閆文華， 付 強(qiáng)， 楊兆明， 鄭曉松， 崔洪志

(1.東北石油大學(xué)提高采收率國家重點實驗室，黑龍江大慶 163318；2.遼河油田公司錦州采油廠，遼寧盤錦 121209)

不同尺寸段塞組合等流度二元驅(qū)驅(qū)油效果評價

閆文華1， 付 強(qiáng)1， 楊兆明1， 鄭曉松2， 崔洪志2

(1.東北石油大學(xué)提高采收率國家重點實驗室，黑龍江大慶 163318；2.遼河油田公司錦州采油廠，遼寧盤錦 121209)

遼河油田錦16塊實施二元復(fù)合驅(qū)以來，仍存在部分注入井單層吸液量過大，使注入液在各層中的推進(jìn)速度不一致，從而導(dǎo)致相應(yīng)的采油井聚合物質(zhì)量濃度上升較快的問題。通過室內(nèi)驅(qū)替實驗，采用均質(zhì)巖心和非均質(zhì)巖心，對比不同段塞組合的等流度二元驅(qū)驅(qū)油方法在非均質(zhì)巖心上的驅(qū)油效果。結(jié)果表明，在相同聚合物用量和總注入孔隙體積倍數(shù)條件下，在三層非均質(zhì)巖心上等流度驅(qū)油方法比常規(guī)單段塞驅(qū)油方法化學(xué)驅(qū)采出程度高出3.54%；多段塞等流度驅(qū)油方法可以明顯提高中、低滲層分流率，降低高滲層分流率。因此，合理段塞組合等流度二元驅(qū)油方法可有效提高高滲透非均質(zhì)油藏的采收率。

二元驅(qū)； 等流度； 多段塞； 非均質(zhì)； 采收率

我國部分油田已經(jīng)開展了二元復(fù)合體系驅(qū)油的現(xiàn)場試驗。遼河油田錦16塊自1998年以來，進(jìn)入特高含水開發(fā)期。目前，對于錦16塊實施二元驅(qū)的研究已經(jīng)有文獻(xiàn)[1-6]報道，但涉及二元復(fù)合體系注入方式優(yōu)化的研究并不多。由于采用常規(guī)二元驅(qū)注入方法會產(chǎn)生注入液在各滲透層中推進(jìn)速度不一致現(xiàn)象，造成注劑無效循環(huán)、利用率低，非均質(zhì)性嚴(yán)重的高滲透地層表現(xiàn)更為突出[7-10]。如上問題制約著二元驅(qū)在高滲透非均質(zhì)地層的驅(qū)油效果，在保證二元驅(qū)效果基礎(chǔ)上，優(yōu)化二元段塞注入方式，將是解決錦16塊開發(fā)問題的一種新方法。本文針對遼河油田錦16塊實施二元復(fù)合驅(qū)產(chǎn)生注劑無效循環(huán)的問題，進(jìn)行了等流度二元驅(qū)提高采收率方法研究。

1 實驗部分

1.1實驗儀器

Brookfield-Ⅱ型黏度計，美國Brookfield公司；ISCO高精度柱塞泵，美國Teledyne ISCO公司；Model TX500C界面張力儀，美國科諾工業(yè)有限公司；電子天平，上海精密科學(xué)儀器有限公司；磁力攪拌器，鄭州研理儀器設(shè)備有限公司；恒溫箱、巖心夾持器、中間容器、真空泵，江蘇海安華達(dá)石油儀器廠。

1.2實驗用水

實驗所用模擬地層水為根據(jù)試驗區(qū)實際地層水礦化度用蒸餾水人工配制，其礦化度為2 467.2 mg/L；實驗水驅(qū)階段用水為現(xiàn)場提供實際驅(qū)替用水；實驗配制聚合物母液用水為錦州采油廠提供的清水和軟化水，稀釋用水為錦州采油廠提供的低壓污水。使用前分別經(jīng)0.2 μm微孔濾膜過濾，除去雜質(zhì)。

1.3實驗用油

實驗用油為錦州采油廠提供的外輸原油和煤油按一定比例配制而成的模擬油，55 ℃時黏度為14.3 mPa·s，使用前微孔濾膜過濾。

1.4實驗藥品

實驗用聚合物為大慶煉化生產(chǎn)的聚丙烯酰胺，相對分子質(zhì)量為2 500×104，表面活性劑為大慶煉化生產(chǎn)的石油磺酸鹽。

1.5實驗巖心

實驗巖心規(guī)格：30 cm×4.5 cm×4.5 cm。均質(zhì)巖心滲透率分別為4 000×10-3、2 500×10-3、1 000×10-3μm2。非均質(zhì)巖心滲透率為2 500×10-3μm2。

1.6實驗溫度

實驗溫度為55 ℃。

1.7實驗方案

表1為驅(qū)油實驗方案中二元驅(qū)階段的段塞組合設(shè)計，各方案中表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.2%，通過改變聚合物質(zhì)量濃度調(diào)節(jié)不同段塞黏度。驅(qū)替過程為水驅(qū)至含水率98%轉(zhuǎn)二元驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)至含水率98%止。

*注：每PV數(shù)所使用的總聚合物質(zhì)量濃度。

2 結(jié)果及分析

2.1驅(qū)油效果分析

驅(qū)油實驗結(jié)果見表2和表3。

表2 三管并聯(lián)巖心驅(qū)油實驗結(jié)果Table 2 The three tube parallel core flooding experiments

續(xù)表2

序號巖心編號氣測滲透率×103/μm2水驅(qū)采收率/%化學(xué)驅(qū)采出程度/%最高驅(qū)替壓差/MPa總水驅(qū)采收率/%總化學(xué)驅(qū)采出程度/%實施方案a-3420062.2127.503b-3259349.5325.310.22051.1825.68方案3c-3102540.1723.97a-4428160.6428.234b-4226349.4025.050.20050.2725.53方案4c-497239.0822.92

方案1和方案2分別為聚合物用量相同、注入孔隙體積倍數(shù)相同情況下，常規(guī)單段塞和等流度三段塞驅(qū)油實驗方案。從表2和表3可以看出，在相同聚合物用量和注入孔隙體積倍數(shù)條件下，常規(guī)單段塞驅(qū)油和多段塞等流度驅(qū)油方法的驅(qū)油效果是不同的。三管并聯(lián)巖心驅(qū)油實驗中，方案1總化學(xué)驅(qū)采出程度為24.2%，方案2總化學(xué)驅(qū)采出程度為26.4%，多段塞等流度驅(qū)油方法比常規(guī)單段塞驅(qū)采出程度高出2.2%，方案1單段塞驅(qū)高、中、低滲透層化學(xué)驅(qū)采出程度分別為28.6%、24.47%、19.92%，方案2多段塞等流度驅(qū)高、中、低滲透層化學(xué)驅(qū)采出程度分別為27.47%、26.86%、24.73%。兩種驅(qū)油方法高滲透層采出程度相差不多，等流度多段塞驅(qū)油時中、低滲透層化學(xué)驅(qū)采出程度更高。說明多段塞等流度驅(qū)油方法高黏度第一段塞的注入，有效阻擋后續(xù)低黏段塞在高滲透層的突進(jìn)，致使后續(xù)段塞液流轉(zhuǎn)向進(jìn)入中低滲透層，從而有效增加中低滲透層的吸液量，擴(kuò)大二元體系在中低滲透層的波及體積，進(jìn)一步提高中低滲透層采出程度。三層非均質(zhì)巖心驅(qū)油實驗中，方案1化學(xué)驅(qū)采出程度為41.58%，方案2化學(xué)驅(qū)采出程度為45.12%，等流度三段塞驅(qū)油實驗方案比常規(guī)單段塞驅(qū)油實驗方案化學(xué)驅(qū)采出程度高出3.54%。綜上結(jié)果分析可知，在相同聚合物和表面活性劑用量和相同注入孔隙體積倍數(shù)條件下，無論是在三管并聯(lián)巖心還是三層非均質(zhì)巖心上，多段塞等流度驅(qū)油方法的驅(qū)油效果都要好于常規(guī)單段塞驅(qū)。兩種驅(qū)油方法高滲透層采出程度相差不多，等流度多段塞驅(qū)油時中、低滲透層化學(xué)驅(qū)采出程度更高。多段塞等流度二元驅(qū)驅(qū)油方法采收率增幅主要貢獻(xiàn)于中、低滲透層。

方案2、方案3和方案4為在流度不變，總段塞注入孔隙體積倍數(shù)均為0.6 PV情況下，進(jìn)行不同體積段塞組合驅(qū)油實驗。方案2三段塞注入孔隙體積倍數(shù)分別為0.3、0.2、0.1 PV，方案3三段塞注入孔隙體積倍數(shù)分別為0.2、0.2、0.2 PV，方案4三段塞注入孔隙體積倍數(shù)分別為0.15、0.2、0.25 PV。從表2可以看出，對不同段塞體積組合時驅(qū)油效果是不同的。方案2總化學(xué)驅(qū)采出程度為26.4%，高、中、低滲透層采出程度分別為27.47%、26.86%、24.73%；方案3總化學(xué)驅(qū)采出程度最高為25.68%，高、中、低滲透層采出程度分別為27.5%、25.31%、23.97%；方案4總化學(xué)驅(qū)采出程度最高為25.53%，高、中、低滲透層采出程度分別為28.23%、25.05%、22.92%。綜上結(jié)果分析可知，多段塞等流度驅(qū)油方法第一段塞注入體積倍數(shù)越大，二元驅(qū)采收率越高，中、低滲透層驅(qū)油效果越好。

2.2注入壓力分析

圖1為非均質(zhì)巖心驅(qū)替壓差與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線。從圖1中可以看出，各方案驅(qū)替壓差在二元驅(qū)階段均隨注入孔隙體積倍數(shù)增加而上升，后續(xù)水驅(qū)開始緩慢下降。方案1曲線形態(tài)近似倒立的“V”字型，二元段塞注入階段驅(qū)替壓差和注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系成近似正比例函數(shù)，全段塞0.6 PV注畢驅(qū)替壓差達(dá)到最大值0.193 MPa，后續(xù)水驅(qū)壓差逐漸下降。等流度方案2、3、4曲線形態(tài)呈梯形，即先快速上升一定值，然后緩慢上升，最后緩慢下降。方案2隨第一段0.3 PV高黏度段塞注入，驅(qū)替壓差持續(xù)上升至0.15 MPa，第二段0.2 PV中黏段塞注入，驅(qū)替壓差繼續(xù)上升，但上升幅度明顯變緩，第三段0.1 PV低黏度段塞注入，壓差基本平穩(wěn)，0.6 PV段塞注畢，驅(qū)替壓差達(dá)到最大值0.177 MPa，后續(xù)水注入后，驅(qū)替壓差緩慢下降。方案2在段塞注入孔隙體積倍數(shù)為0.3 PV時，驅(qū)替壓差即達(dá)到0.15 MPa，并維持0.3 PV至全部段塞注入完畢，而方案1在注入體積倍數(shù)接近0.5 PV時，驅(qū)替壓差才接近0.15 MPa，0.6 PV全段塞注入完畢驅(qū)替壓差即下降，不小于0.15 MPa壓差只持續(xù)0.1 PV。如上現(xiàn)象表明，多段塞等流度方法能夠快速提高驅(qū)替壓差，并在更長的時間內(nèi)維持較高驅(qū)替壓差。方案2、方案3和方案4的最大驅(qū)替壓差分別為0.177、0.123、0.103 MPa，在相同注入孔隙體積倍數(shù)下，方案2驅(qū)替壓差均高于方案3，方案3高于方案4。因此，第一段塞注入孔隙體積越大最高驅(qū)替壓差越高。

圖1 非均質(zhì)巖心驅(qū)替壓差與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線

Fig.1Heterogeneouscoredisplacementpressurecurveandporevolumeandinjection

2.3分流率分析

分流率是指各滲透層各自的瞬時流量占總瞬時流量的比值。分流率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系曲線稱為分流率曲線。分流率曲線越平緩，各條曲線越接近，表明措施改善竄流現(xiàn)象越明顯，二元驅(qū)受效時間越長。

圖2為三管并聯(lián)巖心驅(qū)油實驗分流率曲線。從圖2可以看出，方案1單段塞注入方法在二元段塞注入后，高滲透層分流率曲線急劇下降至最低點，然后立即緩慢回升，中低滲透層分流率曲線先急劇上升至最高點，然后緩慢下降，改善注劑在各層推進(jìn)前緣不一致問題不理想，中低滲透層受效時間短。方案2多段塞等流度注入方法在二元段塞注入后，高滲透層分流率急劇下降至最低點，中低滲透層分流率急劇上升至最高點，然后各自曲線保持平穩(wěn)，后續(xù)水驅(qū)時高滲透層分流率緩慢回升，中低滲透層緩慢下降。兩種驅(qū)油方法都降低了高滲層分流率，提高了中低滲層分流率，但是等流度驅(qū)油方法的高滲層分流率降低的多，中低滲層分流率提高的多，而且等流度驅(qū)油方法分流率曲線相對平緩，說明其有效地改善竄流現(xiàn)象，抑制了高滲層在化學(xué)驅(qū)過程中形成優(yōu)勢主流通道，保證中低滲層在注二元驅(qū)階段保持較高的分流率，使中低滲層吸液量增加，擴(kuò)大了二元驅(qū)波及體積，進(jìn)而得到更好地動用。

圖2 分流率曲線

Fig.2Diversionratecurve

從方案2和方案4曲線形態(tài)可以看出，和第一段塞為0.15 PV的方案4相比，第一段塞為0.3 PV的方案2高、中、低滲層分流率曲線形態(tài)均更為平緩；在相同注入孔隙體積倍數(shù)時，方案2高滲透層分流率更低，中低滲透層分流率更高，曲線形態(tài)更接近于理想形態(tài)。這說明第一段塞越大越有利與長時期維持分流率曲線的平穩(wěn)形態(tài)，更有利于延長二元驅(qū)受效時間。

3 結(jié)論

(1) 在相同聚合物用量和總注入孔隙體積倍數(shù)條件下，在三層非均質(zhì)巖心上等流度驅(qū)油方法比常規(guī)單段塞驅(qū)油方法化學(xué)驅(qū)采出程度高出3.54%；

(2) 三管并聯(lián)巖心驅(qū)油實驗結(jié)果表明，多段塞等流度驅(qū)油方法可以明顯提高中、低滲層分流率，降低高滲層分流率，而且第一段塞越大分流率曲線越平穩(wěn)。

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(編輯 宋官龍)

Evaluation of SP Flooding Effect of Different Size Slug Combination with Equi-Mobility

Yan Wenhua1， Fu Qiang1， Yang Zhaoming1， Zheng Xiaosong2， Cui Hongzhi2

(1.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecovery,MinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.LiaoheOilfieldCompanyExploration&OilExtractionFactory,PanjinLiaoning121209,China)

Since the implementation of SP Flooding in Jin 16 block of Liaohe oilfield, there are still some problems existing in some injection wells. For example, the monolayer liquid absorption amount is too large and front advance velocity in each layer is not uniform, which resulted in the faster rising of polymer concentration in production wells. In order to evaluate the SP flooding effect of different size slug combination with equi-mobility, SP flooding experiments were conductedusing homogeneous and heterogeneity core. The results showed that the oil recovery of Equi-mobility Displacement method was 3.54% higher than the conventional single slug SP flooding when the polymer and surfactant were used with the same dosage. Equi-mobility the diversion rate of the medium and low permeability layer can be obviously improved when the displacement method was uesd. Conversely, the high permeability layer was reduced. Therefore, a reasonable combination of different size equi-mobility SP slug can effectively improve the oil recovery efficiency of the heterogeneous core.

SP flooding; Equi-mobility; Multi slug; Heterogeneous; Oil recovery efficiency

2014-06-09

：2014-06-24

中國石油科技創(chuàng)新基金“特高含水期二元驅(qū)多段塞等流度驅(qū)油方法研究”(2013D-5006-0203)。

閆文華(1967-)，女，博士，教授，從事油田開發(fā)及提高采收率研究；E-mail：dqyanwh@163.com。

1006-396X(2014)05-0080-05

TE357.46

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.017