特高含水后期提高采收率物理模擬實驗

張莉 岳湘安 王友啟

1.中國石化石油勘探開發研究院；2.國家能源陸相砂巖老油田持續開采研發中心；

3.中國石油大學（北京）石油工程學院

我國東部老油田中高滲整裝與斷塊油藏的原油以中高黏度的稠油為主，經過近50年的開發，大部分進入特高含水后期開發階段［1-3］，平均綜合含水接近95%；由于儲層平面、縱向非均質性較強，采收率只有30%～40%，具有大幅度提高采收率的潛力［4-5］。

礦場實踐表明，油田進入特高含水后期開發階段，剩余油高度分散且分布不均，與具有明顯剩余油富集區的油藏相比，進一步提高采收率的難度更大，既要求注入的驅油體系能夠進入剩余油潛力區，又要求進入剩余油潛力區的驅油體系具有較高的驅油效率［6-7］。為此，采用三維大模型物理模擬實驗，探索了特高含水后期剩余油的潛力區和不同驅油方法進一步提高采收率的機理。

1 實驗模型與方案設計

1.1 物理模型

實驗模擬勝坨油田某區塊特高含水后期油藏條件，平均滲透率為1 000×10?3μm2，平均孔隙度為32%，原始含油飽和度為73%，油藏溫度為80℃，地層原油黏度為5～20 mPa · s，地層水礦化度為17 400 mg/L。該區塊經歷水驅多次綜合調整，目前綜合含水為97.6%，采出程度為49.7%。

以相似準則為基礎，將目標油藏轉化為實驗室物理模型，模型設計為三維均質大模型，長和寬均為30 cm，厚度為1.5 cm，模型平均滲透率為1 000×10?3μm2，平均孔隙度為32%，模擬一注一采井網，注采井距離模型底部0.5 cm。

試驗用油為航空煤油配制的模擬油，黏度為10.7 mPa · s；試驗用水為模擬地層水，礦化度為17 400 mg/L；試驗溫度設定為80℃；試驗用聚合物為耐溫耐鹽型部分水解聚丙烯酰胺，質量濃度為1 500 mg/L，黏度為18 mPa · s左右；試驗用表面活性劑由陰離子型和非離子型活性劑復配而成，質量分數為0.3%，界面張力達10?4mN/m；二元復合體系為1 000 mg/L聚合物+質量分數0.3%的表面活性劑；微球-乳化劑體系為質量分數0.2%的自主研發具有自聚集特性的聚合物微球+質量分數0.3%的乳化劑。

主要試驗儀器：RS-6 000流變儀(德國HAAKE公司)、DV-II+旋轉黏度計(美國Brookfield公司)、PM200電子天平(精度為0.000 1 g，華儀電子)、2PB00C型平流泵(量程為0.01～5.00 mL/min，北京星達)、JB-3型手動泵(江蘇中能)、MCGS壓力動態監測系統、刻度量筒、恒溫箱等。

1.2 實驗方案

高倍數水驅：模型水驅至綜合含水率98%后，繼續水驅至200 PV(200倍孔隙體積)，分析不同水洗區域的面積占比和含油飽和度變化情況。

化學驅：模型水驅至綜合含水率98%后，分別注入0.3 PV (0.3倍孔隙體積) 的表面活性劑體系、聚合物體系、二元復合體系、微球-乳化劑體系，后續水驅至綜合 含水率100%結束。

試驗過程中測取各驅替階段的產油量和含油飽和度分布，計算綜合含水率、波及系數和采收率的變化。含油飽和度采用實驗室常用的電阻率法測定，在模型上均勻布置著電極測試點，通過測試模型各位置不同驅替時刻的電阻率值，利用阿爾奇公式，將電阻率轉化為含水飽和度并進行插值，可以得到整個模型含油飽和度的分布［8］，實現含油飽和度的實時監測。

2 實驗結果與討論

2.1 特高含水后期提高采收率的潛力

油藏進入特高含水后期開發階段，剩余油高度分散，含油飽和度分布嚴重不均［9-11］。根據剩余油飽和度與原始含油飽和度的比值，將三維物理大模型分為幾個區域，定義剩余油飽和度/原始含油飽和度≤20%的區域為強水洗區，20%＜剩余油飽和度/原始含油飽和度≤50%的區域為中水洗區，50%＜剩余油飽和度/原始含油飽和度≤80%的區域為弱水洗區，80%＜剩余油飽和度/原始含油飽和度≤100%的區域為未水洗區。不同區域，提高采收率的機理和方法不同。

2.1.1 高倍數水驅

模型水驅至綜合含水率98%時，采出程度為62.1%，繼續水驅到200 PV，采收率僅提高了5.0%左右，最終采收率為67.0%，提高采收率效果不明顯。如圖1所示，從綜合含水率98%到水驅至200 PV，產油量由10.9 g上升到12.3 g，增加的采油量僅占總產油量的11.4%，而耗水量由13.4 mL/g急劇上升到100 mL/g以上，最終高達357.4 mL/g，耗水量為總耗水量的95%以上；說明特高含水后期持續高倍數水驅提高采收率潛力較小，注入的水多為無效水循環，經濟效益低。

圖2不同水洗區面積占比統計Fig.2 Statistical area proportion of different water flushed areas

圖1高倍數水驅噸油耗水量統計Fig.1 Statistical water consumption per ton of oil in highexpansion water flooding

分析不同水洗區域的面積占比如圖2所示，從綜合含水率98%到水驅至200 PV，強水洗區的面積占比由39.2%增加到43.5%，中水洗區的面積占比由28.4%增加到31.2%，弱水洗區的面積占比由16.5%降低到9.4%，未水洗區的面積占比未發生變化；說明特高含水后期繼續進行高倍數水驅，增采的原油只是水洗區內的剩余油，未動用未水洗區的剩余油，波及系數未提高。

2.1.2 不同化學驅

模型水驅至綜合含水率98%后，分別注入0.3 PV的表面活性劑體系、聚合物體系、二元復合體系、微球-乳化劑體系，后續水驅至含水100%結束，統計不同水洗區的采收率結果見表1。

表 1不同化學驅油方法驅替結果Table 1 Displacement results of different chemical flooding methods

從表1不同水洗區化學驅油方法提高采收率的幅度看，強水洗區進一步提高采收率的潛力較小，聚合物驅僅提高采收率6.8%，二元復合驅和微球-乳化劑驅可提高采收率10%以上；中水洗區進一步提高采收率的潛力較大，聚合物驅、二元復合驅和微球-乳化劑驅提高采收率幅度分別為9.8%、12.6%和16.7%，3種化學驅方法提高采收率的幅度差別較明顯，微球-乳化劑驅提高采收率幅度最大；弱水洗區除了活性劑驅，其它3種方法提高采收率幅度均在20%以上。因此，特高含水后期進一步提高采收率的潛力是中、弱水洗區內的剩余油，而不是強水洗區；進一步提高采收率僅靠超低界面張力的活性劑驅效果較差，既提高波及系數又提高已波及區域驅油效率的二元復合驅和微球-乳化劑驅效果較好，提高采收率幅度在10%以上。

2.2 不同化學驅提高采收率機理

2.2.1 微球-乳化劑性能

自主研發的具有自聚集特性的聚合物微球，粒徑可在納米～微米范圍內調控，通過控制制備工藝參數和調整反應組分，其聚集特性可在非自聚集至強自聚集間調控。礦場應用時，根據不同油藏水流通道的分布特征，可以選擇幾種不同粒徑的組合。

(1)耐溫耐鹽性。如圖3所示，在目標區塊油藏條件下(溫度80℃、地層水礦化度17 400 mg/L)，微球-乳化劑體系放置100 d以上，形態未發生改變，未出現絮狀物和沉淀物，說明該體系具有良好的耐溫耐鹽性和懸浮穩定性。

圖3高溫高礦化度水中微球-乳化劑體系Fig.3 Microsphere-emulsifier system in high-temperature and high-salinity water

(2)注入性和封堵性。觀察模型中微球-乳化劑體系的注入過程如圖4所示，在模型中、下方的大孔隙中，可以觀察到聚集的微球顆粒(圖4b)，說明體系在巖心中形成了有效的封堵；在模型出口的采出端，可以觀察到細小的顆粒(圖4c)，說明體系具有良好的注入性，并且能夠運移。

通過計算得到模型沿程的阻力系數和殘余阻力系數如表2所示，阻力系數在9～28之間，殘余阻力系數為10～16之間，遠大于聚合物驅的殘余阻力系數(一般為2～5)，說明體系具有較強的封堵能力。

2.2.2 不同化學驅油方法

模型水驅至綜合含水率98%后，分別注入0.3 PV不同化學驅油體系，后續水驅至綜合含水率100%結束，如圖5所示為不同驅油方法結束時的含油飽和度分布狀況。

低張力活性劑驅結束后的含油飽和度分布狀況如圖5(b)所示，與水驅結束時相比(圖5a)，低張力活性劑驅的波及面基本沒有擴大，僅僅提高了水驅波及區域內的驅油效率，強、中水洗區的提高采收率幅度較小，分別為3.5%和4.9%，剩余油富集的弱水洗區提高采收率幅度也只有8.2%(表1)，說明特高含水后期僅僅依靠降低界面張力進一步提高采收率的潛力不大。

圖4驅替過程中的微球-乳化劑體系Fig.4 Displacement of the microsphere-emulsifier system

表2模型沿程阻力系數和殘余阻力系數Table 2 On-way resistance coefficient and residual resistance coefficient in the model

聚合物驅結束后的含油飽和度分布狀況如圖5(c)所示，與水驅結束時相比(圖5a)，模型左下角注入井周圍的波及面明顯擴大，波及系數提高了29.2%，分析認為聚合物溶液滯留而產生的調剖效應是聚合物驅提高采收率的主要機理，驅替剖面明顯改善，與水驅相比，總的采收率提高了10.6%(表1)。

二元復合驅結束后的含油飽和度分布狀況如圖5(d)所示，與水驅結束時相比(圖5a)，波及系數提高了29.7%，與聚合物驅差不多，分析認為聚合物的滯留起到了調剖作用；波及區域內的驅油效率也明顯提高，說明超低界面張力的活性劑起到了微觀洗油效應，與水驅相比，總的采收率提高了14.8%(表1)。但是擴大的波及區主要位于模型左下角的注入井附近，模型右上角生產井附近的剩余油未動用，說明二元復合驅調剖作用的范圍有限。

圖5不同驅油方法結束后含油飽和度分布Fig.5 Distribution of oil saturation after the ending of different displacement methods

微球-乳化劑驅結束后的含油飽和度分布狀況如圖5(e)所示，后續水驅結束時不僅注入井兩側的波及面明顯擴大，生產井兩側的波及面也顯著增大，統計波及系數比水驅提高了38.6%，比二元復合驅擴大了近1/3，計算最終提高總采收率為19.1%(表1)。

不同化學驅注入壓力變化曲線如圖6所示。微球-乳化劑驅替過程中，注入微球階段，注入壓力由0.3 MPa上升到0.8 MPa，說明微球能夠運移至模型深部進行封堵，增加了滲流阻力。注入乳化劑后壓力進一步升高到0.9 MPa，是注入前的3倍，大于聚合物驅和二元復合驅的壓力上升幅度，聚合物驅壓力上升到注入前的2.3倍，二元復合驅壓力上升到注入前的2.6倍，說明微球-乳化劑驅封堵能力強，強于聚合物驅和二元復合驅；后續水驅階段，注入壓力下降，穩定在0.2 MPa左右，與聚合物驅、二元復合驅壓力基本相當，分析認為注入的微球-乳化劑體系被后續水驅沖散，能夠向前運移。

圖6不同化學驅注入壓力變化曲線Fig.6 Variation of injection pressure in the process of different chemical flooding

不同化學驅綜合含水率變化曲線如圖7所示.微球-乳化劑驅的含水下降時間晚于聚合物驅和二元復合驅，進一步說明注入的微球首先是運移至模型深部進行封堵，然后綜合含水率波動下降，說明后續注入的乳化劑具有微調的功能，能夠不斷調整后續驅油劑的流向，使得后續驅油劑在模型中封堵，引起綜合含水率上升-然后驅替，使得產油量增加，綜合含水率下降-再封堵-再驅替，相應的綜合含水率表現出上升-下降-再上升-再下降的波動下降趨勢，綜合含水率由98.5%最低下降到64.5%，含水下降的深度和寬度均大于聚合物驅和二元復合驅。

圖7不同化學驅綜合含水率變化曲線Fig.7 Variation of composite water cut in the process of different chemical flooding

綜合上述分析，微球-乳化劑驅具有深部調堵+微調驅油的雙重功能，可大幅度提高特高含水后期的原油采收率。自聚集微球能夠運移至油藏深部封堵，乳化劑可以持續助調，不斷調整后續驅油劑的流向，具有封堵-驅替-再封堵-再驅替的特點，有效作用范圍大，并且能夠明顯提高波及區域內的驅油效率，從而大幅度提高原油采收率。

3 結論及建議

(1)特高含水后期提高采收率的潛力區為未波及區的剩余油和已波及的弱水洗區和中水洗區，繼續進行高倍數水驅和超低界面張力活性劑驅不能進一步擴大波及系數，提高采收率潛力小，需采用深部調堵+微調驅油相結合的技術。

(2)三維物理大模型實驗表明，特高含水后期采用自聚集微球-乳化劑驅可擴大波及系數38.6%，提高采收率19.1%，其封堵能力、波及范圍和驅油效率均明顯高于聚合物驅和二元復合驅。

(3)自聚集微球能夠運移至油藏深部封堵，乳化劑可以持續助調，具有封堵-驅替-再封堵-再驅替的特點，可發揮深部調堵+微調驅油的雙重功能，從而大幅度提高特高含水后期的原油采收率。