韓培慧 ，閆 坤 ，曹瑞波 ，高淑玲 ，佟 卉

（1.東北石油大學(xué)石油工程學(xué)院，黑龍江大慶163318；2.中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江大慶163712）

0 引言

聚驅(qū)后油層剩余油分布高度零散、優(yōu)勢滲流通道發(fā)育，開采難度大，驅(qū)油機理復(fù)雜［1-2］，驅(qū)油體系配方難度大，經(jīng)濟效益差，目前還沒有較成熟的提高采收率方法。在聚驅(qū)后油層提高采收率驅(qū)油方法研究方面，國內(nèi)各研究單位研究了多段塞平行聚能驅(qū)油［3-4］、凝膠與表活劑交替注入［5-7］、熱采等多種驅(qū)油方法［8-9］，這些方法大多限于室內(nèi)理論研究，僅少數(shù)驅(qū)油方法開展了相關(guān)現(xiàn)場試驗［10-11］。

目前，大慶油田聚合物驅(qū)區(qū)塊進入后續(xù)水驅(qū)階段的地質(zhì)儲量占已投注總地質(zhì)儲量的比例為75.2%，資源體量巨大，亟須突破聚驅(qū)后提高采收率技術(shù)，實現(xiàn)提高采收率10%以上的目標。篩選高濃度聚驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)及利用非均相復(fù)合驅(qū)等新型驅(qū)油方法開展現(xiàn)場試驗，以期為提高油田的經(jīng)濟效益提供依據(jù)。

1 聚驅(qū)后油層開發(fā)現(xiàn)狀及面臨的主要挑戰(zhàn)

1.1 開發(fā)現(xiàn)狀

截至2016年12月，大慶油田一類油層工業(yè)化注聚區(qū)塊57個，進入聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)區(qū)塊41個，平均采出程度56%。聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)區(qū)塊綜合含水由后續(xù)水驅(qū)初期的92.3%上升到目前的97.5%，單井日產(chǎn)油由后續(xù)水驅(qū)初期的7 t下降到目前的1.7 t。

聚驅(qū)后油層縱向上弱，未水洗段與中、強水洗段交互分布，剩余儲量潛力主要分布在油層發(fā)育較好的葡Ⅰ2、葡Ⅰ2和葡I5+6單元；平面上剩余油高度零散，剩余儲量潛力主要分布在河道砂內(nèi)部；聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道在平面上大面積分布，所占井組比例為81%，縱向上主要分布在葡Ⅰ2和葡Ⅰ3單元的下部，分別占本單元厚度比例的23.7%和24.9%。

1.2 主要挑戰(zhàn)

聚驅(qū)后油層剩余油平面上高度分散，縱向上中、強水洗段交互分布，開采難度大［12-14］，聚驅(qū)后優(yōu)勢滲流通道發(fā)育，層間、層內(nèi)和平面三大矛盾加?。?5-17］。由于化學(xué)劑在儲層的滯留及壓力場和飽和度場發(fā)生改變，致使驅(qū)油機理更加復(fù)雜，流度控制和剖面調(diào)整更加困難，導(dǎo)致經(jīng)濟而高效的深部調(diào)堵技術(shù)形成難度加大?，F(xiàn)有調(diào)剖劑初始黏度高（膨脹倍數(shù)高），易污染中、低滲透層，性能不能滿足深部封堵優(yōu)勢滲流通道的需要，是聚驅(qū)后油層開發(fā)的主要矛盾。聚驅(qū)后必須要考慮驅(qū)替相和被驅(qū)替相之間的流度比或流度控制作用。因為聚驅(qū)后油層會有大量的殘留聚合物，低滲透層滯留量遠大于高滲透層，這一差異導(dǎo)致層間、層內(nèi)和平面矛盾更加突出。因而，聚驅(qū)后提高采收率方法必須同時具有擴大波及系數(shù)和提高微觀驅(qū)油效率的雙重作用。

統(tǒng)計聚驅(qū)前后取心井資料結(jié)果表明，聚驅(qū)前平均含水飽和度為0.472，聚驅(qū)后為0.591。在聚驅(qū)過程中，聚合物溶液地下有效黏度為30 mPa·s時，能夠滿足流度比小于1的要求。聚驅(qū)后，再用同樣黏度（30 mPa·s）的聚合物驅(qū)油，則不能滿足流度比小于1的要求。聚驅(qū)后高滲透層位，含水飽和度已達到0.70，即使黏度提高到100 mPa·s，流度比還是遠大于1（圖1）。因此，聚驅(qū)后僅靠增加驅(qū)替相黏度達到合理流度控制的能力有限，必須在調(diào)、堵的基礎(chǔ)上擴大波及體積，進而提高驅(qū)油效率［18-20］。

圖1 相對滲透率、流度比與不同含水飽和度關(guān)系曲線Fig.1 Relationships of water saturation with relative permeability and fluidity ratio

2 聚驅(qū)后常規(guī)驅(qū)油方法現(xiàn)場試驗

在聚驅(qū)后儲層物性、剩余油分布特征和驅(qū)油體系優(yōu)選研究的基礎(chǔ)上，開展了聚驅(qū)后高濃度聚驅(qū)和三元復(fù)合驅(qū)等常規(guī)驅(qū)油方法現(xiàn)場試驗研究。

2.1 高濃度聚驅(qū)現(xiàn)場試驗

2.1.1 試驗區(qū)概況

在原聚驅(qū)井網(wǎng)基礎(chǔ)上，通過井網(wǎng)重構(gòu)分別開展了薩北油田北二東西塊和喇嘛甸油田北東塊2個高濃度聚驅(qū)現(xiàn)場試驗。其基本概況如表1所列。

薩北油田北二東西塊試驗區(qū)2010年8月開始注入高濃度聚合物，2015年7月停止注入聚合物，累計注入聚合物溶液0.682 PV，聚合物用量1 809 mg/L·PV，截至2018年12月已后續(xù)水驅(qū)0.384 PV，累計注采比0.97；喇嘛甸油田北東塊2011年9月開始注入高濃度聚合物，2016年4月停止注入聚合物，累計注入聚合物溶液0.696 PV，聚合物用量1 895 mg/L·PV，截至2018年12月已后續(xù)水驅(qū)0.330 PV，累計注采比0.82。

表1 高濃度聚驅(qū)試驗區(qū)基本概況Table 1 Basic introduction of high concentration polymer flooding test area

2.1.2 試驗效果及認識

試驗區(qū)注入高濃度聚合物后，注入剖面得到有效改善，吸水厚度比例增加。薩北油田北二東西塊和喇嘛甸油田北東塊試驗區(qū)吸水厚度比例較空白水驅(qū)分別上升了26.3%和14.9%，比一次聚驅(qū)增加了15.8%和0.5%。同時，采出液氯離子質(zhì)量濃度增加了229 mg/L，說明此時增加了新的出油部位；注入壓力上升了4.3～5.2 MPa，視吸水指數(shù)下降了32%～58%，聚驅(qū)后擴大波及體積效果明顯。

中心井見效明顯，薩北油田北二東西塊和喇嘛甸油田北東塊中心井含水均下降了6%，截至2018年12月聚驅(qū)后采收率分別提高了8.0%和8.1%，數(shù)值模擬預(yù)測最終采收率分別提高了8.05%～8.27%。

2.2 三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場試驗

2.2.1 試驗區(qū)概況

分別在北二西、南三東開展了聚驅(qū)后弱堿三元復(fù)合驅(qū)和強堿締合聚合物三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場試驗。試驗區(qū)基本概況如表2所列。

北二西試驗區(qū)采用2 500萬分子量普通聚合物、碳酸鈉、石油磺酸鹽的弱堿三元復(fù)合體系；南三東試驗區(qū)采用締合聚合物、氫氧化鈉、烷基苯磺酸鹽的強堿三元復(fù)合體系。締合聚合物具有遇堿增黏的作用，因此三元體系可以在較低的聚合物濃度下具備較高的黏度。

表2 三元復(fù)合驅(qū)試驗區(qū)基本概況Table 2 Basic introduction ofASPflooding test area

2.2.2 試驗效果及認識

截至2018年12月，北二西試驗區(qū)注入三元主段塞為0.606 V，累計注采比為0.85。注入壓力上升了3.9 MPa，吸水厚度比例增加了14.4%，采出井見效比例為81.8%，綜合含水下降了4.6%，單井含水最大降幅20.6%，階段提高采收率為8.45%。預(yù)測最終提高采收率10.44%；南三東試驗區(qū)注入三元主段塞0.505 PV，注入三元副段塞0.196 V，累計注采比為1.08。注入壓力上升了4.6 MPa，吸水厚度比例增加了32.0%，采出井見效比例100%，綜合含水下降了4.7%，單井含水最大降幅為6.4%，階段提高采收率為5.5%，預(yù)測最終提高采收率7.76%。

已開展的2個聚驅(qū)后三元復(fù)合驅(qū)現(xiàn)場試驗效果存在差異，弱堿三元復(fù)合驅(qū)效果優(yōu)于強堿締合聚合物三元復(fù)合驅(qū)。這2個試驗區(qū)注入三元體系黏度相同，壓力升幅相近，見效時機相近。強堿締合聚合物三元復(fù)合驅(qū)試驗區(qū)含水下降速度快，但波動較大，弱堿三元復(fù)合驅(qū)試驗區(qū)含水穩(wěn)定下降且降幅大，采出程度高，試驗效果好。分析其效果存在差異的原因是：①締合聚合物三元復(fù)合驅(qū)試驗區(qū)試驗前采出程度高；②締合聚合物三元體系地下黏度保留率低；③強堿締合聚合物三元體系結(jié)垢嚴重［21-23］。

3 聚驅(qū)后新型驅(qū)油方法研究

聚驅(qū)后常規(guī)驅(qū)油方法現(xiàn)場試驗表明，高濃度聚合物體系具備較好的擴大波及體積的能力，現(xiàn)場試驗見到了一定效果，但由于其提高驅(qū)油效率能力有限，不能進一步降低波及區(qū)域的殘余油飽和度，聚驅(qū)后達不到提高采收率10%以上的目標。弱堿三元復(fù)合驅(qū)雖然可提高采收率10%以上，取得較好的技術(shù)效果，但為了保持流度控制作用，須大幅增加聚合物用量，至使經(jīng)濟效益變差。為實現(xiàn)最大幅度提高采收率和最佳的經(jīng)濟效益，探索研究了3種新型驅(qū)油方法，并通過物理模擬驅(qū)油實驗評價了其驅(qū)油效果。

依據(jù)大慶油田聚驅(qū)后油層狀況設(shè)計了實驗物理模型。該模型由3支均質(zhì)巖心并聯(lián)組成，高滲層空氣滲透率為4 000 mD，寬度為4.5 cm，厚度為1.8 cm，長度為30 cm；中滲層空氣滲透率為2 000 mD，寬度為4.5 cm，厚度為2c m，長度為30 cm；低滲層空氣滲透率為500 mD，寬度為4.5 cm，厚度為2 cm，長度為30 cm。3種新型驅(qū)油方法驅(qū)油實驗均采用此模型。

實驗設(shè)備為QY-12型自動物理模擬驅(qū)油實驗裝置，主要由驅(qū)動系統(tǒng)、加熱保溫系統(tǒng)、中間容器、壓力采集系統(tǒng)等幾部分組成。實驗程序為：水驅(qū)至含水率98%+一次聚驅(qū)0.57 PV+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%+聚驅(qū)后化學(xué)劑驅(qū)+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。實驗過程中采用量筒采集采出液，并準確讀取采出油量、出水量。一次聚驅(qū)采用1 200萬分子量中分聚合物，質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，用量為570 mg/L·PV。以下3種驅(qū)油方法實驗中一次聚驅(qū)提高采收率均在15%左右。

3.1 “調(diào)堵劑+驅(qū)油體系”組合注入驅(qū)油方法

聚驅(qū)后的單純?nèi)獜?fù)合驅(qū)，為保持流度控制作用，須大幅增加聚合物用量。為此，研究了通過“新型調(diào)堵劑+弱堿三元”注入方式降低聚合物用量的方法。新型調(diào)堵劑選用低初黏可控凝膠，與常規(guī)凝膠調(diào)堵劑相比，低初黏可控凝膠體系初黏可控制在10 mPa·s以下，30 d 內(nèi)保持在 300 mPa·s以下，30 d后上升到2 000 mPa·s左右，該性能凝膠體系有利于實現(xiàn)優(yōu)勢滲流通道深部定點封堵且對中低滲透層污染小。

3.1.1 實驗方案設(shè)計

設(shè)計了2組實驗方案：方案一為聚驅(qū)后“新型調(diào)堵劑+驅(qū)油體系”注入方式，驅(qū)油體系選用弱堿三元體系；方案二為聚驅(qū)后弱堿三元復(fù)合驅(qū)，方案二作為評價方案一驅(qū)油效果的對比方案。

聚驅(qū)后實驗程序如下：

（1）聚驅(qū)后“低初黏可控凝膠+弱堿三元”：0.1 PV低初黏凝膠（質(zhì)量濃度為1 000 mg/L）+0.5 PV三元（聚合物質(zhì)量濃度為1 800 mg/L）+0.2 PV聚合物保護段塞（聚合物質(zhì)量濃度為1 300 mg/L）+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

（2）聚驅(qū)后弱堿三元復(fù)合驅(qū)：0.5 PV三元（聚合物質(zhì)量濃度為2 600 mg/L）+0.2 PV聚合物保護段塞（聚合物質(zhì)量濃度為1 900 mg/L）+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

3.1.2 實驗結(jié)果分析

實驗結(jié)果表明，聚驅(qū)后弱堿三元復(fù)合驅(qū)可提高采收率10.2%。聚驅(qū)后采用“低初黏可控凝膠+弱堿三元”注入方式可提高采收率12.3%，較單純?nèi)獜?fù)合驅(qū)提高了2.1%，并且可使弱堿三元體系聚合物質(zhì)量濃度由單純?nèi)鯄A三元復(fù)合驅(qū)的2 600 mg/L降到1 800 mg/L，節(jié)省了三元主段塞聚合物用量的30.7%，聚驅(qū)后共節(jié)省聚合物用量25%。實驗結(jié)果表明：“低初黏可控凝膠+弱堿三元”組合注入驅(qū)油方法，既提高了采收率，又降低了聚合物用量。

從注入壓力曲線（圖2）可以看出：“低初黏凝膠+弱堿三元”注入方式的壓力升幅遠高于單純?nèi)獜?fù)合驅(qū)，說明凝膠有效封堵了高滲層，控制了低效與無效循環(huán)，后續(xù)注入的三元體系在中低滲層中產(chǎn)生較大滲流阻力，微觀上有利于剝離啟動受各種微觀力作用的殘余油，宏觀上可大幅提高中低滲層吸液比例，從而提高中低滲層的動用程度。

圖2 注入壓力與注入孔隙體積倍數(shù)（PV）曲線Fig.2 Injection pressure curves of different injection modes

3.2 非均相復(fù)合驅(qū)油方法

非均相復(fù)合體系由非連續(xù)相（PPG）與連續(xù)相（弱堿三元體系）混合而成。PPG是預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒的英文簡寫，它是確定采用化學(xué)交聯(lián)構(gòu)筑凝膠網(wǎng)絡(luò)，前加堿共水解法引入離子單元，可獲得具有一定彈性、較高溶脹倍數(shù)、穩(wěn)定性好的樣品，同時工藝簡單，成本較低。物理化學(xué)性能評價表明，非均相體系形成超低界面張力范圍寬，90 d仍能達到超低界面張力；黏度穩(wěn)定性好，90 d黏度保留率可達86.6%，遠高于普通三元體系。滲流實驗表明，非均相復(fù)合體系具有較高阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)，且能運移至油層深部。

3.2.1 實驗方案設(shè)計

聚驅(qū)后非均相復(fù)合驅(qū)實驗方案如下：0.5 PV非均相（PPG質(zhì)量濃度為500 mg/L，聚合物質(zhì)量濃度為1 400 mg/L）+0.2 PV聚合物保護段塞（聚合物質(zhì)量濃度為1 300 mg/L）+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

對比實驗采用前文3.1部分所屬聚驅(qū)后三元復(fù)合驅(qū)實驗方案。

3.2 .2 實驗結(jié)果分析

圖3 聚驅(qū)后采收率提高值與不同滲透層的關(guān)系Fig.3 Different permeability stratification and average recovery value after polymer flooding

大幅提高了低滲層動用程度，調(diào)整剖面效果顯著。實驗結(jié)果表明：聚驅(qū)后的非均相復(fù)合驅(qū)可提高采收率13.6%，較三元復(fù)合驅(qū)采收率提高了3.4%，共節(jié)省聚合物用量28%。非均相復(fù)合驅(qū)之所以取得較好的驅(qū)油效果，原因在于PPG能夠吸水膨脹，膨脹后的顆粒具有彈性，在壓力作用下變形通過孔隙，具有交替堵驅(qū)、高效轉(zhuǎn)向、均衡驅(qū)替、調(diào)洗協(xié)同等特點。從圖3可以看出，不同滲透層非均相復(fù)合驅(qū)采收率提高值均高于三元復(fù)合驅(qū)。其中，低滲層采收率提高值差異大，非均相驅(qū)高于弱堿三元驅(qū)12.1%，說明非均相復(fù)合驅(qū)大幅提高了低滲層動用程度，調(diào)整剖面效果顯著。

3.3 插層聚合物復(fù)合驅(qū)油方法

插層聚合物復(fù)合體系由插層聚合物與弱堿三元體系混合而成。插層聚合物是以丙烯酰胺單體為主，利用插層技術(shù)，采用原位聚合將單體和改性黏土有機結(jié)合，從而形成了具有新結(jié)構(gòu)的聚合物。插層聚合物具有較好的黏度穩(wěn)定性且殘余阻力系數(shù)明顯大于阻力系數(shù)，有較好的調(diào)堵能力。

3.3.1 實驗方案設(shè)計

聚驅(qū)后插層聚合物復(fù)合驅(qū)實驗方案如下：0.5 PV插層聚合物復(fù)合體系（插層聚合物的質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，普通25萬分子量聚合物質(zhì)量濃度為1 000 mg/L）+0.2 PV聚合物保護段塞（聚合物質(zhì)量濃度為1 300 mg/L）+后續(xù)水驅(qū)至含水率98%。

對比實驗采用前文3.1部分所屬聚驅(qū)后三元復(fù)合驅(qū)實驗方案。

3.3.2 驅(qū)油效果評價

實驗結(jié)果表明，聚驅(qū)后插層聚合物復(fù)合驅(qū)可提高采收率15.9%，較弱堿三元復(fù)合驅(qū)采收率提高了5.7%，節(jié)省聚合物用量25%，取得了較好的效果。

通過巖心滲流實驗研究了插層聚合物驅(qū)油效果好于普通聚合物的滲流機理。配制同為1 000 mg/L質(zhì)量濃度的插層聚合物溶液和普通中分聚合物溶液開展?jié)B流實驗，對比2種類型聚合物滲流特性的差別。從圖4可以看出：插層聚合物注入壓力、阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)均明顯高于普通聚合物，且插層聚合物具有殘余阻力系數(shù)明顯大于阻力系數(shù)的特點。并聯(lián)巖心分流實驗表明（圖5），插層聚合物可大幅提高低滲層吸液比例，在后續(xù)水驅(qū)階段分流率高于高滲層。上述特點說明，插層聚合物具有較強的調(diào)堵性能［24-26］，可大幅提高低滲透層動用程度，因此驅(qū)油效果好于普通聚合物。

圖4 不同聚合物注入壓力隨注入PV數(shù)變化曲線Fig.4 Variation curves of different polymer injection pressure with PV numb

圖5 不同滲透層分流率隨注入PV數(shù)變化曲線Fig.5 Variation curves of different permeability layers with injected PV number

3.4 對比分析

現(xiàn)場試驗和大量室內(nèi)研究表明，聚驅(qū)后必須走“堵調(diào)驅(qū)”相結(jié)合的技術(shù)路線，即在調(diào)、堵的基礎(chǔ)上擴大波及體積，提高驅(qū)油效率。本次研究所述3種方法均具有“堵調(diào)驅(qū)”功能，聚驅(qū)后均能大幅降低剩余油飽和度，只是每種方法“堵調(diào)”的原理有所不同，模型各階段剩余油飽和度及主要堵調(diào)原理如表3所列。

表3 不同驅(qū)油方法及主要驅(qū)油機理Table 3 Different oil displacement methods and main oil displacement mechanisms

為了說明這3種方法應(yīng)用于現(xiàn)場的經(jīng)濟性，以實際開展現(xiàn)場試驗的北二西弱堿三元復(fù)合驅(qū)為例進行了經(jīng)濟效益評價。

計算依據(jù)為：

新增產(chǎn)值（收入）=技術(shù)增油量×單位原油價格（不含稅）×商品率。

新增利潤=收入-營業(yè)稅金及附加-石油特別收益金-增油量成本費用。

營業(yè)稅金及附加=城建稅+教育費附加+資源稅。

增油量成本費用=噸油成本費用×增油量×商品率。

總經(jīng)濟效益=累計增產(chǎn)油量×（原油價格-操作成本）-鉆井費用-基建費用-累計措施費用-化學(xué)劑費用。

評價結(jié)果表明，北二西弱堿三元復(fù)合驅(qū)在油價404.38$/t時內(nèi)部收益率可達到6%。本次研究所述的3種方法化學(xué)劑用量均小于北二西弱堿三元復(fù)合驅(qū)，而且提高采收率幅度均大于弱堿三元復(fù)合驅(qū)，現(xiàn)場實施工藝上與弱堿三元復(fù)合驅(qū)相同。因此，在油價404.38$/t時內(nèi)部收益率應(yīng)遠大于6%，在當前510.95$/t左右油價條件下具有較大的利潤空間。

4 結(jié)論

（1）依據(jù)“堵、調(diào)、驅(qū)”相結(jié)合的技術(shù)路線，研發(fā)了“調(diào)堵劑+驅(qū)油體系”組合注入、非均相復(fù)合驅(qū)、插層聚合物復(fù)合驅(qū)3種新型驅(qū)油方法，3種方法聚驅(qū)后采收率分別提高了12.3%，13.6%和15.9%，較普通三元復(fù)合驅(qū)分別提高了2.1%，3.4%和5.7%。

（2）3種新型驅(qū)油方法既大幅提高了聚驅(qū)后的采收率，又降低了聚合物用量，具備較好應(yīng)用前景。