邊水油藏非均相調驅物理模擬實驗研究

趙　軍，翁大麗，陳　平，鄭繼龍，張　強，胡　雪

中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452

近年來隨著聚合物驅技術的快速發展，聚合物驅后油層存在高含水和剩余油更分散、地層宏觀及微觀非均質性加劇和大孔道驅油劑竄流等問題，使聚合物驅難以滿足油田提高采收率的要求[1-3]。針對上述問題研究設計出非均相調驅體系，該體系由聚合物單體、交聯劑及其他添加劑進行交聯，形成一種新型深部液流轉向調驅體系。目前非均相調驅工藝在華北油田和勝利油田現場已開展應用，取得了較好的控水增油效果。

國內外實施和正在實施的非均相調驅單元大多沒有邊水和底水，而海上某油田邊水能量充足[4]。為滿足該油田進一步提高原油采收率要求，針對海上某油田油藏地質及開發特征，我們建立了二維非均質物理模型，用邊水油藏非均相調驅體系對邊水能量開發實驗，為合理利用邊水能量提供實驗數據，為此類油藏在高含水期剩余油挖潛提供技術支持。

1　實驗

1.1　非均質物理模型設計

儲層模型為無機膠結石英砂物理模型，模型尺寸為：550 mm×100 mm×100 mm，模型耐壓0.5 MPa。模型采用兩層非均質巖心，滲透率分別為0.5，2.0 μm2，安裝邊水槽模擬油藏邊水的浸入，邊水槽(邊水注入端)與采出端(水平生產井A)位于模型兩端，模型上下兩側留有孔槽用以飽和水和飽和油，模擬水平井構造設計，測定開采動態數據。

1.2　原料

實驗用水，海上某油田地層模擬水，礦化度為7 900 mg/L，水型為NaHCO3；實驗用原油，海上某油田脫水原油，地面密度0.850～0.893 g/cm3，地面黏度39.39～114.40 mPa·s，地層黏度1.18～3.64 mPa·s；聚丙烯酰胺(HPAM)，相對分子質量2.0×107，水解度25%。

1.3　非均相調驅體系的制備

非均相調驅體系是由分散相( 具有特定尺寸的黏彈性顆粒) 和連續相( HPAM) 組成的具有較強封堵能力和驅油性能的調驅體系。在容器中加入一定量的模擬水，加入相對分子質量為1.5×106HPAM干粉和相對分子質量為8.0×106分散相顆粒，在75 ℃下攪拌2 h，靜置24 h，制得非均相調驅體系。

1.4　實驗流程

邊水物理模擬實驗是在大型物理模擬驅替設備上進行的，其由泵系統、中間容器、物理模型、測壓系統、計量系統及計算機構成，測壓系統具有A～E共5個測壓點，測定范圍0～10 MPa，測壓點可根據模型需要快速連接，計算機實時監測并采集各系統數據。

1.5　實驗方案設計

實驗方案設計是采用3塊物理模型模擬不同含水率時注入非均相調驅體系對采收率的影響，實驗步驟如下：

1)抽真空飽和水。將物理模型固定于物理模擬驅替設備上，連接飽和油水點處管線，開啟真空泵，觀察物理模型是否漏氣，無漏氣時，連續抽真空8 h，打開排液閥，使水反向飽和物理模型。

2)飽和油。在75 ℃下，打開飽和油水點管線閥門，調節泵流量并開啟，用原油驅替，直至出口含油率達100%，停泵并老化12 h。

3)邊水驅。本邊水驅實驗記錄入口、出口壓力，連接測壓點，關閉物理模型兩側油水飽和點，打開邊水槽兩側閥門，模擬邊水驅。實驗采用恒壓驅替，注入壓力為0.3 MPa，得到含水率、產液量、產油量、采收率動態曲線；水驅至含水率分別為50%，70%，98%，計算水驅采收率。

4)非均相調驅體系。在邊水槽中注入非均相調驅體系，采用恒速驅替，驅替速度3 mL/min，非均相調驅體系注入量為0.3 PV。

5)非均相調驅體系調驅結束后恢復邊水驅，注入壓力為0.3 MPa，得到后續邊水驅開采動態曲線；后續邊水驅至含水率99%，結束實驗，計算后續邊水驅采收率。

2　結果和討論

2.1　物理模型飽和水和飽和油結果

將物理模型放入75 ℃烘箱中，采用油田模擬水和脫水原油進行飽和水、飽和油實驗，得到物理模型的飽和水、飽和油及含油飽和度數據，結果見見表1。

表1　物理模型飽和水和飽和油結果

2.2　不同含水率下邊水驅對采收率的影響

物理模型飽和水和油后，在75 ℃下進行邊水驅實驗，注入壓力0.3 MPa，考察不同含水率下邊水驅對采收率的影響，結果見表2。

表2　不同含水率下邊水驅對采收率的影響

從表2看出，隨著含水率增加，邊水驅的采收率呈現上升的趨勢。這主要是由于物理模型含水率上升，注入量增加，對應產出油也增加，采收率上升。

2.3　不同含水率下非均相調驅及后續邊水驅對采收率的影響

為了研究邊水對提高采收率的作用，實驗模擬了邊水部位注入非均相調驅體系，采用恒速驅替，驅替速度3 mL/min，非均相調驅體系注入量為0.3 PV。調驅結束后恢復邊水驅，采用恒壓驅替，注入壓力0.3 MPa，至流出液綜合含水率為99%，結束實驗，結果見圖1和圖2。

圖1　不同含水率下注入壓力隨注入量變化曲線

圖2　不同含水率下綜合含水率隨注入量變化曲線

從圖1和圖2看出，1)邊水驅過程中注入壓力逐漸下降，但產出液一旦見水后含水率急劇上升；2)注入0.3 PV非均相調驅體系過程中注入壓力明顯上升，含水率下降。說明注入非均相體系后巖心阻力系數增大，同時注入的非均相體系在邊水注入井周邊形成封堵區，抑制邊水突進；3)隨著后續邊水的注入，注入端仍保持較高注入壓力，產出液含水率逐漸上升，再趨于平緩。說明注入的非均相體系隨著后續邊水注入逐漸向巖心深部流動，封堵產出井與邊水的水高滲帶。

不同含水率下非均相調驅及后續邊水驅對采收率的影響見表3。

表3　不同含水率下非均相調驅及后續邊水驅對采收率的影響

從表3看出，在含水率50%下，1#物理模型提高采收率為18.56%；在含水率70%下，2#物理模型提高采收率為14.92%；在含水率98%下，3#物理模型提高采收率為12.68%。這說明對于邊水油藏，盡早進行非均相調驅，提高采收率提高幅度高。

3　結論

1)建立了非均質二維物理模擬模型，并通過室內實驗驗證了物理模型的可靠性。

2)在不同含水率下進行邊水驅、非均相調驅后續邊水驅實驗，采收率提高了12.68%～18.56%，在邊水處進行非均相調驅可改善邊水驅開發效果。

3)實驗室內邊水驅通過恒壓方式模擬邊水能量，是否可體現邊水能量問題有待進一步研究與探索。

[1] 陳曉彥.非均相驅油劑應用方法研究[J].石油鉆采工藝,2009,31(5):85-88.

[2]崔曉紅.新型非均相復合驅油方法[J].石油學報,2011,32(1):122-126.

[3]曹緒龍.非均相復合驅油體系設計與性能評價[J].石油學報：石油加工,2013,29(1):115-121.

[4]劉軍,張小衛,呂西輝,等.邊水油藏交聯聚合物調驅物理模擬實驗研究[J].石油地質與工程,2009,23(3):109-111.