張莉 岳湘安 王友啟

1.中國石化石油勘探開發(fā)研究院；2.國家能源陸相砂巖老油田持續(xù)開采研發(fā)中心；

3.中國石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院

我國東部老油田中高滲整裝與斷塊油藏的原油以中高黏度的稠油為主，經(jīng)過近50年的開發(fā)，大部分進(jìn)入特高含水后期開發(fā)階段［1-3］，平均綜合含水接近95%；由于儲層平面、縱向非均質(zhì)性較強(qiáng)，采收率只有30%～40%，具有大幅度提高采收率的潛力［4-5］。

礦場實(shí)踐表明，油田進(jìn)入特高含水后期開發(fā)階段，剩余油高度分散且分布不均，與具有明顯剩余油富集區(qū)的油藏相比，進(jìn)一步提高采收率的難度更大，既要求注入的驅(qū)油體系能夠進(jìn)入剩余油潛力區(qū)，又要求進(jìn)入剩余油潛力區(qū)的驅(qū)油體系具有較高的驅(qū)油效率［6-7］。為此，采用三維大模型物理模擬實(shí)驗，探索了特高含水后期剩余油的潛力區(qū)和不同驅(qū)油方法進(jìn)一步提高采收率的機(jī)理。

1 實(shí)驗?zāi)Ｐ团c方案設(shè)計

1.1 物理模型

實(shí)驗?zāi)M勝坨油田某區(qū)塊特高含水后期油藏條件，平均滲透率為1 000×10?3μm2，平均孔隙度為32%，原始含油飽和度為73%，油藏溫度為80℃，地層原油黏度為5～20 mPa · s，地層水礦化度為17 400 mg/L。該區(qū)塊經(jīng)歷水驅(qū)多次綜合調(diào)整，目前綜合含水為97.6%，采出程度為49.7%。

以相似準(zhǔn)則為基礎(chǔ)，將目標(biāo)油藏轉(zhuǎn)化為實(shí)驗室物理模型，模型設(shè)計為三維均質(zhì)大模型，長和寬均為30 cm，厚度為1.5 cm，模型平均滲透率為1 000×10?3μm2，平均孔隙度為32%，模擬一注一采井網(wǎng)，注采井距離模型底部0.5 cm。

試驗用油為航空煤油配制的模擬油，黏度為10.7 mPa · s；試驗用水為模擬地層水，礦化度為17 400 mg/L；試驗溫度設(shè)定為80℃；試驗用聚合物為耐溫耐鹽型部分水解聚丙烯酰胺，質(zhì)量濃度為1 500 mg/L，黏度為18 mPa · s左右；試驗用表面活性劑由陰離子型和非離子型活性劑復(fù)配而成，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，界面張力達(dá)10?4mN/m；二元復(fù)合體系為1 000 mg/L聚合物+質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%的表面活性劑；微球-乳化劑體系為質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.2%的自主研發(fā)具有自聚集特性的聚合物微球+質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.3%的乳化劑。

主要試驗儀器：RS-6 000流變儀(德國HAAKE公司)、DV-II+旋轉(zhuǎn)黏度計(美國Brookfield公司)、PM200電子天平(精度為0.000 1 g，華儀電子)、2PB00C型平流泵(量程為0.01～5.00 mL/min，北京星達(dá))、JB-3型手動泵(江蘇中能)、MCGS壓力動態(tài)監(jiān)測系統(tǒng)、刻度量筒、恒溫箱等。

1.2 實(shí)驗方案

高倍數(shù)水驅(qū)：模型水驅(qū)至綜合含水率98%后，繼續(xù)水驅(qū)至200 PV(200倍孔隙體積)，分析不同水洗區(qū)域的面積占比和含油飽和度變化情況。

化學(xué)驅(qū)：模型水驅(qū)至綜合含水率98%后，分別注入0.3 PV (0.3倍孔隙體積) 的表面活性劑體系、聚合物體系、二元復(fù)合體系、微球-乳化劑體系，后續(xù)水驅(qū)至綜合 含水率100%結(jié)束。

試驗過程中測取各驅(qū)替階段的產(chǎn)油量和含油飽和度分布，計算綜合含水率、波及系數(shù)和采收率的變化。含油飽和度采用實(shí)驗室常用的電阻率法測定，在模型上均勻布置著電極測試點(diǎn)，通過測試模型各位置不同驅(qū)替時刻的電阻率值，利用阿爾奇公式，將電阻率轉(zhuǎn)化為含水飽和度并進(jìn)行插值，可以得到整個模型含油飽和度的分布［8］，實(shí)現(xiàn)含油飽和度的實(shí)時監(jiān)測。

2 實(shí)驗結(jié)果與討論

2.1 特高含水后期提高采收率的潛力

油藏進(jìn)入特高含水后期開發(fā)階段，剩余油高度分散，含油飽和度分布嚴(yán)重不均［9-11］。根據(jù)剩余油飽和度與原始含油飽和度的比值，將三維物理大模型分為幾個區(qū)域，定義剩余油飽和度/原始含油飽和度≤20%的區(qū)域為強(qiáng)水洗區(qū)，20%＜剩余油飽和度/原始含油飽和度≤50%的區(qū)域為中水洗區(qū)，50%＜剩余油飽和度/原始含油飽和度≤80%的區(qū)域為弱水洗區(qū)，80%＜剩余油飽和度/原始含油飽和度≤100%的區(qū)域為未水洗區(qū)。不同區(qū)域，提高采收率的機(jī)理和方法不同。

2.1.1 高倍數(shù)水驅(qū)

模型水驅(qū)至綜合含水率98%時，采出程度為62.1%，繼續(xù)水驅(qū)到200 PV，采收率僅提高了5.0%左右，最終采收率為67.0%，提高采收率效果不明顯。如圖1所示，從綜合含水率98%到水驅(qū)至200 PV，產(chǎn)油量由10.9 g上升到12.3 g，增加的采油量僅占總產(chǎn)油量的11.4%，而耗水量由13.4 mL/g急劇上升到100 mL/g以上，最終高達(dá)357.4 mL/g，耗水量為總耗水量的95%以上；說明特高含水后期持續(xù)高倍數(shù)水驅(qū)提高采收率潛力較小，注入的水多為無效水循環(huán)，經(jīng)濟(jì)效益低。

圖2不同水洗區(qū)面積占比統(tǒng)計Fig.2 Statistical area proportion of different water flushed areas

圖1高倍數(shù)水驅(qū)噸油耗水量統(tǒng)計Fig.1 Statistical water consumption per ton of oil in highexpansion water flooding

分析不同水洗區(qū)域的面積占比如圖2所示，從綜合含水率98%到水驅(qū)至200 PV，強(qiáng)水洗區(qū)的面積占比由39.2%增加到43.5%，中水洗區(qū)的面積占比由28.4%增加到31.2%，弱水洗區(qū)的面積占比由16.5%降低到9.4%，未水洗區(qū)的面積占比未發(fā)生變化；說明特高含水后期繼續(xù)進(jìn)行高倍數(shù)水驅(qū)，增采的原油只是水洗區(qū)內(nèi)的剩余油，未動用未水洗區(qū)的剩余油，波及系數(shù)未提高。

2.1.2 不同化學(xué)驅(qū)

模型水驅(qū)至綜合含水率98%后，分別注入0.3 PV的表面活性劑體系、聚合物體系、二元復(fù)合體系、微球-乳化劑體系，后續(xù)水驅(qū)至含水100%結(jié)束，統(tǒng)計不同水洗區(qū)的采收率結(jié)果見表1。

表 1不同化學(xué)驅(qū)油方法驅(qū)替結(jié)果Table 1 Displacement results of different chemical flooding methods

從表1不同水洗區(qū)化學(xué)驅(qū)油方法提高采收率的幅度看，強(qiáng)水洗區(qū)進(jìn)一步提高采收率的潛力較小，聚合物驅(qū)僅提高采收率6.8%，二元復(fù)合驅(qū)和微球-乳化劑驅(qū)可提高采收率10%以上；中水洗區(qū)進(jìn)一步提高采收率的潛力較大，聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)和微球-乳化劑驅(qū)提高采收率幅度分別為9.8%、12.6%和16.7%，3種化學(xué)驅(qū)方法提高采收率的幅度差別較明顯，微球-乳化劑驅(qū)提高采收率幅度最大；弱水洗區(qū)除了活性劑驅(qū)，其它3種方法提高采收率幅度均在20%以上。因此，特高含水后期進(jìn)一步提高采收率的潛力是中、弱水洗區(qū)內(nèi)的剩余油，而不是強(qiáng)水洗區(qū)；進(jìn)一步提高采收率僅靠超低界面張力的活性劑驅(qū)效果較差，既提高波及系數(shù)又提高已波及區(qū)域驅(qū)油效率的二元復(fù)合驅(qū)和微球-乳化劑驅(qū)效果較好，提高采收率幅度在10%以上。

2.2 不同化學(xué)驅(qū)提高采收率機(jī)理

2.2.1 微球-乳化劑性能

自主研發(fā)的具有自聚集特性的聚合物微球，粒徑可在納米～微米范圍內(nèi)調(diào)控，通過控制制備工藝參數(shù)和調(diào)整反應(yīng)組分，其聚集特性可在非自聚集至強(qiáng)自聚集間調(diào)控。礦場應(yīng)用時，根據(jù)不同油藏水流通道的分布特征，可以選擇幾種不同粒徑的組合。

(1)耐溫耐鹽性。如圖3所示，在目標(biāo)區(qū)塊油藏條件下(溫度80℃、地層水礦化度17 400 mg/L)，微球-乳化劑體系放置100 d以上，形態(tài)未發(fā)生改變，未出現(xiàn)絮狀物和沉淀物，說明該體系具有良好的耐溫耐鹽性和懸浮穩(wěn)定性。

圖3高溫高礦化度水中微球-乳化劑體系Fig.3 Microsphere-emulsifier system in high-temperature and high-salinity water

(2)注入性和封堵性。觀察模型中微球-乳化劑體系的注入過程如圖4所示，在模型中、下方的大孔隙中，可以觀察到聚集的微球顆粒(圖4b)，說明體系在巖心中形成了有效的封堵；在模型出口的采出端，可以觀察到細(xì)小的顆粒(圖4c)，說明體系具有良好的注入性，并且能夠運(yùn)移。

通過計算得到模型沿程的阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)如表2所示，阻力系數(shù)在9～28之間，殘余阻力系數(shù)為10～16之間，遠(yuǎn)大于聚合物驅(qū)的殘余阻力系數(shù)(一般為2～5)，說明體系具有較強(qiáng)的封堵能力。

2.2.2 不同化學(xué)驅(qū)油方法

模型水驅(qū)至綜合含水率98%后，分別注入0.3 PV不同化學(xué)驅(qū)油體系，后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率100%結(jié)束，如圖5所示為不同驅(qū)油方法結(jié)束時的含油飽和度分布狀況。

低張力活性劑驅(qū)結(jié)束后的含油飽和度分布狀況如圖5(b)所示，與水驅(qū)結(jié)束時相比(圖5a)，低張力活性劑驅(qū)的波及面基本沒有擴(kuò)大，僅僅提高了水驅(qū)波及區(qū)域內(nèi)的驅(qū)油效率，強(qiáng)、中水洗區(qū)的提高采收率幅度較小，分別為3.5%和4.9%，剩余油富集的弱水洗區(qū)提高采收率幅度也只有8.2%(表1)，說明特高含水后期僅僅依靠降低界面張力進(jìn)一步提高采收率的潛力不大。

圖4驅(qū)替過程中的微球-乳化劑體系Fig.4 Displacement of the microsphere-emulsifier system

表2模型沿程阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)Table 2 On-way resistance coefficient and residual resistance coefficient in the model

聚合物驅(qū)結(jié)束后的含油飽和度分布狀況如圖5(c)所示，與水驅(qū)結(jié)束時相比(圖5a)，模型左下角注入井周圍的波及面明顯擴(kuò)大，波及系數(shù)提高了29.2%，分析認(rèn)為聚合物溶液滯留而產(chǎn)生的調(diào)剖效應(yīng)是聚合物驅(qū)提高采收率的主要機(jī)理，驅(qū)替剖面明顯改善，與水驅(qū)相比，總的采收率提高了10.6%(表1)。

二元復(fù)合驅(qū)結(jié)束后的含油飽和度分布狀況如圖5(d)所示，與水驅(qū)結(jié)束時相比(圖5a)，波及系數(shù)提高了29.7%，與聚合物驅(qū)差不多，分析認(rèn)為聚合物的滯留起到了調(diào)剖作用；波及區(qū)域內(nèi)的驅(qū)油效率也明顯提高，說明超低界面張力的活性劑起到了微觀洗油效應(yīng)，與水驅(qū)相比，總的采收率提高了14.8%(表1)。但是擴(kuò)大的波及區(qū)主要位于模型左下角的注入井附近，模型右上角生產(chǎn)井附近的剩余油未動用，說明二元復(fù)合驅(qū)調(diào)剖作用的范圍有限。

圖5不同驅(qū)油方法結(jié)束后含油飽和度分布Fig.5 Distribution of oil saturation after the ending of different displacement methods

微球-乳化劑驅(qū)結(jié)束后的含油飽和度分布狀況如圖5(e)所示，后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時不僅注入井兩側(cè)的波及面明顯擴(kuò)大，生產(chǎn)井兩側(cè)的波及面也顯著增大，統(tǒng)計波及系數(shù)比水驅(qū)提高了38.6%，比二元復(fù)合驅(qū)擴(kuò)大了近1/3，計算最終提高總采收率為19.1%(表1)。

不同化學(xué)驅(qū)注入壓力變化曲線如圖6所示。微球-乳化劑驅(qū)替過程中，注入微球階段，注入壓力由0.3 MPa上升到0.8 MPa，說明微球能夠運(yùn)移至模型深部進(jìn)行封堵，增加了滲流阻力。注入乳化劑后壓力進(jìn)一步升高到0.9 MPa，是注入前的3倍，大于聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)的壓力上升幅度，聚合物驅(qū)壓力上升到注入前的2.3倍，二元復(fù)合驅(qū)壓力上升到注入前的2.6倍，說明微球-乳化劑驅(qū)封堵能力強(qiáng)，強(qiáng)于聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)；后續(xù)水驅(qū)階段，注入壓力下降，穩(wěn)定在0.2 MPa左右，與聚合物驅(qū)、二元復(fù)合驅(qū)壓力基本相當(dāng)，分析認(rèn)為注入的微球-乳化劑體系被后續(xù)水驅(qū)沖散，能夠向前運(yùn)移。

圖6不同化學(xué)驅(qū)注入壓力變化曲線Fig.6 Variation of injection pressure in the process of different chemical flooding

不同化學(xué)驅(qū)綜合含水率變化曲線如圖7所示.微球-乳化劑驅(qū)的含水下降時間晚于聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)，進(jìn)一步說明注入的微球首先是運(yùn)移至模型深部進(jìn)行封堵，然后綜合含水率波動下降，說明后續(xù)注入的乳化劑具有微調(diào)的功能，能夠不斷調(diào)整后續(xù)驅(qū)油劑的流向，使得后續(xù)驅(qū)油劑在模型中封堵，引起綜合含水率上升-然后驅(qū)替，使得產(chǎn)油量增加，綜合含水率下降-再封堵-再驅(qū)替，相應(yīng)的綜合含水率表現(xiàn)出上升-下降-再上升-再下降的波動下降趨勢，綜合含水率由98.5%最低下降到64.5%，含水下降的深度和寬度均大于聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)。

圖7不同化學(xué)驅(qū)綜合含水率變化曲線Fig.7 Variation of composite water cut in the process of different chemical flooding

綜合上述分析，微球-乳化劑驅(qū)具有深部調(diào)堵+微調(diào)驅(qū)油的雙重功能，可大幅度提高特高含水后期的原油采收率。自聚集微球能夠運(yùn)移至油藏深部封堵，乳化劑可以持續(xù)助調(diào)，不斷調(diào)整后續(xù)驅(qū)油劑的流向，具有封堵-驅(qū)替-再封堵-再驅(qū)替的特點(diǎn)，有效作用范圍大，并且能夠明顯提高波及區(qū)域內(nèi)的驅(qū)油效率，從而大幅度提高原油采收率。

3 結(jié)論及建議

(1)特高含水后期提高采收率的潛力區(qū)為未波及區(qū)的剩余油和已波及的弱水洗區(qū)和中水洗區(qū)，繼續(xù)進(jìn)行高倍數(shù)水驅(qū)和超低界面張力活性劑驅(qū)不能進(jìn)一步擴(kuò)大波及系數(shù)，提高采收率潛力小，需采用深部調(diào)堵+微調(diào)驅(qū)油相結(jié)合的技術(shù)。

(2)三維物理大模型實(shí)驗表明，特高含水后期采用自聚集微球-乳化劑驅(qū)可擴(kuò)大波及系數(shù)38.6%，提高采收率19.1%，其封堵能力、波及范圍和驅(qū)油效率均明顯高于聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)。

(3)自聚集微球能夠運(yùn)移至油藏深部封堵，乳化劑可以持續(xù)助調(diào)，具有封堵-驅(qū)替-再封堵-再驅(qū)替的特點(diǎn)，可發(fā)揮深部調(diào)堵+微調(diào)驅(qū)油的雙重功能，從而大幅度提高特高含水后期的原油采收率。