武建明 王洪忠 陳依偉 祝偉 石彥 郭智能 段晴楓

1.中國石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠 2.中國石油塔里木油田公司質(zhì)量安全環(huán)保處

昌吉油田吉7井區(qū)(以下簡稱吉7井區(qū))梧桐溝組油藏屬于深層普通稠油油藏[1]。目前，采用常規(guī)水驅(qū)開發(fā)方式已初見成效，但是水驅(qū)標(biāo)定采收率較低，介于11.1%～16.1%之間，與國內(nèi)其他同類油田相比，采收率屬于中等偏低水平[2-4]。提高稠油砂巖油藏采收率的方法主要有熱力采油和注聚合物驅(qū)油，這兩種方法技術(shù)比較成熟且效果較好[5-6]。但由于吉7井區(qū)油藏埋藏深，熱采難度大，所以在吉7井區(qū)開展了聚合物驅(qū)提高采收率試驗研究，為提高吉7井區(qū)常規(guī)水驅(qū)開采方式下的采收率提供技術(shù)支持。

1 聚合物驅(qū)室內(nèi)物模實驗

根據(jù)該區(qū)油層物性及流體性質(zhì)特征，確定此次實驗的主要目的是提高驅(qū)替相黏度、降低水油流度比、提高驅(qū)替相波及體積，從而提高水驅(qū)采收率。以此為指導(dǎo)，結(jié)合現(xiàn)場注水工藝等因素進(jìn)行了以下實驗研究。

1.1 滲透率級差對提高采收率的影響

采用雙填砂管并聯(lián)驅(qū)替實驗的方法[7]，滲透率級差分別設(shè)置為1倍、5倍、8倍、10倍和25倍，常規(guī)水驅(qū)至含水98%(w)后用聚合物驅(qū)油并記錄不同滲透率巖心的產(chǎn)液量。實驗結(jié)果顯示，不同的滲透率級差對提高采收率程度的影響明顯(見圖1)。在滲透率級差逐漸上升的階段(1～5倍)，由于低滲巖心動用程度提高，因此提高采收率的幅度呈上升趨勢(見圖1)。當(dāng)滲透率級差進(jìn)一步擴(kuò)大(5～10倍)，提高采收率的幅度達(dá)到峰值(27.4%)之后緩慢下降。當(dāng)滲透率級差超過10倍之后，由于聚合物分子在高滲巖心中形成指進(jìn)減弱了聚合物提高波及效率的能力，從而使得提高采收率的能力逐漸下降[8-10]。

1.2 注入時機(jī)對采收率的影響

采用吉祥作業(yè)區(qū)脫水原油(57℃，黏度152.9 mPa·s)對巖心進(jìn)行飽和，采用和1.1節(jié)相同的實驗方法，研究含水率對聚合物驅(qū)提高采收率幅度的影響。實驗結(jié)果顯示，不同含水率條件下，聚合物驅(qū)提高采收率程度存在一定的差異(見圖2)。隨著含水率的上升，采收率提高程度逐漸下降。含水率在30%～40%波動時，提高采收率的幅度最大。這是由于聚合物注入時機(jī)越早，聚合物溶液流動阻力越大，注入壓力越高，波及體積越大，提高采收率的效果越好[11-12]。

1.3 流度比對采收率的影響

在不同流度比條件下聚合物對原油的驅(qū)替能力不同[13]，對提高采收率的影響也較為明顯。因此，在吉7井區(qū)油藏條件下研究了水油流度比對提高采收率的影響。實驗采用吉7井區(qū)原油(50℃、黏度520 m Pa·s)。用模擬鹽水配制聚合物溶液，使其在50℃、10 s-1的表觀黏度與原油形成5種流度比(10∶1、5∶1、3∶1、1∶1、0.6∶1)，采用與1.1節(jié)相同的實驗方法，滲透率級差控制在6～8倍，注入體積為0.5 PV。實驗結(jié)果顯示，流度比對提高采收率的影響明顯(見圖3)。水油流度比越小，提高采收率的幅度越大;與此同時，驅(qū)替壓力也在不斷升高?？紤]到合理的經(jīng)濟(jì)效益，控制最佳流度比為(3∶1)～(1∶1)。在此區(qū)間，注聚合物能在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高采收率19.2%～22.3%。從巖心的產(chǎn)液分配比可看出(見圖4)，當(dāng)水在油流度比逐漸縮小的過程中，不同滲透率的巖心中產(chǎn)液分配逐漸趨向均勻，說明聚合物起到了擴(kuò)大波及體積的作用。

1.4 原油黏度對提高采收率的影響

吉7井區(qū)原油黏度變化范圍很寬，因此，需研究原油黏度對提高采收率的影響，為工藝的適用范圍提供合理的界限。實驗采取與1.1節(jié)相同的實驗方法，采用吉7井區(qū)不同黏度的原油(120 mPa·s、318 mPa·s、520 mPa·s、714 mPa·s)，在油藏條件下(50℃)，水油流度比控制在1∶1左右，滲透率級差6～8倍，注入體積0.5 PV。實驗結(jié)果顯示:不同黏度的原油水驅(qū)采收率差異不明顯，黏度相對較低的原油(120～520 mPa·s)使用聚合物驅(qū)后提高的采收率幅度較大(15.5%～20.2%);黏度較高時，使用聚合物驅(qū)提高的采收率幅度相對較低(見圖5)。這是由于當(dāng)原油黏度逐漸升高時，低滲巖心的產(chǎn)液百分比逐漸降低，原油黏度為714 mPa·s時，低滲巖心基本不啟動，無法得到動用(見圖6)。

2 聚合物驅(qū)現(xiàn)場實施方案

根據(jù)室內(nèi)實驗結(jié)果選擇現(xiàn)場試驗區(qū)塊，試驗區(qū)塊具有原油黏度較低(地層條件下90 m Pa·s)，縱向均質(zhì)性較好(滲透率級差7～9倍)，井組油井含水適中(30%～50%)的特點。配制質(zhì)量濃度分別為300 mg/L、500 mg/L、700 mg/L的聚合物溶液，前置試注段塞流度比控制為10∶1，注入穩(wěn)定后注入流度比為2∶1和1∶1的主體段塞，采用三段式黏度遞增的注入方式，在配水間利用注水管線同時注入(見表1)。施工過程中監(jiān)測注入壓力以及油水井的動態(tài)反應(yīng)。

表1 聚合物驅(qū)現(xiàn)場實施方案Table 1 Field implementation scheme of polymer flooding

3 聚合物驅(qū)應(yīng)用效果分析

3.1 注水井吸水剖面得到改善

實施聚合物驅(qū)現(xiàn)場試驗后，每4個月監(jiān)測1次吸水剖面。監(jiān)測結(jié)果顯示，聚合物驅(qū)能夠改善注水井的吸水剖面。其中，XJ1116、XJ1074、XJ1321三口井的剖面改善較為明顯，動用程度由72.6%上升到了88.5%;XJ1115和XJ1301兩口井的剖面動用程度從82.5%上升至87.8%。

3.2 聚合物驅(qū)對含水上升率的影響

從吉006斷塊全區(qū)與聚合物驅(qū)試驗區(qū)的含水與采出程度關(guān)系圖(見圖7)可看出，試驗井組的含水上升率為3.8%，明顯低于全區(qū)的含水上升率(14.6%)。這也說明聚合物驅(qū)對于控制油井含水上升起到了明顯的抑制作用。

3.3 注水井注入壓力變化及增油效果

現(xiàn)場試驗5個井組按照既定方案累計注入聚合物溶液19300 m3，統(tǒng)計注水井注聚合物驅(qū)后的注水壓力上升值，結(jié)果見表2。結(jié)果顯示，聚合物驅(qū)后，井口注水壓力都有不同程度的上升，最高5 MPa，最低1 MPa。說明聚合物驅(qū)過程中，流度發(fā)生了改變，驅(qū)替阻力增加，有利于擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。

表2 注聚井壓力上升程度 p/MPaTable 2 Degree of pressure rise for polymer flooding well

目前，5個試驗井組已完成計劃注入量，累計增油1558 t，部分油井仍在見效中，預(yù)計最終累計增油可達(dá)到1700～2000 t，井均增油340～400 t。

4 結(jié)論

(1)注聚合物驅(qū)最佳條件為儲層滲透率級差5～10倍，原油黏度低于520 mPa·s，含水40%～60%。

(2)注聚合物驅(qū)最佳工藝參數(shù)為:水油流度比(3∶1)～(1∶1);注入速度0.2 m L/min。流度比對提高采收率的影響明顯。

(3)多管并聯(lián)巖心物模實驗顯示，注聚合物驅(qū)可提高采收率15%以上，EOR效果明顯。

(4)現(xiàn)場試驗顯示，在聚合物驅(qū)后，注水井注水壓力上升，吸水剖面改善;井組產(chǎn)量穩(wěn)中有升;含水上升速度、含水上升率要低于同區(qū)塊的對比井組。