孟祥海，楊二龍，韓玉貴，趙 鵬，張曉冉，冉令博，李月

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459；2.東北石油大學石油工程學院，黑龍江 大慶 163318）

渤海某二元復(fù)合驅(qū)油田按照計劃在2018年6月注完0.37 PV的表面活性劑/聚合物（SP）二元復(fù)合體系后，繼續(xù)注入0.105 PV 的聚合物保護段塞至2019年12月。目前目標油田已經(jīng)進入SP二元復(fù)合驅(qū)的開發(fā)末期，開發(fā)矛盾逐漸凸顯，SP 二元復(fù)合驅(qū)的開發(fā)效果逐年變差，產(chǎn)液量大幅下降的井有11口，下降幅度達50%。注SP二元復(fù)合體系后視吸水指數(shù)平均下降幅度為7%，部分油井的聚合物產(chǎn)出濃度大于400 mg/L，存在聚合物竄流現(xiàn)象，因而急需開展技術(shù)攻關(guān)，提升化學驅(qū)開發(fā)效果。目前陸上油田關(guān)于SP二元段塞的相關(guān)研究，主要是針對水驅(qū)后進行的SP二元段塞優(yōu)化［1-6］，或者在聚合物驅(qū)、后續(xù)水驅(qū)后再優(yōu)化的SP 二元段塞［7-10］，而海上油田針對SP二元段塞的研究多為聚合物驅(qū)結(jié)束后SP二元復(fù)合驅(qū)全過程的優(yōu)化設(shè)計［11-13］，還沒有結(jié)合海上油田實際情況針對SP二元驅(qū)末期的相關(guān)研究。因此，本文應(yīng)用室內(nèi)物理實驗?zāi)M方法對海上油田SP 二元復(fù)合驅(qū)末期段塞進行優(yōu)化設(shè)計，研究了同等經(jīng)濟條件下不同濃度的聚合物保護段塞以及“高濃度聚合物-SP二元復(fù)合體系”交替注入的驅(qū)油效果。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

聚合物3640，丙烯酰胺、丙烯酸共聚物，相對分子質(zhì)量2000萬，水解度20%，法國SNF公司；復(fù)合型表面活性劑HDS，由α-烯烴磺酸鹽與APG等表面活性劑按一定比例復(fù)配而成，有效物含量30%，華鼎鴻基公司；實驗用巖心，滲透率分別為500×10-3、1000×10-3和 3000×10-3μm2的三管并聯(lián)人造巖心。實驗用油，由原油和柴油按體積比77.3∶22.7配制的模擬油，黏度（57℃）17.2 mPa·s。實驗用水為模擬地層水，礦化度2845 mg/L，主要離子濃度（單位mg/L）：K++Na+949.5、Ca2+71、Mg2+19、Fe2+0.11、Fe3+58.2。

DV-Ⅲ型恒溫水浴布氏數(shù)顯黏度計，美國Brookfield 公司；驅(qū)油裝置包括壓力傳感器、巖心夾持器、壓力表、平流泵、手搖泵等，珂地石油儀器制造廠。

1.2 實驗方法

1.2.1 驅(qū)油體系配制

用模擬地層水配制不同濃度的聚合物3640溶液。

先用模擬地層水配制質(zhì)量濃度為1200 mg/L的聚合物3640溶液，然后向聚合物溶液中加入質(zhì)量分數(shù)0.2%的表面活性劑HDS，混合均勻，得到表面活性劑/聚合物二元復(fù)合驅(qū)體系。

1.2.2 黏度測定

參照Q/HS 2032—2012《海上油田驅(qū)油用丙烯酰胺類聚合物的性能指標和評價方法》、SY/T 5862—2008《驅(qū)油用聚合物技術(shù)要求》，在溫度57℃、剪切速率7.34 s-1下，采用Brookfield DV-Ⅲ黏度計測定驅(qū)油體系的黏度。

1.2.3 驅(qū)油實驗

物理模擬驅(qū)油實驗具體步驟如下：①將人造巖心連接到抽空系統(tǒng)進行抽空、飽和水，測定孔隙體積；②將巖心在57℃下老化12 h，飽和油，計算巖心的含油飽和度；③在57℃下第一次水驅(qū)至含水75%；④在57℃下進行第一次化學驅(qū)，注入質(zhì)量濃度為1200 mg/L 的聚合物溶液0.3 PV；⑤在57℃下按實驗方案進行第二次化學驅(qū)；⑥在57℃下第二次水驅(qū)至模型出口含水98%以上結(jié)束；⑦計算各階段采收率及總采收率。

針對該油田SP 二元復(fù)合驅(qū)結(jié)束后保護段塞的優(yōu)化設(shè)計，設(shè)計了方案1數(shù)4共4組不同聚合物保護段塞優(yōu)化方案，為該油田實施SP二元復(fù)合驅(qū)方案后的保護段塞優(yōu)化提供指導(dǎo)；由于目前該油田已注入了0.2 PV左右的SP二元復(fù)合體系，仍有0.1 PV尚未注入，因此設(shè)計方案5數(shù)8，在等經(jīng)濟條件下，在注入0.2 PV 的SP 二元復(fù)合體系后進行“高濃度聚合物-SP二元復(fù)合體系”注入方式優(yōu)化設(shè)計，為油田目前注入方式調(diào)整提供指導(dǎo)。

（1）聚合物保護段塞優(yōu)化

驅(qū)替過程為：水驅(qū)至含水75%—0.3 PV 聚合物驅(qū)（1200 mg/L）—0.3 PV SP 二元復(fù)合驅(qū)（1200 mg/L P+0.2%S）+120 mg/L·PV聚合物保護段塞+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。在保護段塞總用量120 mg/L·PV情況下，實驗注入速度按照現(xiàn)場方案注入速度折算后為0.75 mL/min，保護段塞方案如表1所示。

表1 聚合物保護段塞優(yōu)化實驗方案

（2）SP二元復(fù)合驅(qū)末期注入方式優(yōu)化

驅(qū)替過程為：水驅(qū)至含水75%—0.3 PV 聚合物驅(qū)（1200 mg/L）—0.2 PV SP 二元復(fù)合驅(qū)（1200 mg/L P+0.2%S）—高濃度聚合物段塞與SP 二元復(fù)合驅(qū)段塞交替注入（保持與聚合物保護段塞優(yōu)化方案同等經(jīng)濟投入條件）—后續(xù)水驅(qū)至含水98%。注完0.2 PV二元體系后的段塞注入方案如表2所示。

表2 二元末期注入方式優(yōu)化實驗方案

2 結(jié)果與討論

2.1 聚合物保護段塞優(yōu)化

3 支氣測滲透率分別為500×10-3、1000×10-3和3000×10-3μm2的并聯(lián)巖心 SP 二元復(fù)合驅(qū)后保護段塞優(yōu)化實驗的采收率和注入壓力如表3、表4所示。由表3可知，三支并聯(lián)巖心水驅(qū)采收率為26.3%數(shù)27.0%，水驅(qū)后“聚合物驅(qū)+SP二元復(fù)合驅(qū)”提高采出率在19.1%以上。在保護段塞總用量120 mg/L·PV情況下，保護段塞聚合物濃度為1200 mg/L時，保護段塞提高采收率最大，為3.8%；保護段塞聚合物濃度為1750 mg/L時，采收率最低，為0.7%。這是因為隨著保護段塞聚合物濃度的增加，聚合物能夠形成更大的波及體積，封堵優(yōu)勢通道，達到更好的驅(qū)油效果，但是當聚合物濃度超過一定范圍后，聚合物溶液推進緩慢，而且段塞尺寸越來越小，造成保護段塞采出程度越來越小。由表3可看出，1200 mg/L為該聚合物濃度臨界值，當聚合物濃度大于1200 mg/L時，保護段塞采收率逐漸降低。在保護段塞總用量120 mg/L·PV 不變的情況下，當保護段塞聚合物濃度為1750 mg/L時，段塞尺寸僅為0.069 PV，因此，保護段塞采收率最小，僅為0.7%。

表3 保護段塞優(yōu)化實驗的采收率情況

隨著聚合物濃度的增加，聚合物對優(yōu)勢通道的封堵效果越來越好，在后續(xù)水驅(qū)階段，聚合物保護段塞將優(yōu)勢通道封堵同時擴大了波及體積，可使后續(xù)水進入中低滲油層開采剩余油，因此，隨著聚合物濃度的增大，后續(xù)水驅(qū)階段采出程度越來越高。當保護段塞聚合物濃度為1200 mg/L 時，“保護段塞+后續(xù)水驅(qū)”階段采收率最大，為5.7%；而保護段塞聚合物濃度為1000 mg/L時，“保護段塞+后續(xù)水”階段采收率最低，僅為2.2%。

由表4可知，3支并聯(lián)巖心水驅(qū)時的注入壓力較低，僅為0.02 MPa左右，聚合物前置段塞和SP二元復(fù)合體系段塞的注入壓力在0.027數(shù)0.031 MPa。后置聚合物保護段塞注入壓力隨著聚合物濃度增加而增大，當保護段塞聚合物濃度大于1500 mg/L時，注入壓力增加趨于平緩。

3 支并聯(lián)巖心氣測滲透率分別為500×10-3、1000×10-3和3000×10-3μm2，滲透率變異系數(shù)為0.74，高滲透率巖心分流率為74%，低滲透率巖心分流率僅為6%，導(dǎo)致3 支并聯(lián)巖心水驅(qū)注入壓力較低，其中濃度1200 mg/L 時的動態(tài)指標變化見圖1。在57℃下聚合物前置段塞和二元段塞體系的黏度均在10 mPa·s左右，聚合物前置段塞和二元段塞的注入壓力均較低，因此，聚合物驅(qū)和SP 二元復(fù)合驅(qū)階段采收率較低，最大僅為20.7%。

表4 保護段塞各階段末期的注入壓力

圖1 保護段塞濃度1200 mg/L條件下注入壓力、含水率、及低中高滲層分流率隨注入體積變化

不同濃度下高、中、低滲巖心的保護段塞和后續(xù)水驅(qū)階段低、中、高滲巖心采收率見表5。保護段塞聚合物濃度為1200 mg/L 時，中、低滲巖心“保護段塞+后續(xù)水驅(qū)”采收率均最高，分別為8.80%和3.63%。由于地下聚合物主要作用為封堵高滲透層，提高中低滲透層采收率，結(jié)合“保護段塞和后續(xù)水驅(qū)”階段采收率及注入壓力實驗結(jié)果，可得出SP二元復(fù)合驅(qū)最優(yōu)保護段塞為聚合物濃度1200 mg/L、段塞尺寸0.10 PV。

表5 保護段塞和后續(xù)水驅(qū)采收率

2.2 SP二元復(fù)合驅(qū)末期注入方式優(yōu)化

3 支氣測滲透率分別為500×10-3、1000×10-3和3000×10-3μm2的并聯(lián)巖心在 SP 二元復(fù)合驅(qū)末期采用高濃度聚合物溶液與SP 二元復(fù)合體系交替注入方式進行優(yōu)化實驗，采收率和注入壓力結(jié)果如表6、表7所示。由表6可知，3支并聯(lián)巖心水驅(qū)采收率為26.8%數(shù)27.8%，水驅(qū)后聚合物驅(qū)+SP二元復(fù)合驅(qū)可提高采收率22.5%以上。在后續(xù)段塞總用量120 mg/L·PV情況下，高濃度聚合物段塞與二元體系交替一個周期，交替段塞采收率為3.2%數(shù)3.5%，“交替段塞+后續(xù)水驅(qū)”采收率為5.2數(shù)5.6%，聚合物濃度為2500 mg/L 的驅(qū)油效果略好于聚合物濃度為2000 mg/L 的。這是因為聚合物濃度越高，高濃度聚合物段塞對高滲透層的封堵效果越好，高濃聚合物段塞后的SP 二元復(fù)合驅(qū)可以更好地驅(qū)替中低滲透層的剩余油，進而提高采收率。

高濃度聚合物段塞與SP 二元復(fù)合體系交替兩個周期時，“交替段塞”采收率為4.2%數(shù)4.9%，“交替段塞+后續(xù)水驅(qū)”采收率為7.0數(shù)8.3%，因此可見，高濃度聚合物段塞與SP 二元復(fù)合體系交替兩個周期的驅(qū)油效果好于交替一個周期的。高濃度聚合物段塞與SP二元復(fù)合體系交替注入，高濃聚合物段塞可以及時對優(yōu)勢通道進行封堵，避免一次封堵后再次產(chǎn)生優(yōu)勢通道的問題。

由表7可知，3 支并聯(lián)巖心水驅(qū)的注入壓力較低，僅為0.017數(shù)0.024 MPa，聚合物前置段塞和SP二元復(fù)合體系段塞的注入壓力在0.033數(shù)0.035 MPa。交替段塞中聚合物濃度越大，注入壓力越高且與交替周期無關(guān)；交替段塞中聚合物濃度為2000 mg/L時，注入壓力為0.037 MPa；交替段塞聚合物濃度為2500 mg/L時，注入壓力為0.042 MPa。不論是一個周期注入還是兩個周期交替注入，都是持續(xù)注入聚合物的過程，而且交替注入的SP二元復(fù)合體系段塞并沒有起到降低注入壓力的作用。由于聚合物段塞的濃度高導(dǎo)致注入壓力一直很高，因此注入壓力與交替周期無關(guān)。高濃度聚合物溶液與SP 二元復(fù)合體系交替注入時注入壓力、采收率、含水隨注入體積的變化以及低、中、高滲巖心的分流率見圖2。通過圖2也可以看出，化學驅(qū)階段注入壓力持續(xù)升高，中低滲巖心分流率得到提升。

表6 SP二元復(fù)合驅(qū)末期注入方式優(yōu)化結(jié)果

表7 各階段末期注入壓力

圖2 HPAM2500與二元交替二個周期條件下壓力、含水率及采出程度以及低、中高滲層分流率隨注入PV數(shù)變化

高濃度聚合物溶液與SP 二元復(fù)合體系交替注入時交替段塞和后續(xù)水驅(qū)低、中、高滲巖心采收率見表8。交替段塞中聚合物濃度為2500 mg/L 且交替兩個周期時，低、中滲巖心交替段塞+后續(xù)水驅(qū)階段的采收率為7.82%和6.72%。結(jié)合“交替段塞和后續(xù)水驅(qū)”階段采收率及注入壓力實驗結(jié)果可得出，最優(yōu)交替段塞為聚合物濃度2500 mg/L、段塞尺寸0.024 PV，高濃度聚合物段塞與SP二元體系交替兩個周期注入方式最佳。

表8 交替段塞和后續(xù)水驅(qū)采收率

3 結(jié)論

海上油田二元復(fù)合驅(qū)末期條件下，聚合物保護段塞的注入壓力隨著聚合物濃度增加而增大，且與交替周期無關(guān)。高濃聚合物與SP 二元體系交替注入時，聚合物濃度越高、交替周期越多，提升化學驅(qū)效果越好。在化學劑用量不變的等經(jīng)濟條件下，驅(qū)替方案為“0.024 PV P（2500 mg/L）、0.05 PV 二元體系（1200 mg/L P+0.2%S），交替注入2周期”的中低滲巖心采收率最高，說明交替段塞較單一聚合物保護段塞更能有效控制聚竄提高采收率，在海上油田二元復(fù)合驅(qū)末期采用交替段塞注入的方式能夠使油田開發(fā)整體效益最大化。