海上稠油油田非均相在線調驅提高采收率技術
——以渤海B油田E井組為例

張寧 闞亮 張潤芳 吳曉燕 田津杰 王成勝

中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司

海上稠油油田非均相在線調驅提高采收率技術
——以渤海B油田E井組為例

張寧 闞亮 張潤芳 吳曉燕 田津杰 王成勝

中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司

針對海上平臺壽命有限、平臺空間狹小、聚驅產出液處理困難等特點，提出應用非均相調驅技術提高采收率的思路。利用縱向三層非均質物理模型，考察了水驅后、聚驅后、二元復合驅后不同非均相體系驅油效果，結合驅替后巖心剩余油分布情況，分析非均相調驅與常規聚合物驅在驅油機理上的差異。研究結果表明：無論是水驅后、聚驅后、二元復合驅后，非均相調驅都能大幅度提高采收率，采收率增加值分別在6.95%、9.57%、11.46%以上；在相同濃度非均相體系條件下，先溶脹后注入和先注入后溶脹2種不同注入方式驅油效果基本一致，說明體系在巖心內可以達到與室內靜態評價溶脹相同的效果；分散相粒徑大小對于驅油效果的影響至關重要，大顆粒偏重于“調”，小粒徑偏重于“驅”。聚驅后油藏剩余油分布更加零散，進一步提高采收率的潛力主要在低滲透層，單純依靠提高驅油體系的洗油效率不足以提高其動用程度，需要進一步擴大驅油體系的波及體積。

海上稠油；非均相調驅；采收率；剩余油；物理模擬

渤海B油田為海上大型復雜河流相沉積的稠油油田，地層原油黏度20～209 mPa·s，溫度60～75 ℃，主要含油層系為新近系明化鎮組下段，儲層埋藏淺，成巖程度低，具有粒間孔發育、連通喉道大、連通性好的特點［1-2］。巖心樣品常規物性分析表明，孔隙度變化范圍18%～40%，平均33%，75%的樣品孔隙度大于32%；滲透率變化范圍1～7 000 mD，其中78%以上的樣品大于500 mD，平均1 962 mD，屬于高孔、高滲到特高滲儲層。

預交聯顆粒凝膠（PPG）是一種新型液流轉向劑，它吸水溶脹，具有良好的黏彈性，在外力作用下具有較好的運移能力。由于PPG 產品只能溶脹并不溶于水，與聚合物或表面活性劑復配后形成的是非均相驅油體系，因此，PPG 復合驅也被稱為非均相復合驅［3-5］。非均相調驅體系PPG由分散相（具有特定尺寸的黏彈性顆粒）和連續相（增黏流體、增黏助劑等）組成，可以發揮分散相與連續相 “調”和“驅”的協同作用。該體系具有良好的油藏適應性、運移能力、封堵性能和洗油性能［6-8］，為解決海上油田高溫高鹽、聚驅產出液處理困難、平臺空間狹小、非均質嚴重稠油油藏提高采收率問題提供了新的技術。

通過室內物理模擬實驗，考察對比了單一非均相體系和非均相復合體系的驅油效果，研究了不同體系的驅油機理，并且在渤海油田首次開展了水驅油田非均相在線調驅礦場試驗。

1　實驗

Experiment

1.1實驗材料

Experimental materials

PPG，固體含量為86%，1#初始粒徑為30～50μm，2#初始粒徑為3～8 μm，5#初始粒徑為100～300 μm；聚合物：分子量為1.5×107，固體含量為90%；表面活性劑：有效含量為30%；模擬油，65 ℃條件下黏度為70 mPa·s；平臺現場注入水，礦化度為9 473.84 mg/L。

1.2實驗模型

Experimental model

采用3層等厚非均質膠結巖心；巖心尺寸：30 cm×4.5 cm×4.5 cm，韻律為反韻律；3層滲透率分別為：2 000 mD、800 mD、100 mD。

1.3實驗方案

Experimental scheme實驗方案見表1。

表1　實驗方案Table 1 Experimental scheme

2　結果分析

Result analysis

2.1水驅后不同非均相體系、不同注入方式驅油效果對比（體系1）

Oil displacement effect comparison of different heterogeneous systems and different injection methods after water flooding （System 1）

由圖1可以看出，水驅后注入非均相體系起到了一定降水增油效果。根據表2可知，體系1采收率增加值從高到低依次是： 方案1先溶脹后注入（9.75%）＞方案3先注入后溶脹（9.31%）＞方案2先溶脹后注入（7.28%）＞方案4先注入后溶脹（6.95%）。在2種不同注入方式條件下，1#PPG的驅油效果均要好于2#PPG，階段采出程度高出2%以上。這主要是由于1#PPG粒徑大于2#PPG，能夠更好地封堵大孔道，使得水驅無法波及到的區域剩余油得到動用。在相同PPG體系條件下，先溶脹后注入和先注入后溶脹2種不同注入方式驅油效果基本一致，說明體系在巖心內可以達到與室內靜態評價溶脹相同的效果。在相同注入方式條件下，體系注入過程中大粒徑相對于小粒徑含水降低幅度要低，但后續水驅階段含水上升較緩慢。

圖1　水驅后注入PPG體系含水率隨注入PV數的變化關系Fig. 1 Relationship curve of changes of water content with injected PV number when PPG system is injected after water flooding

定義類阻力系數RSF和類殘余阻力系數RSK來描述多次化學驅不同驅油體系驅油過程中提高波及效率能力。類阻力系數是指驅油體系提高注采壓差的能力，為注入驅油體系結束時注采壓差Pt與開始注入驅油體系時的注采壓差Pw之比［9］。類殘余阻力系數是指驅油體系提高后續水驅注采壓差的能力，為注入驅油體系后續水驅結束時注采壓差Pwb與開始注入驅油體系時注采壓差Pwa之比。

在注入PPG 過程中，PPG 顆粒在巖心孔隙中經歷不斷重復堆積和變形通過的過程，實現了在巖心內部的運移并進入巖心深部，產生了一定的調驅效果（見表2）。PPG顆粒粒徑越大，類阻力系數RSF越大。方案4體系1由于顆粒粒徑較小，注入過程中大多數沿著高滲透層突進產出，在巖心內未能形成有效封堵，類阻力系數RSF大于類殘余阻力系數RSK，由此可見大顆粒偏重于“調”，小粒徑偏重于“驅”。其他3個方案類殘余阻力系數RSK均略大于類阻力系數RSF，這主要是由于二者驅油機理不同造成的，聚合物驅主要是利用聚合物分子的吸附滯留，堵塞或（部分堵塞）油層中大的液流通道，從而擴大波及體積，一旦轉水驅后，巖心滲透率迅速回升，驅油效果明顯變差。而非均相體系提高波及體積的主要機理是大顆粒的物理堵塞作用和小顆粒的吸附滯留，同時體系具有遇油收縮與遇水膨脹的特點，在后續水驅過程進一步堆積、溶脹，使得在后續水驅提高波及效率的能力明顯優于聚合物。

表2　不同體系驅各階段采出程度及阻力系數RSF和類殘余阻力系數RSKTable 2 Recovery percent in all stages by different displacement systems， resistance factor RSFand similar residual resistance factor RSK

2.2非均相驅后不同體系驅油效果對比（體系2）Comparison of oil displacement effect by different systems after heterogeneous flooding （System 2）

如圖2，非均相驅后進一步化學驅起到了明顯的降水增油的效果。從表2可以看出，體系2中采收率增加值依次是： 方案4（21.70%）＞方案3（15.00%）＞方案1（13.41%）＞方案2（7.33%）。體系粒徑大小對于后續的封堵效果影響至關重要，大粒徑PPG體系后續的封堵能力明顯強于小粒徑PPG體系，在相同聚驅條件下，方案1采收率增加值13.41%較方案2采收率增加值7.33%高出了6.08%。這主要是大粒徑PPG體系起到了良好的封堵效果，減少了聚合物竄流，提高了注入壓力，改變液流方向，使得驅替液更多進入到中、低滲透層，提高中、低滲透層的剩余油動用程度。在體系黏度相差不大的前提下，方案4非均相驅比方案2聚合物驅采收率增加值高出13.37%，這主要是由于聚合物溶液是均一的溶液相態，測定的黏度即是溶液的表觀黏度。而PPG體系溶液里面夾雜著分散顆粒，不是均一的相態，含有固體和液體的2種相態，旋轉黏度測量的值只能作為參考。PPG驅的類阻力系數RSF是聚合物驅的2.4倍，類殘余阻力系數RSK是聚合物驅的3.4倍（表2），由此可知在相同體系黏度條件下，PPG相對于聚合物具有更強的封堵能力。方案4中體系2（5#PPG）驅比方案4中體系1（2#PPG）驅采收率增加值高出14.75%，由此可見，非均相驅提高采收率的關鍵在于選擇與儲層孔喉半徑相匹配的分散相粒徑，分散相粒徑太大，容易造成注入困難，堵塞儲層，分散相粒徑太小，導致分散相沿高滲條帶突進產出，無法起到良好的封堵效果，導致調驅效果不佳。方案4中體系2（5#PPG）比方案3中體系2（二元復合體系）采收率增加值高出6.7%，由此可見，在非均質嚴重油藏條件下，擴大波及體積對于采收率的貢獻要大于驅油效率對于采收率的貢獻。

圖2　PPG驅后不同體系驅含水率隨注入PV數的變化關系Fig. 2 Relationship curve of changes of water content with the injection of PV numbers in different displacement systems after PPG flooding

2.3非均相復合體系驅油效果對比（體系3）

Comparison of oil displacement effect of heterogeneous composite system （System 3）

化學驅后油層的非均質性加劇，方案2中體系3（聚合物驅）采收率增加值僅為5.8%，非均相復合驅油體系（P/PPG、S/P/PPG）采收率增加值在9.5%以上（表2），且有較好的降水增油效果（圖3）。

圖3　非均相復合體系驅含水率隨注入PV數的變化關系Fig. 3 Relationship curve of changes of water content with the injection of PV numbers in heterogeneous composite displacement system

這主要是由于非均相復合驅油體系通過發揮PPG與聚合物在增加體系黏彈性方面的加合作用，進一步擴大波及體積，發揮表面活性劑具有的大幅度降低油水界面張力的作用，提高洗油效率。方案1與方案4采用的是相同的非均相復合驅油體系（P/ PPG），二者之間采收率提高幅度相差3.65%，主要是由于后續水驅的持續沖刷，PPG利用小顆粒吸附、大顆粒堆積封堵大孔道的能力比聚合物分子吸附滯留的封堵能力要強。方案4非均相復合驅油體系（P/ PPG）比方案3非均相復合驅油體系（S/P/PPG）采收率增加值高出1.76%。結合驅替后的巖心剖面（圖4）可以看出：多次化學驅后進一步提高采收率的潛力主要是在低滲透層，單純提高驅油體系的洗油效率是不夠的，進一步擴大波及體積，提高低滲透層的動用程度至關重要。

圖4　實驗結束后巖心剖面Fig. 4 Core profile after the experiment

3　現場應用

Test application

E井組所處的沉積體系為多期河道交叉疊置，儲層非均質性強，油水流度比大，注入水單向推進和單層突進現象明顯，造成含水快速上升。E井組原始平均孔喉半徑為5.84～15.66 μm，采用初始粒徑為3～8 μm，溶脹后粒徑為10～45 μm的2#PPG作為在線調驅體系可以滿足不同孔喉的封堵要求。10倍滲透率級差巖心驅油實驗結果表明，濃度為2000 mg/L非均相調驅體系注入性良好，相對于水驅可以提高采收率7 %。2013年10月25日采用濃度為2 000 mg/L的（2#PPG）非均相調驅體系在B油田E井組開展了水驅油田在線調驅礦場實驗［10-12］，截至2014 年5月12日累計注入27 000 m3，注入非均相調驅體系后，壓力波動上升了1 MPa，井組降水增油特征明顯，最大降水幅度為27%。截至2015年9月，累計增油9 263 m3。非均相在線調驅提高采收率技術在海上水驅油田取得了較好的降水增油效果，初步證實了該技術的可行性。根據室內實驗結果，無論是水驅后、聚驅后、二元復合驅后，非均相調驅都能大幅度提高采收率，采收率增加值分別在6.95%、9.57%、11.46%以上，說明該技術同樣適用于聚驅后油田進一步提高采收率，具有廣闊的推廣前景。

4　結論

Conclusions

（1）在相同PPG體系下，先溶脹后注入和先注入后溶脹的注入方式驅油效果基本一致，非均相體系在巖心內可以達到與室內靜態評價溶脹相同的效果。

（2）分散相粒徑大小對于驅油效果的影響至關重要，大顆粒偏重于“調”，小粒徑偏重于“驅”。非均相驅提高采收率的關鍵在于選擇與儲層孔喉半徑相匹配的分散相粒徑，分散相粒徑太大，容易造成注入困難，堵塞儲層，分散相粒徑太小，導致分散相沿高滲條帶突進產出，無法起到良好的封堵效果。

（3）非均相體系在巖心內能形成有效的封堵，并且類殘余阻力系數RSK大于類阻力系數RSF，后續水驅提高波及效率的能力明顯優于聚合物。

（4）多次化學驅后進一步提高采收率的潛力主要是在低滲透層，單純提高驅油體系的洗油效率是不夠的，進一步擴大波及體積，提高低滲透層的動用程度至關重要。非均相復合驅油體系（P/PPG、S/P/ PPG）在多次化學驅后采收率增加值在9.5%以上。

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（修改稿收到日期 2016-03-19）

〔編輯 李春燕〕

EOR technology by heterogeneous on-line profile control and flooding for offshore heavy oil
field - take Well Group E of Bohai B Oilfield as an example

ZHANG Ning， KAN Liang， ZHANG Runfang， WU Xiaoyan， TIAN Jinjie， WANG Chengsheng
Drilling & Production Branch， CNOOC Energy Technology & Serνices Limited， Tianjin 300452， China

In view of limited offshore platform life， small space of platform and difficulty in treating the polymer flooding produced fluids， this paper introduces the idea of EOR using heterogeneous profile control and flooding technology. Using longitudinally 3-layer heterogeneous physical model， the oil displacement effects by different heterogeneous systems were investigated after water flooding，polymer flooding and SP flooding； in combination with remaining oil distribution in cores after displacement， the difference of heterogeneous profile control and flooding and conventional polymer flooding was analyzed in oil displacement mechanism. Research results show that， the heterogeneous profile control and flooding can greatly enhance oil recovery after water flooding， polymer flooding and SP flooding， which enhance values are over 6.95%， 9.57% and 11.46% respectively. Under the heterogeneous system of the same concentration， two injection methods -injection after swelling and swelling after injection - are almost the same in oil displacement effect，indicating that the system can achieve the same effect in cores as in indoor static evaluation swelling and that the particle size of disper-

offshore heavy oil； heterogeneous profile control and flooding； oil recovery； remaining oil； physical simulation

張寧（1985-），2011年獲東北石油大學工學碩士學位，主要從事提高采收率研究工作。通訊地址：（300450）天津市塘沽區渤海石油路688號海洋石油大廈B座B606室。電話：13920207479。E-mail：zhangning4@cnooc.com.cnsion phase has a very critical effect on oil displacement， where large particles are more meant to “profile control” while the small particles to “flooding”. Reservoir remaining oil distribution after polymer flooding is more scattered， so the potential for further EOP lies mainly in low permeability layer； simply depending on increasing the displacement efficiency of oil displacement systems is not sufficient to improve its production degree， so it is necessary to further expand the swept volume of oil displacement systems.

TE53

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0387- 05

10.13639/j.odpt.2016.03.021

ZHANG Ning， KAN Liang， ZHANG Runfang， WU Xiaoyan， TIAN Jinjie， WANG Chengsheng. EOR technology by heterogeneous on-line profile control and flooding for offshore heavy oil field［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 387-391.

中國海洋石油總公司科研項目“渤海聚驅產出液中聚合物穩定及含聚污水回注研究”（編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06LTD NFGC 2014-01）；中國海洋石油總公司科研項目“非均相組合調驅技術研究與應用”（編號：CNOOC-KJ 125 ZDXM 07LTD NFCJF 2013-03）。

引用格式：張寧，闞亮，張潤芳，吳曉燕，田津杰，王成勝.海上稠油油田非均相在線調驅提高采收率技術——以渤海B油田E井組為例［J］.石油鉆采工藝，2016，38（3）：387-391.