李紅英，王欣然，宋洪亮，張振杰，顏冠山

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

渤海J油田于2007年開始實施聚合物驅(qū)油，并見到了明顯的降水增油效果，聚驅(qū)中后期的增油效果開始逐漸變差，油田產(chǎn)量遞減逐漸加快。聚表二元驅(qū)作為聚驅(qū)后提高采收率的重要方法，在陸地油田已經(jīng)得到廣泛推廣[1-2]，但對于海上油田可借鑒實例較少。聚表二元驅(qū)主要通過提高驅(qū)替相粘度和降低油水界面張力，實現(xiàn)提高波及體積和驅(qū)油效率的雙重作用，從而進一步提高原油采收率[3-4]。針對渤海J油田注聚末期存在問題，通過室內(nèi)實驗研究了聚表二元驅(qū)注入效果、注入時機以及段塞尺寸的影響，并應用于礦場試驗，以探索海上油田聚驅(qū)后二次化學驅(qū)的挖潛技術(shù)。

1　實驗準備

1.1　實驗條件及流程

實驗儀器：恒溫箱、巖心夾持器、Teledyne Isco高壓高精度柱塞泵、壓力傳感器、六通閥、手搖泵、中間容器和油水分離器等。實驗流程見圖1，采用滲透率不同的巖心并聯(lián)：

圖1聚表二元驅(qū)實驗流程

1.2　實驗材料及巖心模型

實驗用水是根據(jù)渤海J油田水源井離子組成復配的地層水，總礦化度8 878 mg/L，65℃條件下粘度為0.44 mPa·s；模擬油為渤海J油田脫水原油與煤油復配而成。原油與煤油的比例為7.2:1，65℃條件下粘度為10.26 mPa·s；聚合物為渤海J油田實際生產(chǎn)用聚合物；表面活性劑選用SP-4073；聚合物濃度為1 200 mg/L，聚表二元體系為1 200 mg/L濃度聚合物加0.3%濃度表面活性劑。

實驗用巖心為石英砂與環(huán)氧樹脂膠結(jié)而成的人工巖心，其各巖心數(shù)據(jù)見表1，采用兩塊巖心并聯(lián)的方式來體現(xiàn)儲層的非均質(zhì)性。高滲巖心和低滲巖心滲透率級差為4。

1.3　實驗方案

為比較聚表二元驅(qū)驅(qū)油效果，設計方案見表2：

1.4　實驗步驟

(1)將巖心烘干后稱干重，抽真空飽和地層水，稱濕重，確定巖心的孔隙體積，計算孔隙度；

(2)將飽和油的巖心按實驗流程圖連接，排空管線中的空氣，加圍壓1.5 MPa，65℃下的恒溫2 h以上，分別測定水相滲透率；

(3)兩巖心分別驅(qū)油造束縛水：以低流速(0.1 mL/min)油驅(qū)巖心至出口端不出水，后提高油驅(qū)速度至某一確定的最高壓力Pmax，油驅(qū)10倍孔隙體積以上，計量驅(qū)出水的體積，計算束縛水飽和度，老化24 h；

(4)按實驗流程將兩巖心并聯(lián)，按實驗方案以恒定速度0.5 mL/min進行水驅(qū)、聚驅(qū)及二元驅(qū)，記錄不同時刻上游壓力、累積產(chǎn)油量、累積產(chǎn)水量，至出口端含水達到98%以上。

表1　實驗人造巖心物性

表2　實驗方案

表3　不同開發(fā)方式采收率對比

2　實驗結(jié)果與分析

2.1　開發(fā)方式對比

對比實驗方案一、方案二和方案六共三種開發(fā)方式，結(jié)果如表3和圖2、圖3所示。

圖2不同開發(fā)方式采收率與注入量關(guān)系曲線

圖3不同開發(fā)方式含水率與注入量關(guān)系曲線

由表3和圖2、圖3可知：水驅(qū)開發(fā)時，高滲巖心見水后，低滲巖心產(chǎn)油速度急劇下降，總體含水率急劇上升至90%以上，實驗結(jié)束時，高滲巖心采收率為52.1%，含水率為100%；低滲巖心采收率僅為7.5%，出口端未見水，總采收率為32.5%。

水驅(qū)轉(zhuǎn)聚驅(qū)后，聚合物會優(yōu)先進入高滲層，以吸附、捕集等方式在巖心孔隙中滯留，此時高滲層滲流阻力增大，使驅(qū)替介質(zhì)轉(zhuǎn)向低滲層驅(qū)替，從而改善了油藏的非均質(zhì)性，擴大了驅(qū)油體系的波及范圍。高滲巖心見水后含水率迅速上升至70%以上，通過注聚，高滲巖心產(chǎn)油速度上升，含水率開始下降，但隨著注聚的進行，含水率在短期內(nèi)又上升至80%以上，隨后緩慢升至90%，此后采收率提高幅度較小。水驅(qū)結(jié)束時高滲巖心采出程度為30.4%，低滲巖心采出程度為5.3%，總采出程度為5.2%。注聚后，至含水率達到98%驅(qū)替結(jié)束時，相比方案一，高滲巖心提高采收率程度較低，為7.5%，低滲巖心提高采收率13.2%。聚合物雖然能夠通過封堵高滲層，同時降低水油流度比提高總體采收率，但對高滲巖心的采收率提高程度有限。

聚驅(qū)轉(zhuǎn)聚表二元驅(qū)后，聚合物和表面活性劑協(xié)同作用，不僅可以解決單一聚合物驅(qū)不能降低殘余油飽和度的問題，同時也能夠解決單一表面活性劑易沿高滲層竄流，且成本較高的問題[5-6]，使整體驅(qū)油效果好于聚驅(qū)，相比方案一，高滲和低滲巖心提高采收率幅度均在20%以上。相比方案二，高滲巖心提高采收率的幅度高于低滲巖心，證明二元驅(qū)對緩解層間矛盾更為有效，總體采收率提高12.1%。

2.2　不同注入段塞對比

注聚后，含水率為85%時，對比三種不同段塞尺寸聚表二元驅(qū)驅(qū)油效果，即實驗方案三、方案四和方案五，結(jié)果如表4和圖4、圖5所示。

表4不同注入段塞采收率對比

圖4不同注入段塞采收率與注入量關(guān)系曲線

圖5不同注入段塞含水率與注入量關(guān)系曲線

由表4和圖4至圖5可知：三種注入段塞實驗的含水率變化曲線趨勢接近，轉(zhuǎn)注聚表二元驅(qū)體系后含水率均有不同程度的降低，其中注入0.2 PV情況下的含水率下降漏斗最小，注入0.3 PV和0.5 PV情況下含水率下降漏斗變大，后續(xù)聚驅(qū)后含水率迅速回升。

三種段塞二元驅(qū)實驗的采收率較水驅(qū)和聚驅(qū)均有提高，且注入段塞越大，提高采收率的幅度也越大。由實驗結(jié)果可知，注入0.2 PV增加至注入0.3 PV，采收率提高了4.5%，增幅達到73.8%。而注入0.3 PV至0.5 PV，采收率僅提高了2.3%，增幅為21.7%。這主要因為隨著驅(qū)油效率的提高，孔隙中殘留的剩余油變得更加難以動用，從而使提高采收率幅度降低。聚表二元體系為0.3 PV的情況下，增加注入量提高采收率的幅度不大，由此可知注入段塞大小0.3 PV較為合適。

2.3　不同注入時機對比

注聚后，對比不同含水時機下，轉(zhuǎn)注聚表二元驅(qū)的驅(qū)油效果，即實驗方案四、方案六，對比結(jié)果如表5和圖6、圖7所示。

表5　不同注入時機采收率對比

圖6不同注入時機采收率與注入量關(guān)系曲線

圖7不同注入時機含水率與注入量關(guān)系曲線

由表5和圖6至圖7可知，從最終采收率來看，含水率為98%時轉(zhuǎn)聚表二元驅(qū)，比含水率為85%時采收率僅提高了1.5%，提高采收率增幅較小，但從二元體系注入量上對比，含水率98%時轉(zhuǎn)聚表二元驅(qū)比含水率85%時注入量多了0.86 PV，且注入時間也明顯增長，這對于開發(fā)投資較高，且平臺壽命有限的海上油田來說較為不利，綜合最終采收率提高幅度和注入量等因素，在聚驅(qū)含水率85%的條件下轉(zhuǎn)注二元驅(qū)，更符合油田實際開發(fā)生產(chǎn)情況。

3　礦場應用

渤海J油田主體區(qū)西區(qū)主要為湖相三角洲前緣沉積，總體上具有中高孔、滲的物性特征，其儲層橫向分布穩(wěn)定，但非均質(zhì)性較強，滲透率級差為3.2～4.0左右。油藏中深1 700 m處溫度為65℃左右，地飽壓差1.8～3.8 MPa。地層水屬于NaHCO3型，總礦化度3 670～6 382 mg/L。地下原油粘度為12.5～25.0 mPa·s。投產(chǎn)初期采用反九點面積井網(wǎng)注水開發(fā)，自2007年，油田西區(qū)的開發(fā)方式由水驅(qū)轉(zhuǎn)為聚合物驅(qū)，聚驅(qū)方案設計注入聚合物段塞0.22 PV，提高采收率10.5%。至2011年開始進入聚驅(qū)方案末期，隨著聚驅(qū)效果逐漸變差，部分井組的含水率已經(jīng)回升至注聚之前的水平。根據(jù)本文研究實驗成果，制定了渤海J油田西區(qū)聚表二元驅(qū)方案，方案設計在中高含水階段開始轉(zhuǎn)為聚表二元驅(qū)，注入段塞為0.30 PV。方案實施半年后采油井開始見效(見圖8)，控水增油效果明顯，平均單井增油幅度達到25%左右。

圖8渤海J油田聚表二元驅(qū)效果

4　結(jié)論及建議

(1)巖心驅(qū)替實驗及礦場試驗研究表明，海上油田注聚后進行聚表二元復合驅(qū)，采收率比水驅(qū)、聚驅(qū)有明顯的提高。

(2)采收率隨二元復合驅(qū)段塞尺寸的增大而提高，但當段塞尺寸達到一定程度后，采收率增加幅度變小，考慮經(jīng)濟因素，應選擇采收率增加變緩時對應的段塞尺寸。

(3)隨著轉(zhuǎn)驅(qū)時含水率的上升，聚表二元驅(qū)增油幅度變小，在中高含水期實施二元驅(qū)能夠節(jié)省用量，從而提高海上油田經(jīng)濟效益。