海上油藏變濃度聚合物驅剖面控制實驗與應用

李保振, 康曉東，張 健，唐恩高

（1. 海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028； 2. 中海油研究總院，北京 100028)

海上油藏變濃度聚合物驅剖面控制實驗與應用

李保振1，2, 康曉東1，2，張 健1，2，唐恩高1，2

（1. 海洋石油高效開發國家重點實驗室，北京 100028； 2. 中海油研究總院，北京 100028)

針對渤海強非均質、中高粘油藏聚驅過程中低滲層吸液剖面初期改善，之后又變差的現象，首先通過巖心驅替實驗分析了聚合物溶液濃度對吸液剖面的影響規律；然后測試了高濃-低濃聚合物驅交替注入方式在非均質油藏中的驅油效果。結果表明：通過在聚驅早、中期階段增加聚合物溶液的濃度，能夠對高滲層有效的封堵，增加注入壓力、顯著改善低滲層的吸液剖面。結合油田實例研究表明：在現場條件允許情況下，相同聚合物用量，采用高濃-低濃段塞聚合物驅方式相比恒濃度聚驅，能夠提高低滲層動用程度，增加總體采收率約1%。

聚合物驅；剖面返轉；變黏度；交替注入

聚合物驅是陸地油田應用廣泛的提高采收率方法，但在強非均質性油田，注聚初期注入井“吸液剖面”得到改善，中低滲層相對吸水量增加；但注聚一段時間后會發生“吸液剖面返轉”現象，中低滲層相對吸水量又減少，影響了注聚波及效率和提高采收率效果。針對該問題的研究主要有：王冬梅等統計了大慶聚驅試驗區注聚井吸水剖面，分析了現場聚驅吸液剖面返轉的類型和特點[1-3]；王冬梅等模擬研究了聚驅中“吸液剖面返轉”的影響因素[4]；韓培慧，曹瑞波等開展了剖面返轉機理分析與高低濃度及分子量聚合物交替注入技術研究[5～7]。本研究針對海上油田儲層非均質性嚴重、油質較稠且開發周期短，聚驅過程中吸液剖面返轉問題更加復雜問題，開展了變濃度聚合物交替注入實驗與數值模擬研究，包括高濃-低濃、低濃-高濃等變濃度聚合物段塞組合驅替實驗；同時結合油田實例分析了變濃度聚合物交替注入技術改善海上油藏吸液剖面的效果，為海上油田聚驅優化調整提供科學依據。

1 實驗部分

本研究中利用室內并聯巖心驅替實驗裝置對聚驅過程中剖面返轉現象進行了實驗研究，其中實驗設備和流程主要包括：中間容器、恒速恒壓泵、壓力傳感器、巖心夾持器、實驗巖心等。

根據渤海A油田的油藏與流體特點準備了實驗巖心、原油和聚合物，其中實驗用脫氣原油黏度為27 mPa·s；巖心為模擬該油藏孔滲特征的人工巖心；實驗用水為礦化度為1 679 mg/L的模擬地層水。實驗采用的聚合物H在油藏溫度57 ℃下，經巖心剪切后聚合物溶液的黏度隨濃度的變化見表1。

根據達西定律在滲透率級差確定的情況下，研究總流量在高、低滲透層中的動態分配規律以及剖面返轉的機理，需要剖析各層阻力系數的變化規律[1,2]。采用1 500 mg/L濃度的聚合物H，利用恒溫箱保持實驗溫度 57 ℃進行不同滲透率巖心的驅替實驗，測試了其在不同巖心中的阻力系數與殘余阻力系數（圖1）。可見，阻力系數與殘余阻力系數隨巖心滲透率增加而減小。主要原因為：巖心滲透率減小，聚合物分子有效尺寸與巖心孔道尺寸的比值增大，聚合物滯留率越大。因此，低滲層在飽和聚合物溶液后形成的滲流阻力較高滲層更大，這是造成剖面返轉的直接因素。

表1 聚合物H粘度-濃度關系數據Fig.1 Viscosity vs.concentration of polymer H

圖1 巖心阻力系數和殘余阻力系數變化圖Fig.1 Resistance and residual resisitance factors vs. permeability.

2 聚合物濃度影響實驗

采用巖心驅替實驗裝置流程開展了聚合物溶液濃度對于吸液剖面影響的實驗。實驗中采用渤海A油田應用的聚合物H，利用恒溫箱在57 ℃下進行同滲透率級差不同濃度聚合物的并聯巖心驅替實驗。實驗過程：首先對實驗巖心進行水驅，直至高低滲巖心的吸液比及注入壓力穩定，然后轉入聚合物驅過程，監測吸液剖面變化動態直至壓力面較為穩定，最后轉入后續水驅至注入壓力穩定。

2.1 同巖心不同濃度聚合物連續注入實驗

采用3組滲透率級差接近的并聯巖心（約為3.4倍），開展注入濃度500、1 500、2 500 mg/L不同濃度的聚合物驅替實驗，實驗結果見圖 2。可看出：①隨著聚合物濃度增加，低滲層啟動程度增大；吸液剖面返轉提前；②聚合物濃度較低時對低滲層影響更大，使低滲透吸液比較小，甚至小于初期注入的情況；③實驗中高濃度聚合物驅時，出現低滲層吸液比與注水階段相近的現象。

圖2 不同聚合物溶液濃度下低滲層吸液比圖Fig.2 Injection ratio in tight layer under different polymer concentration

2.2 高-低濃聚合物交替注入實驗

采用單一段塞方式，在油藏非均質性較強時容易發生吸液剖面返轉，聚合物溶液沿高滲透層突進，造成低滲透層仍殘留大量剩余油，而高黏度聚合物驅會出現注入困難問題，有必要優化聚合物驅注入方式，以達到改善多層非均質油藏驅油效果的目的[8,9]。

采用巖心驅替裝置，將并聯巖心替換為三層非均質巖心開展變黏度聚合物驅油實驗。實驗采用根據目標油田儲層特點制造的正韻律非均質長方巖心（30 cm×4.5 cm×4.5 cm），自上而下的滲透率分別為：300、900、3 000×10-3μm2。實驗流程為：1）巖心抽真空后飽和模擬水；2）飽和油并老化72 h；3）水驅至產出端含水率大于90%；3）利用聚合物H分別以1 800/600和1 500/900 mg/L這2個濃度差組合開展0.15 PV高濃度段塞+ 0.15 PV低濃度段塞的聚驅實驗；4）后續水驅至含水 95%停止實驗。過程中分別記錄產液量、出水量、出油量、注入壓力，計算不同階段的含水率、與采出程度。

由圖3可看出，在聚合物用量相同前提下，1 800/600 mg/L的高濃度差聚驅實驗相比1 500/900 mg/L濃度差聚驅實驗，增加了前期段塞的濃度，其總體注入壓力相對高20%，采出程度較低濃度差實驗提高1.4%。可見，高濃度差段塞聚驅方法，通過增加前期段塞的濃度、粘度，對高滲層形成有效的封堵，增加了注入壓力，改善了低滲層吸液能力和波及效率，可以獲得好聚驅增油效果與較高采收率。

圖3 變濃度聚驅實驗不同階段注入壓力（左）與增加采出程度（右）對比圖Fig.3 Injection pressure (Left) and additional recovery (Right) under variable concentration

3 A油田變濃度聚合物驅研究

采用油藏數值模擬方法針對渤海A油藏儲層、流體特點開展了變濃度聚合物注入方案優化研究，以探索聚驅吸液剖面改善方法。研究中基于A油田儲層物性、流體特征及滲流特點，建立了1注4采的非均質油藏模型（滲透率級差 500 mD：2 000 mD），其中各層通過相滲分區設置了不同油水相滲曲線，其聚驅阻力系數實驗結果進行了調整（圖4）。研究采用4種不同聚合物濃度段塞組合驅替方案進行優選對比（表2）。

圖4 基于渤海A油田的井組模型Fig.4 Well group model in A field

表2 變濃度聚驅方案參數與指標表Table 2 Parameters in different polymer flooding

表2中基礎方案1在油藏水驅至綜合含水80%后開始注聚，以每年0.03PV的速度注入1 750 mg/L的聚合物溶液，10 a后轉后續水驅。其它方案2、3、4是在方案1的基礎上，調整注聚期間的濃度及段塞組合，2方案逐漸降低注聚濃度和3方案逐漸增加注入濃度，以及方案4中采用中、高、低濃度組合等方案。不同方案的產油指標見表2。

可以看出過在早期注入高濃度的聚合物能夠對高滲層實施有效封堵，從而改善低滲層的吸液剖面；在同樣聚合物干粉用量的前提下，先注入高濃度聚合物溶液，隨后逐漸降低注聚濃度的方案2采油效果最優，其次為先采用1 750 mg/L的中濃度聚合物后采用高濃和低濃組合的方案 3，再次為恒定濃度的方案1，而逐漸增加注入濃度的方案4開發效果最差。可見，在油田現場條件許可的前提下，可以在注聚初期先注入一定體積的高濃度聚合物溶液段塞，以封堵因為儲層非均質性和水驅沖刷而形成的高滲、高水淹通道，之后采用中低濃度聚合物提高低滲層的波及效率。這樣可以在同等聚合物用量的前提下，改善低滲層的吸液剖面，提高這些油層的波及效率，增加油藏綜合采收率。

4 結 論

聚合物注入濃度增加，并聯巖心驅油實驗中低滲層吸液剖面反轉提前，幅度增加；相同聚合物用量下，增加前期段塞濃度能改善低滲層吸液剖面，提高聚合物驅整體降水增油效果。結合油藏模擬，優選出海上A油藏的變濃度聚合物驅方案，在現場條件許可的前提下，通過提高聚合物驅早中期階段段塞的濃度，能夠對高滲層進行有效封堵，改善低滲層吸液剖面與采出程度，相比恒定濃度聚合物驅提高綜合采收率約1%。

［1］ 侯維虹. 聚合物驅油層吸水剖面變化規律[J]. 石油勘探與開發, 2007, 34(4): 478-482.

［2］ Pankaj K, Rahul R, Nitish K, et al. Field Implementation of Mangala Polymer Flood: Initial Challenges, Mitigation and Management [C]. SPE-179820-MS. 2016.

［3］ Nirav M, Gautam K, Panneer S. Challenges in Full Field Polymer Injection Mangala in Field[C]. 2016, SPE-179807-MS.

［4］ 王冬梅，韓大匡，侯維虹，等. 聚合物驅剖面返轉類型及變化規律，大慶石油地質與開發[J]. 2007, 26(4): 96-99.

［5］ 韓培慧，么世椿，李治平，等. 聚合物與堿/表面活性劑交替注入物理模擬實驗研究，大慶石油地質與開發[J]，2006, 25(1): 95-97.

［6］ 曹瑞波, 王曉玲, 韓培慧, 等. 聚合物驅多段塞交替注入方式及現場應用[J]. 油氣地質與采收率, 2012, 19(3): 71-73.

［7］ 曹瑞波, 韓培慧, 侯維虹. 聚合物驅剖面返轉規律及返轉機理[J].石油學報, 2009, 30(2): 267-270.

［8］ 程杰成，石梅，高秀梅，等. 阻力系數 RF和殘余阻力系數 RK的影響因素，大慶石油學院學報[J]. 1992, 16(3): 31-35.

［9］ Mei q, Gui Q, Zhao H, et al. Conformation and plugging properties of crosslinked polymer microspheres for profile control [J]. Physico-chem. Eng. Aspects,2015, 477: 49-54.

Experiments and Application of Variable-concentration Polymer Flooding for Offshore Reservoirs

LI Bao-zhen1,2, KANG Xiao-dong1,2, ZANG Jian1,2, TANG En-gao1,2

（1. State Key Laboratory of Offshore Oil Exploitation, Beijing 100028, China; 2. CNOOC Research Institute, Beijing 100028, China）

Variable-concentration polymer flooding core experiments were conducted on injection profile performance during polymer flooding according offshore heterogonous formations and higher oil viscosity. The flooding methods using the same polymer injection with different concentration were investigated to control the injection profile, which showed that higher concentration solution slug injection in earlier period could block the higher permeability layers effectively, and improve the injection profile and flooding efficiency in tight layers. The reservoir simulation results of field A also showed that the high-low concentration slug combination polymer flooding design could give the highest recovery with the same polymer consumption.

polymer flooding; profile control; viscosity variable; alternative injection

TE 315

A

1671-0460（2016）12-2737-04

十三五“重大專項課題”，編號2016ZX05025-003；中國海洋石油總公司綜合科研項目（YXKY-2016-ZY-02）。

2016-06-01

李保振(1979-)，男，博士，工程師，從事油氣田開發、提高采收率工作。E-mail: baozhen_li @126.com。