宋考平，任 剛，2，夏惠芬，趙 宇

（1.東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶 163318； 2.大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶163114）

變黏度驅提高采收率方法

宋考平1，任 剛1，2，夏惠芬1，趙 宇1

（1.東北石油大學石油工程學院，黑龍江大慶 163318； 2.大慶油田有限責任公司第一采油廠，黑龍江大慶163114）

針對砂巖油層經過水驅后，利用聚合物、二元、多元泡沫等驅油過程中，驅油劑黏度一般設計為定值或對應不同注入段塞設計不同的黏度值，提出一種驅油劑黏度連續(xù)變化的提高采收率方法.對于多層非均質油層，用這種方法可在驅油過程中形成比較均勻的驅油前緣，從而擴大油層縱向和平面上的波及體積，更大幅度地提高水驅或聚驅后的采收率.室內實驗表明，在相同聚合物干粉用量條件下，聚合物溶液變黏度驅油比定黏度驅油采收率提高4.88%，甚至高達11.18%.

注水開發(fā)；原油采收率；流體黏度；聚合物驅油；變黏度驅；定黏度驅

0 引言

均勻推進的油水前緣，是砂巖油田注水開發(fā)過程中，為取得最佳驅油效果所追求的目標，但由于實際油層縱向和平面上的非均質性，以及壓力梯度的不均勻分布，使得水驅過程中無論采取行列注水方式還是面積注水方式［1］，都不可避免地形成注入水的突進和指進現象，造成注入井周圍不同方向的生產井受效不均勻，以及油層內部主流線和非主流線上對原油驅替的不均勻［2］.對于發(fā)育有裂縫或壓裂投產的低滲透油藏，注水后裂縫發(fā)育方向上經常有部分井快速暴性水淹，而垂直裂縫發(fā)育方向的部分井長期見不到注水效果，處于低含水、低產量、低壓力的生產狀態(tài)［3－4］.

大慶油田開發(fā)初期，對主力油層采用大排距內部切割行列注水方式開采，兩排注水井之間夾2～3排生產井，力圖形成從注水井排向生產井排較均勻的“水線”.在此之后，又逐漸采用了均勻分布不同形式的面積注水方式，常見的有反九點法注水方式、五點法注水方式、四點法注水方式等.這些注水方式和相應的配套技術，在大慶油田50a的注水開發(fā)中，起到了至關重要的作用，也是大慶油田初期上產、長達27a保持5 000萬t以上穩(wěn)產和目前4 000萬t以上生產的重要基礎.無論采取什么樣的注水方式及調整措施，黏度為恒定的注入水與非均質性的油層都不可能有均勻的水洗結果，這也是目前大慶等注水開發(fā)的砂巖油田，層內、層間、平面和垂向上水洗程度不均勻，出現低效或無效注入水循環(huán)的根本原因.

聚合物等化學驅、化學劑調剖、調驅等技術極大地改善了水驅油效果，使原油采收率在水驅基礎上，有了大幅度提高［5－7］.聚合物驅油提高采收率被認為主要源于驅替溶液黏度的提高，其次是其彈性.目前油田上聚合物驅一般采用一個或多個段塞加后續(xù)水驅的方式，段塞內黏度為恒定值，盡管這種驅油方式較水驅能夠提高采收率15%左右，但聚驅后仍有40%以上的剩余油在油層內呈不均勻狀態(tài)分布［8］，定黏度的驅油劑與非均質的油層之間的矛盾仍然存在.盡管如此，聚合物溶液質量濃度和黏度的易調性，為緩解這一矛盾，進一步提高采收率提供了條件.

筆者就是在水驅、聚合物等化學劑驅油、調剖技術的基礎上，研究能夠與油層非均質、壓力梯度分布不均勻相適應的黏度連續(xù)減低的變黏度驅油體系，不但能使中高滲透油藏，而且能使低滲透油藏水驅采收率有較大的提高.

1 理論基礎

一般情況下，油田除不到10%的儲量可用天然能量開采外，大部分原油要靠人工補充能量開采，即靠注入水或其他驅油劑把原油驅替出來，因此，驅油劑能否進入存在剩余油的孔隙或區(qū)域，是將原油驅替出來的關鍵.根據達西定律，油水兩相滲流條件下，水相滲流速度Vw為

式（1～2）中：K為油層絕對滲透率；Krw為水相相對滲透率；μw為水相黏度；p為任一點處的壓力；Kw為水相有效滲透率.在油層中，同一點處、不同方向上K存在不同的值，所以K是一個張量.由式（1～2）可知，水相黏度μw恒定時，由于油層非均質性，K或Kw在不同方向、不同位置取不同的值，所以Vw也隨之而變.純水驅和目前油田上所用的聚合物驅水相黏度均為恒定值，導致不同滲透率油層和部位驅油相滲流速度的差異，從而使油層水洗效果不同，剩余油分布也不均勻.如大慶油田薩中地區(qū)聚合物驅油區(qū)塊，根據密閉取心井資料，水驅后水洗層段驅油效率為46.1%，水驅后再完成聚驅，驅油效率達到57.7%，聚驅雖然較水驅大幅度地提高了驅油效率，但聚驅后剩余油仍處于不均勻分布狀態(tài)，剩余可動地質儲量中，強水洗段占4.5%，中水洗段占62.7%，弱、未水洗段占32.8%.

聚合物等化學驅油技術的出現，為實現驅油劑的均勻驅替提供了可能.

兩層滲流模型見圖1.由圖1可知，2個截面積均為A、長度均為L的并聯油層，滲透率分別為K1和K2，且K2＞K1，以恒定壓差Δp注入黏度為μw的驅油劑（如水、聚合物溶液、調驅劑等），注入一定時間后，兩層驅替前緣分別到達L1和L2的位置，由于K2＞K1，所以第2層的前緣位置要超過第1層的前緣位置，即L2＞L1，設此時兩層對流體的滲流阻力分別是R1和R2.如果驅油劑的黏度高于油層內原油的黏度，則注入驅油劑后流體的滲流阻力增加，但由于L2＞L1，導致R2增加的幅度高于R1增加的幅度，此時，如果將驅油劑的黏度降低，則有助于低黏度的驅油劑首先在低滲透層突破前一高黏度注入劑形成的前緣，從而使兩層的前緣趨向一致，有利于形成整體上均勻的驅替前緣.無論是縱向層內非均質、層間非均質，還是平面上的非均質，變黏度注入劑驅油都具有這樣的機理.

可以把實際油層看做是由無數個并聯或串聯的不同滲透率的滲流區(qū)域組成，相鄰2個區(qū)域的滲透率相近.在注入驅油劑驅油時，首先注入高黏度的驅油劑，使高滲透區(qū)域首先有高黏度的驅油劑進入，然后持續(xù)降低驅油劑的黏度，使得驅油劑持續(xù)不斷向較低滲透率的區(qū)域擴展，形成較為均勻的驅替前緣.與驅油劑恒定黏度驅油相比，這樣可大大擴大波及體積，較大幅度地提高原油采收率.

在確定變黏度驅油體系的黏度變化規(guī)律時，要以獲得最大波及體積為目標，充分考慮油層滲透率和壓力梯度的分布規(guī)律.在實際操作時，為簡便起見，可以同時定注入壓力和定注入量，這在驅油劑黏度為恒定值時是無法做到的.驅油劑黏度恒定時，若定注入壓力，則不能定注入量；若定注入量，則不能定注入壓力.在驅油劑黏度可變的情況下，給定了注入壓力，使其保持在一個恒定值，通過調節(jié)黏度，同時也可實現注入量保持在一個恒定值.在現場實施時，首先確定黏度與驅油劑（如聚合物干粉）水溶液質量濃度之間的關系；然后根據注入壓力和注入量的變化，調整驅油劑的加入量和溶液質量濃度，得到使注入壓力和注入量達到給定值的驅替液黏度，這一過程可以通過制作一種自動調控裝置實現.注入壓力和注入量同時保持在恒定值，可以確保黏度逐漸降低的驅油劑不間斷地向越來越低的滲透率區(qū)域擴散，從而不斷擴大波及體積，形成較均勻的驅替，得到較高的采收率和油井產油量.

圖1 兩層滲流模型示意

無論是中高滲透油田，還是帶裂縫的低滲透油田，都可用這一方法提高驅替劑的波及體積.變黏度驅油體系可以根據油田滲透性、非均質性及裂縫發(fā)育情況，設計為高黏調驅劑＋二元泡沫＋聚合物＋聚合物－表活劑二元＋水＋活性水＋活性水－氣＋氣，要求這種驅油體系具備的基本特征：初期注入的黏度高，之后黏度持續(xù)降低.對于不同滲透性油藏，需要采用不同變黏度驅油體系，如對于高滲透油藏，驅油體系可從高黏調驅劑開始，到純水為止；對于低滲透裂縫性油藏，可從聚合物－表活劑形成的二元驅油劑開始，到氣驅為止.另外，在設計這種驅油體系時，還要考慮現場生產條件，在工程與技術上要便于實現.

為了研究變黏度驅油體系提高采收率的效果，分別進行了人造巖心和玻璃刻蝕微觀可視化孔隙模型實驗.

2 人造巖心實驗

所用巖心為人造非均質巖心，取2塊平行巖心樣品，氣測滲透率為550×10－3μm2，所用聚合物相對分子質量為1 900萬，固含量（質量分數）為89.98%，聚合物干粉用量為0.224g.

方案一：用巖心1先完成水驅，然后進行恒定黏度的聚合物驅.巖心1的孔隙體積為140mL，孔隙度為23.04%，飽和油量為86mL，含油飽和度為0.6142.首先水驅到出口計量含水率100%，得到水驅采收率為53.06%；然后注入質量濃度為2 000mg·L－1、黏度為192mPa·s的聚合物溶液112mL，這時進一步提高采收率15.23%.

方案二：用巖心2完成水驅，然后進行變黏度的聚合物驅.巖心2的孔隙體積為136.3mL，孔隙度為22.44%，飽和油量為89mL，含油飽和度為0.630 9.首先水驅到出口計量含水率100%，得到水驅采收率為48.20%.然后分3個不同黏度的段塞（由于室內條件所限，難以實現連續(xù)變黏度實驗）進行聚合物驅，段塞基本數據見表1.聚驅后，質量濃度為2 500，1 700，1 100mg·L－1的3個段塞提高采收率的幅度分別為5.95%，13.37%，0.79%，3個段塞總提高采收率為20.11%.

對比方案一和方案二可以看出，相同聚合物用量條件下，黏度逐次遞減的方法能夠得到更高的采收率，方案二比方案一聚合物驅采收率多提高4.88%.

表1 方案二聚合物溶液注入數據

3 微觀可視化模型實驗

為了進一步研究變黏度驅油方法提高采收率，特別是擴大波及體積的效果，利用玻璃刻蝕的微觀可視化孔隙模型進行了實驗.模型幾何尺寸為40mm×40mm，分為大小2種孔隙空間，中間為大孔隙，四周為小孔隙.實驗用油：模擬油，黏度為12mPa·s.實驗用聚合物溶液：選用相對分子質量為1 400～1 700的聚合物和水分別配成質量濃度為1 000，1 500，2 500mg·L－1的聚合物溶液.

（1）實驗方案.設計了2種方案，各個方案的聚合物注入速度為0.03mL／h，聚合物用量和總的注聚時間也相同，見表2.

表2 微觀可視化模型實驗方案

（2）實驗結果及分析.實驗結果表明，方案一（等質量濃度）聚驅3h后的最終采收率為61.86%，方案二聚驅結束后的最終采收率為73.04%.方案二較方案一多提高采收率11.18%.等質量濃度（等黏度）聚驅后和變質量濃度（變黏度）段塞聚驅的剩余油圖片（2種驅替方式的聚合物用量和驅替時間相同）分別見圖2和圖3.由圖2～3中的藍色邊框（左側方框）和紅色邊框（右側方框）區(qū)域對比可以看出，用變質量濃度兩段塞聚合物溶液驅油的效率和波及體積，均高于等質量濃度一個段塞的聚合物溶液的驅油效率和波及體積.

圖2 方案一聚驅后圖片

圖3 方案二聚驅后圖片

4 結論

（1）由于油層的非均質性，注入的驅油劑，如水、聚合物溶液等，在注入黏度恒定的情況下，不可避免地形成指進和突進現象，不均勻驅油是必然的結果.通過調節(jié)驅油劑的黏度，能夠使驅油前緣較均勻地推進，從而擴大驅油劑的波及體積，更大幅度地提高原油采收率.

（2）聚合物干粉用量相同，巖心物性參數相近的條件下，變黏度聚合物驅較恒定黏度聚合物驅采收率提高4.88%；變黏度聚合物驅較恒定黏度聚合物驅采收率提高11.18%.

（3）變黏度聚合物驅較恒定黏度聚合物驅提高了驅油效率，擴大了波及體積.

（4）驅油過程中在改變驅油劑黏度時，要考慮油層層內、層間及平面上滲透性和壓力梯度的變化規(guī)律.但為操作簡便起見，現場實施時，可采用通過改變驅油體系黏度，實現同時定注入壓力和注入量的方法進行注入.

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［3］ 李道品.低滲透油田開發(fā)［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

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［8］ 宋考平，李世軍，方偉，等.用熒光分析方法研究聚合物驅后微觀剩余油變化［J］.石油學報，2005，26（2）：92－95.

Technology of well－bore heating with geothermal energy transferred by gravity heatpipe suck rod string／2010，34（5）：65－70

LIU Yong－jian1，FAN Ying－cai1，2，LI Yong2，LI Wei1
（1.College of Petroleum Engineering，NortheastPetroleum University，Daqing，Heilongjiang 163318，China；2.Huanxiling Oil Production Plant，Liaohe Oilfield Company，Panjin，Liaoning 124010，China）

High energy consumption，high operation costand complex downhole operation pose greatdifficulties in the presentproduction method of steam stimulated well using electric heating and hotfluid circulating.Based on the principle of heatpipe，the hollow suck rod was processed into the gravity heatpipe with high heattransfer efficiency，and the technology of absorbing geothermal energy to heatwellbore by suck rod string was putforward.This paper described in detail the operation process to make on－site the gravity heatpipe suck rod string.The applicable conditions and influence factors of this well－bore heating technology were analyzed with data from 3testwells in Liaohe oilfield.Itis shown thatgood effectof well－bore heating can be achieved by using this technology on the steam stimulated well with the conditions of formation depth＜1 300m，formation fluid temperature at100～120℃，oil viscosity atformation temperature＜10 000mPa·s，periodic steam injection volume≥2 000m3，liquid－producing rate≥15m3／d，20m3／d being more favorable.

steam stimulation；well－bore heating；gravity heatpipe；hollow suck rod；geothermal energy absorbing

book=5,ebook=298

TE341

A

1000 1891（2010）05 0071 04

2010 07 20；編輯：關開澄

國家自然科學基金項目（50634020）；國家油氣重大專項（2009ZX05009－004－01）

宋考平（1962－），男，博士，教授，博士生導師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究.