史雪冬，岳湘安，張俊斌，方偉，趙勝緒

（中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249）

聚驅(qū)后油藏井網(wǎng)調(diào)整與深部調(diào)剖三維物理模擬實(shí)驗(yàn)

史雪冬，岳湘安，張俊斌，方偉，趙勝緒

（中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249）

針對(duì)聚合物驅(qū)后油藏剩余油分布特點(diǎn)，提出了井網(wǎng)調(diào)整與深部調(diào)驅(qū)相結(jié)合的提高采收率方法。孤島油田中一區(qū)Ng3注聚區(qū)為模型原型，以相似準(zhǔn)則為理論基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)并制作了平面非均質(zhì)三維物理模型；研制了具有自組裝特性的聚合物微球，優(yōu)選出由BS與AES復(fù)配而成適用于目標(biāo)油藏的乳化劑體系；原始一注四采五點(diǎn)法井網(wǎng)注聚后采收率為34.1%，在進(jìn)行驅(qū)替試驗(yàn)的同時(shí)，采用電阻率法測(cè)量了模型中含水飽和度分布；調(diào)整原始井網(wǎng)，對(duì)非均質(zhì)油藏模型分別注入聚合物溶液和聚合物微球與乳化劑復(fù)合體系深部調(diào)驅(qū)2組實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，2個(gè)方案均可以提高聚驅(qū)后油藏采收率，單一聚合物溶液提高6百分點(diǎn)，而聚合物微球與乳化劑復(fù)合體系可提高采收率16百分點(diǎn)。分析各驅(qū)替階段剩余油分布情況，聚合物微球與乳化劑復(fù)合體系能夠封堵高滲層，使后續(xù)驅(qū)替液轉(zhuǎn)向進(jìn)入兩側(cè)低滲區(qū)域。

井網(wǎng)調(diào)整；聚合物微球；物理模擬；剩余油分布；提高采收率

聚合物驅(qū)是油田保持穩(wěn)產(chǎn)、提高采收率的有效方法，但聚驅(qū)結(jié)束仍有大量剩余油滯留儲(chǔ)層中無(wú)法采出，縱向上主要存在于中、低滲透層，平面上分布在遠(yuǎn)離主流線的兩翼附近，水流通道進(jìn)一步發(fā)育［1］。針對(duì)這一現(xiàn)狀，提出了利用選擇性堵劑改善地層滲流結(jié)構(gòu)的方法，利用具有自聚集特性的聚合物微米微球與乳化劑調(diào)驅(qū)相結(jié)合的深部調(diào)驅(qū)技術(shù)，兩者結(jié)合具有擴(kuò)大波及系數(shù)和提高微觀驅(qū)油效率的雙重作用［2］。文章以孤島油田中一區(qū)Ng3注聚區(qū)為模型原型，設(shè)計(jì)平面非均質(zhì)三維物理模型，依據(jù)現(xiàn)場(chǎng)方案布置井網(wǎng)，研究聚合物微球-乳化劑復(fù)合深部調(diào)驅(qū)技術(shù)的提高采收率能力［3］。

1 模型的設(shè)計(jì)與制作

1.1 油藏原型及井組生產(chǎn)概況

孤島油田中一區(qū)Ng3注聚區(qū)含油面積為5.1 km2，平均有效厚度為125 m，測(cè)定孔隙度為33%，平均氣測(cè)滲透率為1.5～2.5 μm2，油層滲透率變異系數(shù)為0.54，地層原油黏度為46.3 mPa·s，原始含油飽和度為68%［4］。原注采井網(wǎng)由4個(gè)反五點(diǎn)法注采井組組成，針對(duì)聚驅(qū)后油藏剩余油分布特點(diǎn)，對(duì)原注采井網(wǎng)（270 m×300 m）進(jìn)行調(diào)整［5］，調(diào)整方法為：在老油井間加密新水井，油水井排間加密新井，隔井轉(zhuǎn)注，形成135 m×150 m的變流線強(qiáng)波及加密井網(wǎng)。新井網(wǎng)下，驅(qū)替壓力梯度為原井網(wǎng)的1～5倍，加大了井網(wǎng)控制范圍，提高了波及體積［6］。

1.2 物理模型相似性設(shè)計(jì)

以相似準(zhǔn)則為基礎(chǔ)，將目標(biāo)油藏轉(zhuǎn)化為平面非均質(zhì)模型，利用相似準(zhǔn)則的約束關(guān)系對(duì)各生產(chǎn)指標(biāo)進(jìn)行一定比例的縮放，將礦場(chǎng)原型按比例轉(zhuǎn)化為實(shí)驗(yàn)室物理模型［7］，實(shí)驗(yàn)室模型具體數(shù)據(jù)為長(zhǎng)和寬均為30 cm，厚度為4cm，注采井距為15cm，生產(chǎn)井距油藏底部距離為2 cm，孔隙度為33%，滲透率分別為1.6，0.8，0.4 μm2。

2 實(shí)驗(yàn)部分

2.1 材料與儀器

自主研發(fā)的具有自聚集特性的聚合物微球；部分水解聚丙烯酰胺（勝利油田提供）；針對(duì)勝利油田用油篩選乳化劑配方，為BS和AES兩種表面活性劑復(fù)配；勝利油田模擬地層水；掃描電鏡；壓制的巖心模型；恒速恒壓泵；電阻率飽和度測(cè)試儀；壓力傳感器。

三維物理模型由3個(gè)部分組成：驅(qū)替動(dòng)力裝置、模型本體和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)［8］。驅(qū)替動(dòng)力裝置為高精度恒速恒壓泵及中間容器，模型本體為三維非均質(zhì)巖心模型和飽和度測(cè)試點(diǎn)，模型布置32對(duì)電極測(cè)試點(diǎn)，實(shí)驗(yàn)中監(jiān)測(cè)模型不同驅(qū)替時(shí)刻的剩余油分布［9］。

2.2 實(shí)驗(yàn)過(guò)程

2.2.1 聚合物微球制備

采用乳液聚合法制備微球，將一定量的丙烯酰胺、二乙烯基苯、偶氮二異丁腈、Span80、AES，和100 mL的去離子水分別配制成水相和油相，放入一定溫度的水浴鍋中充分溶解；將溶解后的油水兩相混合，并將攪拌速率調(diào)至30 r/min，提高溫度，反應(yīng)一定時(shí)間后取出；反應(yīng)物在3 500 r/min條件下離心20 min，所得固體用無(wú)水乙醇洗滌3次［10］，最后50℃下抽真空干燥24h。

2.2.2 乳化性能評(píng)價(jià)

將復(fù)配的乳化劑BS和AES鹽水溶液與調(diào)配油按1∶1的體積比加入量筒中計(jì)V0［11］，放置于超聲波振蕩器中70℃恒溫震蕩20 min，在恒溫箱中靜置一定時(shí)間后讀出析出水的體積V，由V與V0之比可計(jì)算析水率［1］。

2.2.3 驅(qū)油試驗(yàn)方案

方案1：水驅(qū)—聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整—水驅(qū)—聚合物驅(qū)。1）原始井網(wǎng)水驅(qū)（圖1中紅色為采油井，藍(lán)色為注入井）至含水率達(dá)到98%；2）水驅(qū)后，在原井網(wǎng)上注入聚合物0.3 PV，后續(xù)水驅(qū)至含水率為98%～100%；3）按圖2b進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整，在調(diào)整后的井網(wǎng)上進(jìn)行水驅(qū)至含水98%；4）再次注入聚合物0.3 PV，后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%。

方案2：水驅(qū)—聚合物驅(qū)—井網(wǎng)調(diào)整—水驅(qū)—微球乳化劑調(diào)驅(qū)。前4步與方案一相同，第5步先注入微球段塞，再注入乳化劑段塞，然后水驅(qū)至含水率為98%。

圖1 井網(wǎng)調(diào)整方案

3 結(jié)果分析與討論

3.1 微米級(jí)聚合物微球

掃描電鏡下的微球形態(tài)如圖2所示，微球是球狀結(jié)構(gòu)，配制過(guò)程中粒徑控制較好。

圖2 微球掃描電鏡照片

3.2 乳化性能

析水率反映表面活性劑的乳化能力，即析水率越小，表明待測(cè)體系的乳化能力越強(qiáng)；相反，則表明其乳化能力較差［13］。測(cè)試復(fù)配體系的析水率隨時(shí)間變化情況可知，復(fù)配體系與該區(qū)塊原油可形成穩(wěn)定的乳狀液［14］，在體系靜置初期，析水率Rb值迅速增加，且之后隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，析水率趨于平穩(wěn)，在220 min時(shí)最終析水率僅為30%，因此該體系具有較強(qiáng)的乳化能力。

圖3 乳化體系析水率隨時(shí)間的變化

3.3 驅(qū)油試驗(yàn)

圖4為方案1驅(qū)油效果曲線。原始井網(wǎng)水驅(qū)階段，無(wú)水采收期采收率為16.5%，生產(chǎn)井見(jiàn)水則含水率迅速上升，采收率曲線上升趨勢(shì)變得平緩，入口端壓力下降并逐漸平穩(wěn)，水驅(qū)階段最終采收率為22.9%。在原始井網(wǎng)上注入0.3 PV的1 500 mg/L的聚合物溶液，注聚初期含水率迅速下降，最低降至49.5%，同時(shí)伴隨著壓力的上升，后續(xù)水驅(qū)結(jié)束后總體采收率提高到34.1%，增加12百分點(diǎn)。

圖4 方案1驅(qū)油效果曲線

井網(wǎng)調(diào)整階段，初期含水率降至0，存在無(wú)水采收期，油井見(jiàn)水后含水率迅速上升，井網(wǎng)調(diào)整后水驅(qū)采收率增加至45.3%，單獨(dú)調(diào)整井網(wǎng)可以提高11百分點(diǎn)，具有良好的效果。水驅(qū)結(jié)束后注入2 000 mg/L聚合物溶液0.3 PV，提高采收率僅為6百分點(diǎn)，說(shuō)明井網(wǎng)調(diào)整后聚合物作為調(diào)剖劑效果并不理想。

由于聚驅(qū)后油藏剩余油高度零散且局部聚集［15］，且由于聚合物的吸附、剪切等作用，使得聚合物很難運(yùn)移至地層深部。為此，提出聚合物微球與乳化劑復(fù)合體系深部調(diào)驅(qū)方法。圖5為方案2的驅(qū)油效果曲線。從圖5可知，從井網(wǎng)調(diào)整后到水驅(qū)結(jié)束前的各階段采收率與方案1基本一致。

圖5 方案2開(kāi)采效果曲線

注入0.3 PV聚合物微球階段，含水率迅速下降，最低降至58.0%，此階段采收率升至54.0%，提高9百分點(diǎn)，同時(shí)伴隨著呈階梯式的壓力上升；注入0.3 PV的乳化劑，注入過(guò)程中壓力繼續(xù)上升，進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)，最終采收率升至61.7%。該方案井網(wǎng)調(diào)整后采收率提高27百分點(diǎn)。分析試驗(yàn)結(jié)果可知，相對(duì)于單一聚合物調(diào)剖，聚合物微球與乳化劑復(fù)合深調(diào)方案效果更為明顯。注入聚合物微球過(guò)程中，注入壓力不斷升高，說(shuō)明聚合物微球可以逐級(jí)突破運(yùn)移至地層深處，并通過(guò)封堵孔喉迫使后續(xù)流體轉(zhuǎn)向，從而提高波及效率。注入乳化劑階段，壓力繼續(xù)升高，可認(rèn)為該階段乳液驅(qū)主要以乳滴封堵、擴(kuò)大波及系數(shù)為主，達(dá)到提高采收率的作用，同時(shí)具有乳化捕集和攜帶作用［16］。

3.4 模型內(nèi)部現(xiàn)象

各階段模型剩余油分布如圖6所示，井網(wǎng)調(diào)整前水驅(qū)階段，高滲層含油飽和度明顯降低，水驅(qū)波及范圍小，低滲帶原油基本未動(dòng)用；未調(diào)整井網(wǎng)注聚階段，波及效率有所提高，注入流體存在明顯的方向性，大部分注入流體沿主流線方向突進(jìn)，模型兩側(cè)低滲帶仍有大量剩余油存在；井網(wǎng)調(diào)整注聚結(jié)束后，低滲區(qū)剩余油得到明顯動(dòng)用，近井地帶剩余油分布明顯減少，但主流線一旦進(jìn)入高滲透率地區(qū)，在油藏內(nèi)會(huì)形成一個(gè)從主流線向兩側(cè)擴(kuò)展的油墻，導(dǎo)致兩側(cè)低滲區(qū)原油無(wú)法波及，單一聚驅(qū)無(wú)法達(dá)到理想的深部調(diào)剖效果；采用聚合物微球與乳化劑相復(fù)合深調(diào)方案，從飽和度場(chǎng)分析，剩余油區(qū)域得到明顯波及，主對(duì)角線兩側(cè)的剩余油獲得動(dòng)用，主流線上的殘余油進(jìn)一步減少。含油飽和度分布進(jìn)一步證明了聚合物微球與乳化劑復(fù)合深調(diào)方案具有更為良好的深部調(diào)剖作用。

圖6 驅(qū)替各階段剩余油分布變化

4 結(jié)論

1）以相似準(zhǔn)則為基礎(chǔ)，設(shè)計(jì)了盡可能符合油藏原型的三維非均質(zhì)物理模型，布置飽和度測(cè)試點(diǎn)。

2）針對(duì)聚合物驅(qū)后油藏，研制了具有自組裝特性的聚合物微球與乳化劑相結(jié)合的復(fù)合驅(qū)油體系。該體系比單一聚合物溶液具有更強(qiáng)的擴(kuò)大波及體積和洗油效率的作用。結(jié)合井網(wǎng)調(diào)整，驅(qū)油試驗(yàn)結(jié)果表明，該體系可提高采收率16百分點(diǎn)。

3）通過(guò)三維非均質(zhì)模型驅(qū)油試驗(yàn)，聚合物微球-乳化劑復(fù)合體系具有封堵—運(yùn)移—再封堵—再運(yùn)移的特性，可進(jìn)入地層深部，使后續(xù)注入流體發(fā)生繞流，進(jìn)入儲(chǔ)層剩余油含量較高的部位，從而提高波及效率。

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（編輯 孫薇）

Three-dimensional physical simulation of well pattern adjusting and deep profile control on heterogeneous reservoir after polymer flooding

SHI Xuedong,YUE Xiang′an,ZHANG Junbing,FANG Wei,ZHAO Shengxu
(MOE Key Laboratory of Petroleum Engineering,China University of Petroleum,Beijing 102249,China)

According to the remaining oil distribution after polymer flooding,the enhanced oil recovery method of well pattern adjustment and deep profile control was proposed.Zhongyiqu Ng3 Block,Gudao Oilfield,was selected as prototype to design and make plain heterogeneity three-dimensional physical model.Polymer microspheres of self-assembly were prepared.The optimal selection of BS/AES compound emulsifier system is suitable for target oil field.The enhanced oil recovery of the original well pattern after polymer flooding is 34.1%.The distribution of water saturation is measured by electrical resistivity method.The original well pattern was adjusted that two wells located in low permeability zone are injection wells and three wells located in high permeability zone are oil producing well.One heterogeneity three-dimensional physical model was injected with polymer solution and the other was injected with polymer microspheres/emulsion liquid composite system.The results show that two schemes can improve recovery efficiency of post-polymer flooding oil reservoir.Single polymer solution can only enhance 6%recovery,but polymer microspheres/emulsion liquid composite system can enhance 16%recovery.Analyzing the distribution of remaining oil in different displacement stages,polymer microspheres/emulsion liquid composite system can plug high permeability zone and drive subsequent displacement liquid into low permeability zone.

well pattern adjustment;polymer microsphere;physical simulation;distribution of remaining oil;enhanced oil recovery

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)課題“鄂爾多斯盆地大型低滲透巖性地層油氣藏開(kāi)發(fā)示范工程”（2016ZX05050-012）；國(guó)家自然科學(xué)基金項(xiàng)目“致密油儲(chǔ)層提高采收率關(guān)鍵理論與方法研究”（51334007）

TE357.12

A

10.6056/dkyqt201703023

2016-11-25；改回日期：2017-03-20。

史雪冬，男，1989年生，在讀博士研究生，研究方向?yàn)樘岣卟墒章试砼c技術(shù)。E-mail：shi794612@163.com。

史雪冬，岳湘安，張俊斌，等.聚驅(qū)后油藏井網(wǎng)調(diào)整與深部調(diào)剖三維物理模擬實(shí)驗(yàn)［J］.斷塊油氣田，2017，24（3）：401-404.

SHI Xuedong，YUE Xiang′an，ZHANG Junbing，et al.Three-dimensional physical simulation of well pattern adjusting and deep profile controlon heterogeneous reservoir after polymer flooding［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2017，24（3）：401-404.