古城油田超高分子量聚合物驅分析與應用*

郭 艷，束華東，劉崢君，李 巖，姜建偉，李佩雲，楊永利

（1.中國石油化工股份有限公司河南油田分公司勘探開發研究院，河南 南陽 473132；2.河南省提高石油采收率重點實驗室，河南 南陽 473132；3.華中科技大學材料科學與工程學院，湖北 武漢 430074）

國內外研究結果表明，聚合物驅適應的地層原油黏度一般小于200 mPa·s［1-4］。河南油田從“九五”開始在雙河油田、下二門油田、古城油田的16 個區塊開展了化學驅工業化應用。其中，下二門油田H2Ⅱ油組（地層原油黏度72.6 mPa·s）、古城油田B123區塊（地層原油黏度59數138 mPa·s）、古城油田泌124 斷塊（地層原油黏度88數 130 mPa·s）普通稠油聚合物驅已取得顯著效益，為聚合物驅在普通稠油油藏的應用奠定了礦場試驗基礎。古城油田位于泌陽凹陷西北斜坡帶，泌125區位于古城油田中部，為東西相交的兩條反掉弧形正斷層形成的地壘式斷鼻油氣藏。Ⅴ2-5層系疊合含油面積1.12 km2，地質儲量223×104t，單層滲透率為0.69數 2.77 μm2，平均1.6 μm2。原始油層中部溫度為40.9℃，原油密度為0.943 g/cm3。泌125 區塊Ⅴ2-5 層系地層原油黏度400數 1800 mPa·s，平均黏度652.7 mPa·s，區塊目前的采出程度為17.6%。借鑒下二門油田H2Ⅱ油組、古城油田泌124斷塊普通稠油聚合物驅經驗，首次在原油黏度超過600 mPa·s的普通稠油油藏實施聚合物驅。針對泌125區塊油藏條件進行了剩余油潛力分析，提出超高分聚合物+井網調整的技術路線，對提高較高黏度普通稠油油藏采收率具有重要的意義。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

部分水解聚丙烯酰胺CGF-1，固含量89.03%，相對分子質量3370 萬，水解度29.5%，法國愛森公司；部分水解聚丙烯酰胺PTP-1，相對分子質量小于2800萬，固含量89.24%，水解度26.2%，河南正佳公司；普通部分水解聚丙烯酰胺PTP-2，固含量89.23%，水解度28.2%，法國愛森公司；古城油田注入污水，礦化度3457 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：Na++K+1244.40、Ca2+0.63、Mg2+17.71、Cl-1311.39、，經雙層濾紙過濾，注入性及驅油實驗用時經0.45 μm 微孔濾膜過濾；實驗用原油為泌125 區塊多口油井原油等比例混合原油，油藏溫度下黏度為650 mPa·s；人造均質短巖心，φ2.5 cm×8 cm，滲透率約為1.6 μm2。

DV-III 黏度計，美國 Brookfield 公司；Haake MARS III 流變儀、Caber 1 拉伸流變儀，德國Haake公司；OW-Ⅲ型全自動巖心驅替裝置，海安縣石油科技儀器有限公司。

1.2 實驗方法

（1）聚合物溶液黏度的測定。在41℃、0 號轉子、6 r/min 的條件下，用DV-III 黏度計測定聚合物溶液的黏度。

（2）聚合物溶液的穩定性。用注入水配制不同濃度的聚合物溶液，抽真空除氧后密閉封裝，控制聚合物溶液中的氧含量為1mg/L，置于41℃烘箱中老化，隔一定時間測試樣品黏度，考察CGF-1 聚合物的長期熱穩定性。

（3）第一法向應力差和儲能模量的測定。用注入水配制2000 mg/L 聚合物溶液，用MARS III 流變儀，在41℃、頻率1數 1000 s-1的條件下，在1°錐板測試模具間加入1 mL待測聚合物溶液，通過CS（定應力測試）頻率掃描測定聚合物溶液的第一法向應力差；在41℃、震蕩頻率為0.01數10 Hz 的條件下，用MARS III流變儀測定聚合物溶液的儲能模量。

（4）聚合物抗剪切性能。①用注入水配制4500 mg/L 的聚合物母液，再用注入水稀釋至所需濃度，測定溶液的黏度；將巖心（φ2.5 cm×8 cm）切成長度為2 cm 的巖心片；采用全自動巖心驅替裝置，在41℃、不同注入速度下注入聚合物溶液，測定流出巖心的樣品黏度；測試過程中觀察壓力變化，壓力接近儀器控制壓力時停止實驗。②拉伸直徑的測定。在41℃下在拉伸流變儀測量板中間加入聚合物溶液，記錄拉伸直徑和黏度隨拉伸時間的變化，重復測試三次，取平均值。

（5）聚合物的注入性。①采用人造均質短巖心（φ2.5 cm×8 cm），注入速度為30 mL/h。②氣測滲透率，飽和水，測定巖心孔隙度，測水相滲透率，分別注入2000、2500 mg/L的聚合物溶液，待注入壓力平穩后，轉水驅至壓力平穩，結束實驗。如果壓力不穩，注入10 PV 聚合物溶液后直接轉水驅至壓力平穩，結束實驗。③每轉注驅替液開始（3數5）min記錄壓力和液量；壓力穩定后根據情況適當延長記錄時間間隔。計算阻力系數和殘余阻力系數。

（6）聚合物的驅油性能。①將巖心經空氣滲透率測定、飽和實驗用水、測量孔隙度后，在41℃恒溫箱內恒溫12 h 以上；②巖心飽和油約70%；③以30 mL/h的驅替速度水驅至模型出口含水98%，計算水驅采收率；④注入聚合物溶液，待聚合物段塞全部注完后，轉后續水驅至含水98%，計算聚合物驅采收率，結束實驗。實驗過程中記錄壓力及液量。

（7）聚合物驅流度比的確定。①將巖心經空氣滲透率測定、飽和實驗用水、測量孔隙度后，在41℃恒溫箱內恒溫12 h以上；②用煤油調節原油黏度為3數1000 mPa·s，巖心分別飽和不同黏度的油約70%；③以30 mL/h 的驅替速度水驅至模型出口含水98%，計算水驅采收率；④注入0.5 PV 不同濃度的聚合物溶液，待聚合物段塞全部注完后，轉后續水驅至含水98%，計算聚合物驅采收率，結束實驗。實驗過程中記錄壓力及液量。⑤按式（1）計算流度比，作流度比—采收率增幅曲線，分別找出對應原油黏度下采收率增幅為8%的流度比值。

式中，M—流度比，無量綱；λw—驅替項的流度（指聚合物體系黏度）；λo—被驅替項的流度（指油相黏度）；Kw—水相滲透率；Ko—油相滲透率；μo—油相黏度；μw—水相黏度。

2 結果與討論

2.1 剩余油潛力分析及井網調整

2.1.1 剩余油分布特征

應用Petrel 建模軟件（斯倫貝謝科技服務（北京）有限公司）建立B125斷塊Ⅴ2-5層系地質模型的三維角點網格系統，并直接輸出數值模擬軟件可接受的地質模型和屬性模型數據體。為定量化三維地質模型，利用曾經注采本層系和鉆遇本層系的75口井的小層數據和測井結果，由軟件自動插值生成數值模擬所需的網格參數場。依據區塊的實際情況，確定建模范圍。該范圍西部以斷層為界，斷層附近模型平面網格采用5 m×5 m，主體區域采用10 m×10 m，邊部區域采用20 m×20 m。縱向上每個層劃分10 個網格，建模范圍Ⅴ2 至Ⅴ5 層的七個單層。三維網格是以地層構造格架模型為基礎生成的，精細模型總網格數為130.6×104個［5-6］。

（1）油藏整體水淹狀況分析

該區平面54.4%剩余儲量分布在含水小于90%的區域。目前單元綜合含水91.9%，局部區域高達95%以上。不同含水級別剩余儲量統計結果為：45.6%剩余儲量分布在含水大于90%的區域，54.4%剩余儲量分布在含水小于90%的區域。

（2）平面剩余油分布特征

平均剩余油飽和度56.1%，井間及井網控制差區域含油飽和度相對較高。從平面上看，剩余儲量主要分布在油水井間注水波及不到的區域，特別部分注采井網相對不完善的區域，剩余油飽和度相對較高。從單層剩余油飽和度分布圖上看，剩余油主要存在井間平衡區域，成連片狀分布。對不同剩余油飽和度區間剩余儲量統計結果顯示，井間及井網控制差區域剩余油飽和度達60%甚至更高，是下步聚合物驅的挖潛對象。

（3）層間剩余油分布特征

縱向上各單層采出程度差異小，剩余儲量豐富。從各單層剩余油分布狀況及剩余儲量結果可看出泌125 區Ⅴ2-5 層系各單層縱向上采出程度相差不大，只有滲透率相對較高的Ⅴ22、Ⅴ32層采出程度達到24.57%和21.30%，其他各單層采出程度均低于20%。由于小層Ⅴ32-3、Ⅴ42、Ⅴ51層原始地質儲量大，剩余儲量仍較多，占單元總剩余儲量的75.1%。剖面上剩余油儲量豐度疊合最好區域分別位于井間壓力平衡區和井網未控制到的區域：如G4606、G4305 井區，其次是 G4206 井區、G4604 井區和B125-3井區。

綜上，古城油田泌125區塊Ⅴ2-5層系剩余油資源豐富，潛力較大，在該區塊實施聚合物驅來提高采收率具有較豐厚的物質基礎。

2.1.2 井網調整

（1）井網部署原則

①以現有水驅井網為基礎，充分利用老井，對水驅井網進行調整，使井網向規則五點法靠攏，縮小井距至141 m 以下，原油黏度高的區域井距約120 m［7］。②以儲層砂體展布、含油面積疊合情況、儲層物性、剩余油分布特征為依據，通過油井轉注、打更新井、新鉆采油井，力爭最大限度地改變液流方向、增加多向受效井數和擴大聚合物驅井網儲量控制程度，完善注采井網。③充分利用老井，減少鉆井成本，實現效益最大化。注入井以原注水井為主，同時轉注部分采油井，適當部署新井。油井轉注要選擇對注采系統完善起重要作用的井，同時井況良好方宜轉注。水驅轉注聚合物驅后，壓力上升幅度較大，因此對轉注的油水井需充分考慮其注入性和可調配的壓力空間。

（2）井網部署

根據井網部署原則，確定了兩個聚合物驅井網方案。方案一和方案二的平均注采井距分別為136 m 和128 m；井網控制程度方面，方案一為71.9%，比方案二的70.1%略高；液流方向轉變率方面，兩個方案兩向以上受效率相同，三向以上受效率方案一（46.2%）與方案二（48.7%）基本相平；總井數上方案二比方案一多3口，新鉆井數方案二比方案一多5口，油轉注井數方案二比方案一多3口，方案二實施成本高。

利用數值模擬對兩套方案聚驅效果進行預測，設定基礎方案注入聚合物濃度2 g/L，注采比1.05，注入速度0.12 PV/年，注入段塞尺寸0.5 PV，數值模擬預測在相同注入參數條件下，方案一聚合物驅累積增油7.9×104t，提高采收率5.1 百分點；方案二聚合物驅累積增油8.5×104t，提高采收率5.5 百分點。方案一的投資回收期、財務內部收益率和財務凈現值分別為2.3年、26.0%和1374 萬元，好于方案二的3.1年、18.0%和538.9 萬元。通過上述各項指標對比綜合分析認為方案一優于方案二，因此推薦方案一（采油井38口、注入井22口、油井新鉆4口、注入井新鉆2口）為Ⅴ2-5層系聚合物驅井網調整方案。

2.1.3 聚合物驅效果預測

泌125 區塊Ⅴ2-5 層系注聚合物井組控制儲量為155.2×104t。按水驅、聚合物驅綜合含水到98.0%時，預測單元井網調整后聚合物驅比原井網水驅增產原油9.16×104t，按聚合物驅井網實際控制儲量計算，聚合物驅比水驅提高采收率5.9 百分點。單元增加可采儲量9.16×104t，每噸聚合物增油28.2 t，增油高峰期含水降低6.4百分點。

2.2 超高分子量聚合物性能評價

2.2.1 增黏性

用注入水配制4500 mg/L 聚合物母液，再用注入水稀釋至需要濃度。由聚合物溶液黏度與濃度的關系（圖1）可見，超高分CGF-1 聚合物溶液黏度隨濃度的增加而增加，當質量濃度高于1500 mg/L后，黏度增幅變大。由于超高分聚合物分子量較大，溶液黏度較高，同等濃度下溶液黏度比常規聚合物PTP-1 的大。同時濃度越高，CGF-1 聚合物溶液黏度優勢越明顯。

圖1 聚合物溶液溶液黏度與濃度的關系

2.2.2 長期熱穩定性

聚合物熱穩定性是評價聚合物油藏適應性的重要指標，是聚合產品能否在地下運移過程中長期發揮驅油作用的保證［8-9］。不同濃度聚合物溶液的黏度隨老化時間的變化見表1。隨著老化時間的延長，CGF-1 聚合物溶液黏度先增加后降低［10］。隨聚合物溶液濃度的增加，老化180 d 后的黏度均有所降低，但黏度保留率均大于90%，說明聚合物長期熱穩定性較好［11-12］。

2.2.3 黏彈性

當聚合物分子鏈在流經孔隙喉道處時，受到劇烈拉伸而表現出明顯的彈性。這種特性使進入盲端孔隙的聚合物溶液具有與流動方向垂直，指向連通孔道的法向力。聚合物溶液能進入盲端孔隙驅動原油，可以顯著提高驅替相的驅油效率［13］。不同類型聚合物（2000 mg/L）的第一法向應力差對比結果如圖2所示。高黏彈性可顯著提高聚合物的驅油效率，有利于聚合物驅原油采收率的大幅度提高。儲能模量是聚合物溶液彈性性能的表征數據，不同類型聚合物（2000 mg/L）的儲能模量（G'）對比結果如圖3所示。由圖2、圖3可見，與普通聚合物相比，超高分聚合物CGF-1第一法相應力差高、儲能模量大，說明CGF-1比常規聚合物具有更為顯著的彈性性能，有利于聚合物發揮彈性驅油特性。

圖2 不同類型聚合物的第一法向應力差隨剪切速率的變化

圖3 不同類型聚合物的儲能模量隨轉速的變化

2.2.4 抗剪切性

為了更為系統地描述聚合物的抗剪切性能，使實驗更加接近現場實施情況，利用巖心驅替實驗考察了聚合物抗巖心剪切性能［14］。不同濃度CGF-1溶液經不同泵速巖心剪切后的黏度變化見表2。隨著注入速度的增加，聚合物黏度降低。對比不同濃度下的黏度損失率，2500 mg/L的聚合物溶液在700 mL/h 注入速度下的黏度損失率為15.2%，較2000 mg/L 時的17.0%略低。不同濃度CGF-1 溶液的拉伸流變性如圖4所示。聚合物濃度越高，分子間的纏繞越充分，分子間的作用力也就越強，聚合物溶液拉伸強度更大。因此，隨著聚合物溶液濃度的增加，拉伸強度增大。聚合物質量濃度為2500 mg/L時，CGF-1的拉伸直徑高于普通聚合物PTP-1，其他濃度下的結果類似。

表1 不同濃度聚合物溶液的黏度隨老化時間的變化

表2 不同樣品巖心剪切實驗黏度變化

圖4 超高分聚合物CGF-1拉伸直徑隨作用時間的變化

2.2.5 注入性能

在人造巖心中注入2000、2500 mg/L 的CGF-1聚合物溶液，注入壓力隨注入量的變化見圖5，阻力系數和殘余阻力系數見表3。CGF-1聚合物溶液注入性良好，注聚合物階段壓力迅速上升而后平穩，轉后續水驅后注入壓力快速下降。隨注入聚合物濃度的增加，注入壓力增大。CGF-1 聚合物溶液注入過程中的阻力系數約為430，有利于聚合物體系擴大波及體積，同時后續水驅階段殘余阻力系數較低，高濃度聚合物調整剖面能力較弱。

圖5 CGF-1聚合物溶液注入壓力隨注入量的變化

2.2.6 驅油性能

流度比（M）的大小直接影響著注入驅劑的波及系數，進而影響原油的采收率。當M=1 時，說明油水的流動能力相同，油水前緣推進均勻，波及面積大；當M＜1時，說明驅動液（驅劑）的流度小于被驅動液（油）的流度，波及系數大，故把M＜1時的流度比稱為有利流度比；M＞1時通常油的黏度大于水的黏度，會影響波及效率和采收率。原油黏度為3、10、50、100、300、600、1000 mPa·s 時，對應采收率增幅為8%的流度比分別為0.2、0.5、1.0、3.5、6.0、8.0。原油黏度為600數1000 mPa·s時，流度比M為6數8，驅替項黏度應控制在100數130 mPa·s，提高采收率8%以上。因此依據黏濃關系曲線（圖1），選擇2000數2500 mg/L聚合物溶液開展物理模擬實驗。

在考察超高分聚合物在不同注入濃度和注入體積下的驅油效率時［15-16］，CGF-1 聚合物的質量濃度為2000、2200、2500 mg/L，注入量分別為0.5 PV和0.6 PV 原油（黏度650 mPa·s）。CGF-1 聚合物溶液的驅油效率如表4所示。當注入量為0.6 PV 時，2000、2200、2500 mg/L CGF-1 聚合物驅再后續水驅的采收率增幅分別為17.7%、20.60%和21.11%，實現了原油采收率較大幅度的提高。當注入量為0.5 PV 時，2000、2200、2500 mg/L CGF-1 聚合物驅再后續水驅的采收率增幅為11.14% 、15.44% 和16.67%。在相同的注入濃度條件下，注入量為0.5 PV 時的采收率增幅較注入量為0.6 PV 時的低約5百分點。綜合考慮成本和驅油效率，CGF-1 聚合物驅適宜的注入量為0.6 PV，聚合物適宜的質量濃度為2200 mg/L。

表3 不同注入體系的阻力系數及殘余阻力系數

表4 CGF-1聚合物溶液的驅油性能

2.3 現場應用效果

2015年8月在泌125區4口注入井進行試注，試注期間CGF-1 聚合物溶液（現場根據各井的情況注入2000數2500 mg/L）注入性良好，聚合物驅后含水下降10%，日產油增加13.4 t，增油降水效果良好［17］。2017年4月開展了22口注入井、38口采油井（井網調整結果）超高分子量聚合物驅，CGF-1 聚合物注入平穩，注入壓力緩慢上升，注入參數符合設計要求。截至2019年4月共注入CGF-1 聚合物0.25 PV，油井見效率65.9%，階段累計增油2.11×104t，階段提高采收率1.42%。

3 結論

通過剩余油分析和室內實驗研究，提出超高分聚合物CGF-1+井網調整的技術路線。

運用數模技術優化了井網并進行了效果預測，完成了先導實驗方案優化設計。井網優化調整后采用不規則五點法井網，平均注采井距136 m，聚合物驅井網控制儲量155.2×104t，控制程度達到71.9%。預測最終增產原油9.16×104t，超高分子量聚合物驅比水驅可提高采收率5.9%。

CGF-1 聚合物分子量大，聚合物增黏性、黏彈性、耐溫性較好，在油藏條件下具有較好的長期熱穩定性，注入性良好。在2500 mg/L 的加量下室內驅油可實現水驅后提高采收率20%。現場應用取得較好的增油降水效果。