礫巖油藏聚合物驅(qū)的注入方式優(yōu)化*

關(guān) 丹，欒和鑫，闕庭麗，張國(guó)山

（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）

聚合物驅(qū)已在國(guó)內(nèi)外油田廣泛應(yīng)用，目前也是國(guó)內(nèi)油田水驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率的主要技術(shù)之一，尤其是在大慶油田，聚合物驅(qū)油技術(shù)得到了廣泛應(yīng)用并取得了顯著的經(jīng)濟(jì)效益和社會(huì)效益［1-3］。為更大程度地發(fā)揮聚合物驅(qū)技術(shù)在一、二類油層的開發(fā)效果，大慶油田開展了交替注入、梯次降黏等注入方式，這些注入方式主要是以砂巖油藏應(yīng)用為主，但在礫巖油藏中的應(yīng)用未見報(bào)道［4-7］。新疆克拉瑪依油田屬于山麓-洪積相礫巖油藏，2005年新疆克拉瑪依油田已開展聚合物驅(qū)工業(yè)化試驗(yàn)，以單一恒黏注入方式進(jìn)行開發(fā)，現(xiàn)場(chǎng)取得了一定的效果［8］。但是，由于礫巖儲(chǔ)層具有典型的復(fù)模態(tài)孔隙結(jié)構(gòu)特征，非均質(zhì)性強(qiáng)，易形成不同級(jí)別優(yōu)勢(shì)通道，采用單一段塞、籠統(tǒng)的注入方式很難達(dá)到擴(kuò)大波及體積的效果［9］。因此，本文分別采用“單一恒黏”、“梯次降黏”、“梯次增黏”3種注入方式進(jìn)行三管并聯(lián)巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，研究不同注入方式對(duì)驅(qū)油效率的影響。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

聚合物KYPM，固含量94.2%，相對(duì)分子質(zhì)量2500×104，水解度24.6%，工業(yè)品，北京恒聚化工集團(tuán)有限責(zé)任公司。實(shí)驗(yàn)用水為克拉瑪依油田七東1區(qū)油井產(chǎn)出水，礦化度10260.8 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）：Na++K+3438.8、Mg2+17.48、Ca2+280.32。實(shí)驗(yàn)用油：七東1區(qū)油井原油，黏度6.5 mPa·s（34℃）。實(shí)驗(yàn)用巖心為人造非均質(zhì)礫巖巖心：尺寸φ3.8 cm×30 cm，具體參數(shù)見表1。

巖心驅(qū)油裝置，江蘇海安石油科技有限公司。

1.2 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

驅(qū)油實(shí)驗(yàn)具體步驟如下：①采用七東1井區(qū)產(chǎn)出水飽和巖心，水測(cè)滲透率；②然后用油驅(qū)水至不出水；③用七東1井區(qū)產(chǎn)出水驅(qū)至含水98%，計(jì)算采收率；④注入聚合物溶液，最后用七東1井區(qū)產(chǎn)出水驅(qū)至含水98%，計(jì)算化學(xué)驅(qū)采收率。實(shí)驗(yàn)溫度34℃，驅(qū)替速度為1.5 mL/min。

表1 巖心參數(shù)

2 結(jié)果與討論

2.1 注入方式對(duì)采收率的影響

根據(jù)儲(chǔ)層物性，選取了與現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)相近的滲透率極差及滲透率的巖心，考察了聚合物驅(qū)單一恒黏、梯次增黏和梯次降黏等3 種注入方式對(duì)采收率的影響，結(jié)果見表2。3種聚合物驅(qū)注入方式下不同滲透層的分流率隨注入體積變化如圖1所示。由表2可知，聚合物驅(qū)梯次降黏注入方式的提高采收率幅度明顯高于單一恒黏以及梯次增黏方式的，進(jìn)一步提高采收率2.31%。梯次增黏注入方式的前置中低濃段塞與后置高濃度段塞主要作用于中高滲層，導(dǎo)致低滲層動(dòng)用率較低，分流率形態(tài)呈“凹”型變化。梯次降黏注入方式的高黏前置段塞對(duì)高滲層進(jìn)行驅(qū)替封堵，中低黏段塞受迫流向中低滲層，使各層的流度差異變小，因此梯次降黏注入時(shí)分流率形態(tài)呈“U”型變化，延緩了剖面返轉(zhuǎn)的發(fā)生［10］。

圖1 3種聚合物驅(qū)注入方式下不同滲透層的分流率隨注入體積變化

為了更大限度地利用梯次降黏方式提高采收率，考察了在聚合物用量相近的情況下三輪次、四輪次的多輪次梯次降黏注入方式對(duì)提高采收率的影響，結(jié)果見表3。多輪次梯次降黏注入方式驅(qū)替過(guò)程中注入壓力隨注入體積變化見圖2。由表3和圖2可知，隨著輪次的增大，提高采收率值變化不大，但是注入壓力隨著輪次的增多略有下降。因此對(duì)于目前注入壓力高的區(qū)域，可以考慮最終采收率相近的情況下，增加梯次降黏的輪次來(lái)降低注入壓力。

表2 不同注入方式下的驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

圖2 多輪次梯次降黏注入方式驅(qū)替過(guò)程中注入壓力隨注入體積變化

進(jìn)一步研究發(fā)現(xiàn)，在采收率增幅相近的情況下，與單一恒黏注入方式相比，梯次降黏注入方式聚合物驅(qū)可降低聚合物用量約50%，具體見表4。

2.2 注入速率對(duì)采收率的影響

注入速率在聚合物驅(qū)過(guò)程中起著關(guān)鍵作用，主要影響到油田開發(fā)時(shí)間、注入壓力、聚合物驅(qū)最終采收率等經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)。對(duì)于不同的礦場(chǎng)條件，實(shí)施聚合物驅(qū)都要有一個(gè)合理的注入速率［11］。因此，針對(duì)A 區(qū)的生產(chǎn)狀況，考察了聚合物體系（0.7 PV×2000 mg/L）不同注入速度對(duì)采收率的影響，即水驅(qū)時(shí)驅(qū)替速率為1.5 mL/min，聚合物驅(qū)時(shí)驅(qū)替速率分別為0.5、1.5和3.0 mL/min，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。由表5可知，在合理的注入速率下，注入聚合物后可以改善油層的吸水剖面，改變巖心的非均質(zhì)程度，擴(kuò)大波及體積，進(jìn)一步提高采收率［12］。

據(jù)文獻(xiàn)報(bào)道［13］，在砂巖油藏開展梯次降黏提速可進(jìn)一步提高采收率。針對(duì)礫巖油藏，測(cè)試了同一驅(qū)替體系（0.3 PV×2500 mg/L+0.3 PV×2000 mg/L+0.1 PV×1600 mg/L）在不同注入速度（1.5、3.0 mL/min）下的采收率，結(jié)果見表6。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，恒速（1.5 mL/min）注入提高采收率值比增速（3.0 mL/min）注入提高采收率值高2.18%。一方面，由于聚合物溶液為非牛頓流體，隨著注入速率的增加，剪切應(yīng)力變大，聚合物溶液黏度受剪切作用會(huì)不同程度地降低，導(dǎo)致聚合物驅(qū)擴(kuò)大波及體積的能力下降，最終提高采收率值降低；另一方面，驅(qū)替速率太大，會(huì)使殘余阻力增加，聚合物在巖心中的滯留量加大，進(jìn)而堵塞流動(dòng)通道［12-13］。

表3 多輪次降黏驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

表4 兩種聚合物驅(qū)注入方式下不同滲透層的采收率

表5 采用單一恒黏注入方式不同注入速率下的采收率結(jié)果

表6 采用梯次降黏方式不同注入速度下的采收率結(jié)果

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

采用聚合物驅(qū)梯次降黏注入方式首次在新疆克拉瑪依油田七東1區(qū)開展5井組的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，在注入量保持平穩(wěn)下，注入0.3 PV 聚合物溶液后，將聚合物濃度由初始的1600 mg/L 降低到800 mg/L，含水由95%下降到83%，日產(chǎn)油平均上升3 t（圖3），以TD71417井組為例，從吸水剖面（見表7）來(lái)看，剖面動(dòng)用更加均勻，同時(shí)節(jié)約了聚合物干粉用量438 t。鑒于梯次降黏注入方式在這5個(gè)井組中起到了好的降水增油的效果，目前已把梯次降黏注入方式應(yīng)用到了整個(gè)七東1井區(qū)。

圖3 措施前后T71710井油水井的產(chǎn)油量和含水率變化

表7 TD71417吸水剖面對(duì)比

4 結(jié)論

人造非均質(zhì)礫巖巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，在相同聚合物用量下，采用梯次降黏注入方式提高采收率幅度最高，其次為梯次增黏注入方式，單一恒黏注入方式的最低。在采收率增幅相近的情況下，與單一恒黏注入方式相比，梯次降黏注入方式可明顯降低聚合物用量約50%。

在聚合物用量相近的條件下，提高采收率幅度與梯次降黏輪次無(wú)關(guān)，但隨著輪次的增多，注入壓力有所降低，對(duì)于目前注入壓力高的區(qū)域，可考慮采用增加輪次來(lái)降低注入壓力，同時(shí)也不影響最終的采收率。

對(duì)于七東1礦場(chǎng)，聚合物溶液合理的注入速率為1.5 mL/min，同時(shí)在梯次降黏注入方式下，恒速（1.5 mL/min）注入提高采收率值比增速（3 mL/min）注入提高采收率值高2.18%。

將梯次降黏注入方式應(yīng)用于新疆油田七東1井區(qū)起到了明顯的降水增油的效果，同時(shí)可以大量節(jié)約聚合物干粉用量。