特高含水油藏聚驅(qū)后非均相驅(qū)滲流規(guī)律

劉海成

中國(guó)石化勝利油田勘探開(kāi)發(fā)研究院

隨著油氣勘探開(kāi)發(fā)力度的加大，老油田挖潛備受關(guān)注。我國(guó)東部大部分油田在經(jīng)歷長(zhǎng)周期的注水開(kāi)發(fā)后已全面進(jìn)入特高含水階段[1-6]。由于聚合物制備簡(jiǎn)單、價(jià)格低廉、調(diào)堵高效[7-8]，因此，聚合物驅(qū)是許多油田普遍采取的提高采收率方法之一。聚合物驅(qū)通過(guò)提高注入流體的黏度來(lái)提高油水流度比，基于流度的有效控制，聚合物驅(qū)相對(duì)于水驅(qū)可以提高波及系數(shù)[9-14]。然而，聚合物驅(qū)的微觀流度控制能力仍然有限，影響了聚合物驅(qū)對(duì)高含水乃至特高含水階段的復(fù)雜剩余油的動(dòng)用效果，提高采收率程度亟待提高。為了進(jìn)一步提高特高含水油藏的采收率，近年來(lái)研發(fā)出了新型非均相復(fù)合調(diào)驅(qū)體系，但目前對(duì)非均相驅(qū)的研究普遍為非均相復(fù)合體系配方的研發(fā)及性能的評(píng)價(jià)[15-17]，可通過(guò)調(diào)整制備過(guò)程中的主劑、交聯(lián)劑、引發(fā)劑等的質(zhì)量分?jǐn)?shù)而控制預(yù)交聯(lián)顆粒的膨脹倍數(shù)，改善地層溫度、礦化度等對(duì)非均相體系性能的影響[18]。此外，設(shè)計(jì)了pH值響應(yīng)型等功能型預(yù)交聯(lián)顆粒，實(shí)現(xiàn)非均相體系性質(zhì)的有效控制[19]。然而，目前研究仍缺少?gòu)奈⒂^角度對(duì)非均相驅(qū)微觀滲流特征的分析。本研究評(píng)估了特高含水階段聚驅(qū)后非均相驅(qū)提高采收率的能力，研究了特高含水階段非均相復(fù)合調(diào)驅(qū)體系的微觀滲流規(guī)律，分析了微觀剩余油在驅(qū)替過(guò)程中的動(dòng)態(tài)演化特征，在微觀孔喉尺度上明晰了聚驅(qū)后非均相驅(qū)的滲流規(guī)律和剩余油的動(dòng)用規(guī)律。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料及裝置

1.1.1實(shí)驗(yàn)材料

聚合物(部分水解聚丙烯酰胺，HPAM)和支化預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒(B-PPG)，勝利油田勘探開(kāi)發(fā)研究院提供；α-烯烴磺酸鈉(AOS)，化學(xué)純，麥克林公司；NaCl、CaCl2、MgCl2·6H2O，麥克林公司；去離子水；模擬地層水，礦化度為7 954 mg/L；原油由勝利油田提供，在70 ℃時(shí)，黏度為65 mPa·s；石英砂，粒徑為0.10～0.21 mm。

1.1.2實(shí)驗(yàn)裝置

實(shí)驗(yàn)裝置由巖心驅(qū)替系統(tǒng)和微觀滲流系統(tǒng)兩個(gè)核心部分組成，如圖1所示。巖心驅(qū)替系統(tǒng)包括：填砂管、采出液收集系統(tǒng)、平流泵、回壓閥、壓差傳感器；其中，填砂管長(zhǎng)度為30 cm，內(nèi)徑為2.5 cm，內(nèi)填裝石英砂制備獲取不同滲透率參數(shù)。微觀滲流系統(tǒng)包括：微觀可視化滲流模擬裝置、微觀可視化模型(長(zhǎng)寬比為1∶1，邊長(zhǎng)為40 mm)、高清攝像機(jī)(北京視界通儀器有限公司)，其中，微觀可視化模型以勝利油田疏松砂巖為樣本刻蝕制備而成。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1溶液配制

(1) 根據(jù)勝利油田地層水組成，采用NaCl、CaCl2、MgCl2·6H2O和去離子水配制模擬地層水。由HPAM和模擬地層水配制得到聚合物溶液，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.16%，配制完成后，用磁力攪拌器攪拌24 h，使聚合物充分溶解。70 ℃時(shí)，聚合物溶液黏度約為23 mPa·s。

(2) 非均相體系的配制方法：首先向模擬地層水中加入表活劑，低速攪拌，然后加入聚合物干粉和B-PPG顆粒，確保溶液中不產(chǎn)生團(tuán)聚物，持續(xù)攪拌2 h，即得到非均相體系。B-PPG粒徑為0.10～0.15 mm，膨脹系數(shù)為40.2。

(3) 由HPAM、表面活性劑AOS、B-PPG顆粒和模擬地層水配制得到非均相復(fù)合調(diào)驅(qū)體系配方為：0.16%(w)HPAM+0.4%(w)AOS+0.08%(w)B-PPG。

1.2.2填砂管模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

(1) 均質(zhì)填砂管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。采用均質(zhì)填砂管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)聚合物驅(qū)后非均相體系驅(qū)油規(guī)律。首先制備填砂管模型，抽真空，飽和模擬地層水，計(jì)算孔隙度和水測(cè)滲透率，然后飽和油。以1.0 mL/min的流量進(jìn)行水驅(qū)4.0 PV，再以相同的注入流量進(jìn)行聚合物驅(qū)1.0 PV、非均相驅(qū)1.0 PV和后續(xù)水驅(qū)4.0 PV。記錄驅(qū)替壓差，計(jì)算采收率。

(2) 非均質(zhì)填砂管調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)。采用非均質(zhì)填砂管調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)聚合物驅(qū)后非均相體系調(diào)驅(qū)規(guī)律。制備兩個(gè)不同滲透率填砂管模型，采用合注分采的方式進(jìn)行分流調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)，即同時(shí)向兩個(gè)模型以相同的注入流量(1.0 mL/min)進(jìn)行水驅(qū)、聚合物驅(qū)、非均相驅(qū)和后續(xù)水驅(qū)，分別收集兩個(gè)模型的采出液并計(jì)算采收率。

在均質(zhì)填砂管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)中，填砂管滲透率為3 422×10-3μm2，孔隙度為38.5%，初始含油飽和度為89.5%；在非均質(zhì)填砂管調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)中，填砂管滲透率分別為3 328×10-3μm2和1 025×10-3μm2，滲透率級(jí)差為3.25，孔隙度分別為37.6%和35.9%，初始含油飽和度分別為88.6%和87.7%。

1.2.3微觀可視化模型驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

微觀可視化模型抽真空處理，然后依次注入模擬地層水和原油。首先水驅(qū)至特高含水期，流量為0.005 mL/min，至采出液中不含油；然后以相同的流量注入1.0 PV聚合物、1.0 PV非均相體系。記錄過(guò)程中微觀驅(qū)油特征及聚合物、非均相體系滲流規(guī)律。

2 結(jié)果與討論

2.1 宏觀滲流特征

2.1.1均質(zhì)條件下驅(qū)油規(guī)律

均質(zhì)條件下非均相體系驅(qū)油規(guī)律如圖2所示。由圖2可知，水驅(qū)初期，驅(qū)替壓差迅速上升至峰值，原油采收率大幅度提高，然后驅(qū)替壓差迅速下降，表明此時(shí)注入水已突破。注入聚合物后，驅(qū)替壓差再次上升，同時(shí)采收率提高，注入1.0 PV后轉(zhuǎn)注非均相體系，驅(qū)替壓差及采收率進(jìn)一步上升，表明非均相體系封堵能力強(qiáng)。后續(xù)水驅(qū)進(jìn)行后，驅(qū)替壓差逐漸下降，采收率提升幅度放緩。實(shí)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，特高含水階段注入聚合物和非均相體系，封堵效果顯著，采收率大幅度提高，最終采收率較水驅(qū)提高了32.8%。

2.1.2非均質(zhì)條件下調(diào)驅(qū)規(guī)律

非均質(zhì)條件下的調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)研究中，分流量隨注入孔隙體積的變化情況如圖3所示。由圖3可知，注水初期，水主要進(jìn)入高滲透率填砂管，高滲管分流量遠(yuǎn)高于低滲管。水驅(qū)至特高含水期后，高滲透率填砂管中形成竄流通道，滲流阻力小，因此，聚合物注入后主要進(jìn)入高滲管中封堵竄流通道，改善注水剖面。由于低滲管滲流阻力聚合物進(jìn)入量少，注入非均相體系后，進(jìn)一步強(qiáng)化了對(duì)高滲管竄流通道的封堵效果，長(zhǎng)時(shí)間后續(xù)水驅(qū)過(guò)程兩管分流量仍保持相近水平，表明聚驅(qū)后非均相驅(qū)可有效封堵竄流通道。水驅(qū)階段高滲管采收率高于低滲管，注聚后二者差距縮小，非均相體系注入后低滲管采收率提高幅度超過(guò)高滲管，最終原油采收率高滲管和低滲管接近(見(jiàn)圖4)，特高含水期聚合物驅(qū)后轉(zhuǎn)注非均相體系，調(diào)驅(qū)效果顯著。

在孤島油田中一區(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)實(shí)施非均相調(diào)驅(qū)作業(yè)，注入井共15口，生產(chǎn)井共10口。本次非均相體系調(diào)驅(qū)施工共注入兩個(gè)段塞，前置段塞注入量為0.08 PV，聚合物溶液和B-PPG驅(qū)油劑的平均注入質(zhì)量濃度均為1 663 mg/L，主體段塞注入量為0.25 PV，聚合物溶液和B-PPG驅(qū)油劑的平均注入質(zhì)量濃度均為1 296 mg/L，表面活性劑的平均注入質(zhì)量濃度為2 400 mg/L。以見(jiàn)效井9X3009為例，日產(chǎn)油量由實(shí)施前的1.8 t升至9.1 t，含水率由實(shí)施前的89.7%下降到81.5%。試驗(yàn)區(qū)調(diào)驅(qū)后綜合含水率由98.2%降至89.1%，累計(jì)增產(chǎn)原油10.9×104t，已提高采收率6.4%，預(yù)測(cè)最終采收率提高8.5%。

2.2 微觀滲流特征

2.2.1水驅(qū)滲流特征

利用微觀可視化模型對(duì)水驅(qū)滲流特征進(jìn)行研究。滲流方向如圖5標(biāo)注所示，注入端和采出端沿模型對(duì)角線設(shè)置。當(dāng)水進(jìn)入多孔介質(zhì)后，很快突破至模型采出端，水竄通道形成。水驅(qū)0.4 PV與水驅(qū)4.0 PV時(shí)相比，注入端波及范圍和洗油效率變化不大，這是由于當(dāng)水驅(qū)0.4 PV后突破，形成水竄通道，后續(xù)水驅(qū)難以有效動(dòng)用未波及區(qū)域內(nèi)原油，大部分沿優(yōu)勢(shì)通道竄流。通過(guò)微觀可視化手段可清晰觀察滲流過(guò)程中注入水流動(dòng)方向及竄流通道的形成。采出端在水突破時(shí)僅形成一條窄流道(如圖5(e)藍(lán)色箭頭所示)，繼續(xù)注水可進(jìn)一步動(dòng)用剩余油，這是由于后續(xù)水通過(guò)窄流道時(shí)，水驅(qū)流速較高，對(duì)油剪切作用較強(qiáng)，高剪切作用有利于剝離通道內(nèi)的原油。當(dāng)水驅(qū)至4.0 PV后形成寬竄流通道時(shí)(如圖5(f)藍(lán)色箭頭所示)，剩余油難以被動(dòng)用，這是由于竄流通道較寬時(shí)，水驅(qū)流速較低，低剪切作用不足以驅(qū)動(dòng)通道內(nèi)的原油。

特高含水期有大量剩余油賦存，導(dǎo)致水驅(qū)采收率較低。波及區(qū)域內(nèi)剩余油主要被分為4類：如圖6(a)綠色圈所示的膜狀剩余油，指的是由于油的強(qiáng)黏附性而以膜狀賦存于水竄通道壁面的剩余油；如圖6(b)橙色圈所示柱狀剩余油，指的是由于強(qiáng)毛管阻力而導(dǎo)致驅(qū)替流體繞流形成的、位于單一喉道內(nèi)的剩余油，柱狀剩余油兩端與驅(qū)替流體接觸；如圖5(b)、圖5(c)、圖5(e)、圖5(f)和圖6(c)紅色圈所示的多孔狀剩余油，指的是賦存于相互連通的多個(gè)孔喉中、由于高滲流阻力導(dǎo)致驅(qū)替流體沿該區(qū)域繞流形成的剩余油，多孔狀剩余油與驅(qū)替流體接觸面為3個(gè)及以上；如圖5(b)、圖5(c)和圖6(d)紫色圈所示的盲端剩余油，指的是位于盲端(即只有單一端與孔喉網(wǎng)絡(luò)相連)中的剩余油，因此只有一端與驅(qū)替流體接觸。

2.2.2聚合物驅(qū)滲流特征

由于水油流度的差異，水驅(qū)過(guò)程中竄流通道(如圖7(a)藍(lán)色箭頭所示)建立，形成了波及區(qū)(圖7(a)Ⅱ區(qū)域)和未波及區(qū)(圖7(a)Ⅰ區(qū)域)兩個(gè)區(qū)域，其中未波及區(qū)內(nèi)剩余油被稱為連片剩余油。由于聚合物黏度高，聚驅(qū)水油流度比低，聚合物能進(jìn)入水驅(qū)未波及區(qū)域，形成新的流道(如圖7(b)藍(lán)色箭頭所示)，波及面積擴(kuò)大。

聚驅(qū)后期竄流通道形成(如圖7(c)藍(lán)色箭頭所示)，波及范圍難以繼續(xù)擴(kuò)大，采油量增長(zhǎng)緩慢。剩余油的演化現(xiàn)象主要存在兩類：第一類是水驅(qū)未波及區(qū)內(nèi)的連片剩余油在聚驅(qū)后演化為多孔狀剩余油、膜狀剩余油等新的剩余油，如圖7所示；第二類是波及區(qū)內(nèi)剩余油在聚驅(qū)的作用下演化為其他類型的剩余油，如圖8所示，多孔狀剩余油和柱狀剩余油被啟動(dòng)，大量剩余油被驅(qū)替出原賦存位置，演化形成低含量剩余油。然而，由于聚合物控制流度能力有限，仍有大量剩余油難以被有效動(dòng)用，如圖8(b)所示，大量剩余油如多孔狀剩余油、膜狀剩余油、盲端剩余油等仍殘留于孔喉中，這表明特高含水油藏聚驅(qū)仍有局限性。

2.2.3非均相驅(qū)滲流特征

聚驅(qū)后竄流通道(如圖9(a)中藍(lán)色陰影區(qū)域所示)的形成導(dǎo)致仍有部分區(qū)域難以被波及，演化為波及區(qū)(圖9(a)Ⅱ區(qū)域)和未波及區(qū)(圖9(a)Ⅰ區(qū)域)兩個(gè)區(qū)域，相比于水驅(qū)，聚驅(qū)后未波及區(qū)域縮小。非均相驅(qū)是B-PPG顆粒與聚合物、表面活性劑協(xié)同作用的復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)，B-PPG顆粒被攜帶進(jìn)入聚驅(qū)竄流通道形成有效封堵，后續(xù)流體滲流通道拓展(如圖9(b)箭頭所示)，既能進(jìn)入未波及區(qū)啟動(dòng)連片剩余油，也能驅(qū)替波及區(qū)內(nèi)剩余油，剩余油被有效動(dòng)用，如圖9所示。

非均相驅(qū)主要通過(guò)封堵竄流通道，提高竄流通道滲流阻力，從而拓展新的滲流通道動(dòng)用剩余油。由于B-PPG顆粒的高封堵能力，在竄流通道處堆積堵塞(見(jiàn)圖10)，促使液流轉(zhuǎn)向，形成新的流線，同時(shí)也提高了原竄流通道的洗油效率。如圖11所示，在非均相體系的高封堵作用下，后續(xù)流體對(duì)剩余油的驅(qū)動(dòng)力提高，更易于將剩余油分割、剝離形成小塊剩余油。此外，由于非均相體系中存在一定量的表面活性劑，從而對(duì)剩余油起到一定的乳化作用。因此，在非均相驅(qū)的作用下，原大塊剩余油演化為小塊剩余油和油滴被從原賦存位置中驅(qū)替出。

通過(guò)對(duì)水驅(qū)、聚合物驅(qū)、非均相驅(qū)各驅(qū)替階段不同剩余油含量及采收率分析(見(jiàn)圖12)可知，水驅(qū)采收率處于較低水平(29.5%)，各類剩余油含量較高。聚驅(qū)后各類剩余油含量均降低，連片剩余油和多孔狀剩余油含量降低幅度大，而膜狀、柱狀、盲端剩余油變化幅度較小，表明聚驅(qū)主要作用為提高波及系數(shù)，將大塊剩余油分割動(dòng)用。非均相驅(qū)后連片剩余油和多孔狀剩余油大幅度降低，膜狀、盲端、柱狀剩余油進(jìn)一步降低，表明非均相驅(qū)剩余油動(dòng)用效果顯著，既大幅度提高了波及系數(shù)，又提高了洗油效率，聚驅(qū)、非均相驅(qū)后相較水驅(qū)采收率提高了約50%。

3 結(jié)論

(1) 宏觀驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明，在均質(zhì)條件下，特高含水階段注入聚合物和非均相體系后，驅(qū)替壓差迅速提高，水竄通道被有效地封堵，整體原油采收率較水驅(qū)提高了32.8%；在非均質(zhì)條件下，低滲填砂管采收率較初始水驅(qū)階段提高了38.1%，雙填砂管整體采收率提高了35.2%。表明聚合物和非均相體系能夠有效封堵竄流通道，提高剩余油動(dòng)用程度。

(2) 微觀可視化驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明：特高含水階段竄流通道形成，各類剩余油賦存于多孔介質(zhì)中；注入聚合物后，水油流度比降低，波及范圍擴(kuò)大，但仍形成新竄流通道，流度控制能力有限；注入非均相體系后，B-PPG顆粒在竄流通道中形成高效封堵，竄流通道中的流動(dòng)阻力增加，促使液流發(fā)生轉(zhuǎn)向進(jìn)入微小孔道和盲端，連片剩余油和多孔狀剩余油大幅度降低，膜狀、盲端、柱狀剩余油進(jìn)一步降低，剩余油動(dòng)用效果顯著，聚驅(qū)、非均相驅(qū)后相較水驅(qū)采收率提高了約50%。

(3) 油田現(xiàn)場(chǎng)采用非均相驅(qū)時(shí)，可在聚合物驅(qū)后采出液含水量快速上升時(shí)立刻轉(zhuǎn)注非均相體系段塞，可有效封堵儲(chǔ)層竄流通道，降低含水率，提高原油采收率。