 mL/min，最低含水率為88.52%；注入速度為0.6 mL/min，最低含水率為90.16%；注入速度為0.8 mL/min，最低含水率為91.15%；注入速度為1.0 mL/min，最低含水率為91.34%。

因此，隨著注入速度的增大，采出程度減小，含水率下降幅度減小，最大驅(qū)替壓差增大，總采收率減小。綜合考慮現(xiàn)場化學(xué)劑的實際推進速度，選擇0.6 mL/min為最佳注入速度。

3 結(jié) 語

隨著注入速度的增大，化學(xué)驅(qū)采出程度逐漸減小，含水率的下降幅度減小，最大驅(qū)替壓差隨之增大，總采收率逐漸減小。綜合考慮現(xiàn)場化學(xué)劑的實際推進速度，選擇0.6 mL/min注入速度為宜。

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An Experimental Study on Influences of The Dosage of Injection Speed on Heavy Oil Displacement Efficiency

WU Dongying

(KeyLaboratoryofEnhancedOilRecovery,MinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,Daqing,Heilongjiang163318,China)

Injection rate is an important index to affect the development effect of polymer flooding. Due to the limitations of the assumptions, numerical simulation method will not reflect the effect of polymer solution elasticity on injection rate. Long 618 block is a conventional heavy oil block located in Liaohe Oilfield, and its core experiment is carried out to study the effect of chemical flooding rate on oil displacement. The results show that the total recovery will decrease with the increase of injection velocity, including the diminution of recovery degree of chemical flooding, the decrease of water cutting and the increases of maximum displacement pressure. Taking into account the actual speed of field chemical agent, we will finally select 0.6ml / min injection rate, which is appropriate.

Heavy oil; Chemical flooding; Injection speed; Water cut; Recovery rate

2017-02-04

中國石油科技創(chuàng)新基金(2013D-5006-0203)

吳東瑩(1993-)，男，內(nèi)蒙古赤峰人，在讀碩士研究生，研究方向：油田開發(fā)及提高采收率研究，手機：15776542360，E-mail：15776542360@163.com.

TE345

A

10.14101/j.cnki.issn.1002-4336.2017.02.055