變黏度聚合物驅注入參數優化研究與應用

魏 俊，吳雅麗，張志軍，王宏申，李百瑩，尹 鵬

（中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津300452）

海上油田聚合物驅經過多年研究與試驗，取得了較好的降水增油效果［1-2］。但由于海上油田儲層非均質性強、原油黏度高等特點，持續采用單一濃度段塞注入時，易發生剖面返轉，注入液沿高滲層突進，中低滲層動用程度減弱，大量剩余油未動用，聚驅效果變差。若一直采用高濃度聚合物注入，會出現注入困難，聚合物用量大等問題，導致經濟效益降低，不利于聚合物驅的推廣。為進一步提高聚合物驅提高采收率效果，前人已開展變黏度聚合物驅注入技術研究［3-10］，但主要集中在交替注入方式、注入輪次等方面，對于變黏度各段塞注入速度尚缺乏研究。本文在前人研究的基礎上，利用數值模擬及樹脂膠結巖心三管并聯物理模擬實驗，對變黏度聚合物驅注入參數進行優化，并在現場開展井組試驗，為渤海油田聚合物驅高效開發提供指導。

1 注入參數優化

1.1 模型建立

參考渤海油田儲層物性，建立井組級別數值模型，模型為三層非均質油藏，采用五點法井網，井距300 m，垂向有效厚度9 m，孔隙度33%，平均滲透率2 600×10-3μm2，地層原油黏度71 mPa·s，相滲等其他參數采用油田實際數據。模擬油田水驅至含水90%時，開展聚合物驅，在同樣聚合物用量的條件下，進行變黏度聚合物驅注入參數優化研究。

1.2 注入方式優化

在均質油藏、滲透率級差分別為3，6，9條件下，開展變黏度聚合物驅注入方式優化。設計3 種方案：方案1 為單一黏度段塞注入，注入濃度為1 200 mg/L，方案2 為高黏+低黏段塞注入，高黏段塞注入濃度為2 000 mg/L，低黏段塞注入濃度為800 mg/L，方案3 為低黏+高黏段塞注入。從圖1 可以看出，當級差＜6時，高黏+低黏段塞注入最終采收率明顯高于單一黏度段塞；當級差＞6 時，高黏+低黏段塞注入最終采收率比單一黏度段塞注入略高；低黏+高黏段塞注入提高采收率效果始終最差。

圖1 不同滲透率級差下注入方式優化結果

1.3 高、低黏段塞大小優化

在6倍滲透率級差條件下，開展高、低黏段塞大小優化。在相同聚合物用量下，高黏段塞依次取0.014，0.032，0.050，0.072，0.090，0.110 PV，高、低黏段塞大小比分別為0.05，0.15，0.30，0.60，1.20，4.40。從圖2可以看出，隨著高黏段塞尺寸的增加，最終采收率先緩慢下降再大幅下降，優選高、低黏段塞大小比≤0.3。從不同時刻注入井聚合物濃度分布剖面可以看出，高黏段塞尺寸過大時，會造成中低滲層殘留高黏聚合物多，后續注入水過早在高滲層突破，含水回升加快，導致最終采收率減小，見圖3。

圖2 高、低黏段塞大小優化結果

圖3 不同時刻注入井聚合物濃度分布剖面

1.4 高、低黏段塞注入速度優化

在6 倍滲透率級差，高黏段塞0.05 PV，高、低黏段塞大小比0.30 條件下，開展高、低黏段塞注入速度優化。從圖4可以看出，高、低黏段塞注入速度比不影響最終采收率，但對采油速度影響較大，在相同時間內，注入速度比為1:2 的采收率明顯高于注入速度比為1:1 的采收率，由此提出“高黏低速+低黏高速”的變黏度聚合物驅注入方式。

圖4 不同高低黏段塞注入速度下采收率曲線

2 變黏度聚合物驅油實驗

2.1 實驗材料及設備

實驗用水為模擬地層水，礦化度3 418 mg/L，Ca2+、Mg2+含量5 mg/L，油為原油與煤油稀釋配制的模擬油，65 ℃條件下黏度71 mPa·s。聚合物分子量2 700×104，配制目標液后用Wraing 剪切機1 檔（3 500 r/min）剪切20 s模擬井筒篩網對聚合物的剪切。實驗模型為樹脂膠結巖心，尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，每組實驗均為三個長方樹脂膠結巖心并聯組成，各管巖心滲透率分別為700×10-3μm2、2 600×10-3μm2和4 200×10-3μm2。

實驗設備包括HQY 多功能化學驅物理模擬系統、壓力傳感器、精密壓力表、Brookfield DV-II 旋轉黏度計、電子天平、氣瓶、容器等。

2.2 實驗方案及步驟

實驗方案見表1，所有方案聚合物用量均為480 PV·mg/L，實驗溫度恒定在65 ℃。

表1 驅油實驗方案

驅油實驗步驟如下：

（1）抽真空對巖心飽和水，測定孔隙體積，建立束縛水，飽和油至不出油結束。

（2）采用三管并聯的方式進行一次水驅，至模型出口總含水90%（模擬油田目前實際含水）結束，分別記錄各時段注入壓力、產液量、產水量及產油量。

（3）按實驗方案注入聚合物段塞，分別記錄各時段注入壓力、產液量、產水量及產油量。

（4）轉后續水驅至模型出口總含水98%結束，分別記錄各時段注入壓力、產液量、產水量及產油量。

2.3 不同注入方式驅油效果對比

從圖5可以看出，方案2與方案1綜合提高采收率效果差別不大，但交替注入2 輪次提高采收率效果明顯增加，相比單一黏度段塞恒速注入提高采收率2.43%。從各層提高采收率效果來看，單一黏度段塞恒速注入時，高中低滲層提高采收率呈階梯狀下降，高滲層提高采收率幅度最大。當采用高黏+低黏段塞恒速注入時，中低滲透層提高采收率明顯提高，且各層提高采收率階梯狀的差別減小，尤其交替2 輪次注入時，中滲層提高采收率幅度與高滲層基本一致。結合各層分流率（見圖6、圖7）分析認為，高黏+低黏段塞恒速注入時，高黏段塞首先進入高滲層，降低高滲層流速，迫使后續低黏段塞進入中低滲層，增加中低滲層吸液量，使得各層驅替液流度差異減小，進而實現各層聚合物段塞的均衡驅替。特別是交替2 輪次注入時，中低滲層吸液量明顯從“∧”型向“∩”型轉變，延緩剖面返轉的發生，從而大幅提高中低滲層采收率。

圖5 不同注入方式下各層及綜合提高采收率對比

圖6 單一黏度段塞恒速注入分流率曲線

圖7 高黏+低黏段塞恒速交替注入2輪次分流率曲線

2.4 不同注入速度驅油效果對比

從圖8、圖9可以看出，方案3相比方案2驅油效果更好，不僅降水幅度更大，而且降水漏斗持續時間更長，綜合采收率提高4.78%，其中中高滲層提高采收率幅度大幅增加，分別提高6.46%，5.35%，低滲層采收率也提高了2.42%。采用高黏低速、低黏高速的注入方式，有利于高黏段塞盡可能多地進入高滲層，從而減少對中低滲層的污染。在高滲層流速降低的同時，提高速度注入低黏段塞，較大的壓力梯度迫使低黏段塞進入中低滲層，有效啟動中低滲層，增加中低滲層吸液量，最大程度改善吸液剖面。從圖10 可以看出，高黏低速、低黏高速段塞注入下，壓力緩慢上升，在聚驅結束時壓力達到最大值，有利于保持不同滲透層間注采壓差的均衡，延緩剖面的返轉，實現均衡驅替。分流率曲線（見圖11）顯示中低滲層吸液量從“∧”型完全向“∩”型轉變，中低滲層吸液量大幅增加，且一直持續到注聚結束，剖面返轉時間得到有效延緩，采收率得到大幅提高。

圖8 不同注入速度下含水率曲線

圖9 不同注入速度下各層及綜合提高采收率對比

圖10 不同注入速度下注入壓力曲線

圖11 高黏低速+低黏高速段塞注入分流率曲線

3 現場應用

根據室內研究成果，在S 油田優選4 個井組開展變黏度聚合物驅注入試驗，試驗方案見表2。4個井組試驗前均處于聚合物驅中后期，注聚濃度為1 750 mg/L。A2、J3井組2016年10月開始實施，A8、J14 井組2017 年7 月開始實施，截至2018 年1 月，4個井組均按方案完成注入。實施后平均單井注液量提高15%～25%，含水下降0.5%～1.0%，年增油4 000 m3左右，變黏度聚合物驅效果明顯。

表2 試驗井組變黏度聚合物驅注入方案

4 結論

（1）物模實驗及數值模擬表明，變黏度聚合物驅注入驅油效果好于單一段塞注入，它可有效改善吸液剖面，增加中低滲層吸液量，使得各層驅替液流度差異減小，實現均衡驅替。

（2）高低黏段塞大小、注入速度、注入輪次是影響變黏度聚合物驅注入效果的關鍵因素。在6倍滲透率級差下，高低黏段塞大小比為0.3 時，高低黏段塞恒速交替注入2 輪次相比單一段塞提高采收率2.42%，高低黏段塞注入速度比為1：2時，高黏低速+低黏高速段塞注入相比單一段塞提高采收率4.84%。

（3）現場試驗結果表明，變黏度聚合物驅技術是聚驅中后期提高聚驅效果的有效措施。