李彥閱 劉義剛 盧祥國 劉進(jìn)祥 張 楠

（1. 中海石油（中國） 有限公司天津分公司天津 300450； 2. 東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 黑龍江大慶 163318）

0 引 言

LD5-2 油田地理上位于渤海遼東灣海域， 東經(jīng)120°42'～120°48'， 北緯39°55'～39°59'， 西北距綏中市約55 km， 東與綏中36-1 油田緊鄰［1］。 構(gòu)造上位于遼西凹陷中段， 東側(cè)緊靠遼西低凸起， 屬于遼西1 號(hào)斷層下降盤上的一個(gè)斷塊構(gòu)造。

依據(jù)“旋回對(duì)比、 分級(jí)控制” 原則和砂層發(fā)育情況， 結(jié)合流體分布特征， 以館陶組底部砂礫巖和東二下段上部厚層穩(wěn)定泥巖段為區(qū)域?qū)Ρ葮?biāo)志層， 將東營組含油層段劃分為6 個(gè)油組， 其中， 東二上段和東二下段各分為3 個(gè)油組。 各油組分布較穩(wěn)定， 對(duì)比關(guān)系較好， 且底部均有穩(wěn)定的泥巖段相隔。 目前， LD5-2 油田邊水推進(jìn)快， 部分井含水上升較快， 綜合遞減加大， 年遞減率達(dá)到29.8%［2-3］。

LD5-2 油田屬于高孔、 高滲儲(chǔ)層， 巖石膠結(jié)疏松， 由于長期高強(qiáng)度注水， 大孔道已經(jīng)形成， 注水井在多層與1 口或多口采油井間形成水流優(yōu)勢通道， 相應(yīng)地油井含水上升較快， 影響開發(fā)效果， 亟待采取綜合調(diào)整措施來改善開發(fā)效果［4-5］。

近年來， 老油田綜合治理成為中國石油開發(fā)工作者的共識(shí)［6-7］， 礦場實(shí)踐也取得了明顯增油降水效果［8-10］。 在大尺度非均質(zhì)巖心中， 多種化學(xué)驅(qū)替段塞的結(jié)合使用對(duì)開發(fā)效果影響的研究相對(duì)較少，不同井網(wǎng)類型化學(xué)驅(qū)的開發(fā)效果差異如何也有待進(jìn)一步探討。 針對(duì)目標(biāo)油藏開發(fā)技術(shù)需求， 本次開展了“調(diào)剖／調(diào)驅(qū)／驅(qū)油” 措施組合與井網(wǎng)類型適應(yīng)性實(shí)驗(yàn)研究， 這對(duì)目標(biāo)油田綜合治理技術(shù)決策有重要參考價(jià)值。

1 實(shí)驗(yàn)條件

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

調(diào)剖劑由聚合物（部分水解聚丙烯酰胺（201（Ⅰ） 和201 （Ⅱ）， 相對(duì)分子質(zhì)量為1 900×104，固含量為 88%） 與 Cr3+交聯(lián)劑 （ 有機(jī)鉻（YJYSD107）， 有效體積分?jǐn)?shù)為100%） 組成。 調(diào)驅(qū)劑 （聚合物微球， HYHK） 和高效驅(qū)油劑（CW-2，有效體積分?jǐn)?shù)為100%） 組成。 上述藥劑由中海石油（中國） 有限公司天津分公司提供。實(shí)驗(yàn)用水為LD5-2 油田注入水， 水質(zhì)分析總礦化度為8 259.5 mg／L， 其中K++Na+、 Ca2+、 Mg2+、 Cl-、、 HCO3-的質(zhì)量濃度分別為2 169.8、816.6、94.2、4 848.8、156.1、173.9 mg／L。

實(shí)驗(yàn)用油為LD5-2 原油與輕烴混合物， 55 ℃條件下黏度為200 mPa·s。

高效驅(qū)油劑驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)所用的人造均質(zhì)長方形巖心， 滲透率為1 500×10-3μm2。 非均質(zhì)巖心大模型為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心［11-12］， 包括三維層內(nèi)“縱向非均質(zhì)（巖心Ⅰ） ” 和“平面非均質(zhì)（巖心Ⅱ） ”。 巖心樣品長×寬×高為32 cm×32 cm×6 cm。

油水井（包括垂直井、 水平井） 位置分布和模型編號(hào)示意見圖1 （水平井布置在巖心厚度中心位置）， 小層或條帶滲透率分布見表1。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心滲透率Table 1 Permeabilities of the testing cores

圖1 巖心模型示意Fig.1 Sketch of the core model

1.2 儀器設(shè)備

采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀測試聚合物溶液、 聚合物凝膠和稠油黏度， 采用TX-500C 旋滴界面張力儀測試高效驅(qū)油劑與原油間界面張力， 采用奧特光學(xué)儀器公司生產(chǎn)的BDS400 倒置生物顯微鏡觀測微球外觀形態(tài)、 粒徑分布及其變化規(guī)律， 采用激光掃描共聚焦顯微鏡觀察高效驅(qū)油劑與稠油混合后油滴分散程度。 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括高精度電流表、 平流泵、 壓力傳感器（壓力表）、 物理模型和中間容器等。 除平流泵和手搖泵外， 其他部分置于恒溫箱內(nèi)。

1.3 方案設(shè)計(jì)

根據(jù)渤海LD5-2 油田生產(chǎn)實(shí)際可知， 與水驅(qū)到98%后進(jìn)行化學(xué)驅(qū)相比， 在綜合含水率達(dá)到80%后進(jìn)行化學(xué)驅(qū)， 最終采收率增幅相差不大， 而后者可節(jié)省開采的時(shí)間成本。

綜合生產(chǎn)實(shí)際以及實(shí)驗(yàn)的可操作性， 設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方案共計(jì)6 組， 擁有相同的調(diào)驅(qū)劑段塞組成“水驅(qū)80%+0.05 PV Cr3+聚合物凝膠（聚合物質(zhì)量濃度（Cp） 為3 000 mg／L， 交聯(lián)劑質(zhì)量濃度（C交）為2 000 mg／L） +0.2 PV 聚合物微球（聚合物微球質(zhì)量濃度（C微球） 為3 000 mg／L） +0.1PV 高效驅(qū)油劑溶液 （高效驅(qū)油劑質(zhì)量濃度CS為1 200 mg／L）+水驅(qū)至98%”， 只是巖心類型不同，其中縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心“Ⅰ1—4” 編號(hào)為“方案1—4”， 平面非均質(zhì)巖心“Ⅱ1—2” 為“方案5、 6”。 此外， 實(shí)驗(yàn)溫度為油藏溫度55 ℃。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 基本性能評(píng)價(jià)及優(yōu)選

2.1.1 調(diào)剖劑

采用注入水配制聚合物溶液（201 （Ⅰ） 和201 （Ⅱ），Cp均為3 000 mg／L）， 將其與3 種質(zhì)量濃度（1 000、 1 500、 2 000 mg／L） 的Cr3+交聯(lián)劑混合后得到混合液。 混合液（聚合物凝膠） 黏度與時(shí)間關(guān)系見圖2。

從圖2 可以看出， 對(duì)于聚合物201 （Ⅰ）， 當(dāng)Cp為3 000 mg／L 時(shí)， 16 h 后混合液黏度開始明顯增加， 表明混合液中聚合物分子鏈與Cr3+發(fā)生了交聯(lián)反應(yīng)， 形成了“區(qū)域性” 網(wǎng)狀分子聚集體。 與聚合物201 （Ⅰ） 相比較， 聚合物201 （Ⅱ） 與Cr3+反應(yīng)速度較快， 3 h 左右混合液黏度開始明顯增加。 完全成膠后黏度超過100 Pa·s， 表現(xiàn)出良好成膠性能， 其中聚合物201 （Ⅰ） 穩(wěn)定性和延緩成膠性更好。 進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)， 隨著交聯(lián)劑濃度增加， 發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)時(shí)間縮短。 因此， 優(yōu)選聚合物201 （Ⅰ） 進(jìn)行后續(xù)實(shí)驗(yàn)。

圖2 黏度與時(shí)間關(guān)系Fig.2 Relationship between viscosity and time

2.1.2 調(diào)驅(qū)劑

2.1.2.1 水化性能

采用注入水配制聚合物微球溶液（微球質(zhì)量濃度為3 000、 4 000、 5 000 mg／L）， 測試初始粒徑和外觀形態(tài)， 之后放置于55 ℃恒溫箱中， 定時(shí)觀測微球粒徑和外觀形態(tài)（表2）。 微球粒徑和外觀形態(tài)與時(shí)間關(guān)系見圖3。 從圖3 看出， 微球初始粒徑為8 ～9 μm。 隨水化時(shí)間增加， 微球粒徑增大， 初期增加速度較快， 168 h 左右水化膨脹基本停止。 隨微球濃度增加， 微球粒徑變化幅度較小?？傮w膨脹倍數(shù)為3 倍左右。

圖3 微球外觀形態(tài)與時(shí)間關(guān)系（C p = 3 0 0 0 m g /L）Fig.3 Relationship between appearance occurrence and time of the microsphere(Cp=3 000 mg/L)

表2 聚合物微球溶液水化性能測試結(jié)果Table 2 Tested results of the hydrated performances of the polymer microsphere solution

2.1.2.2 微球粒徑分布

采用生物顯微鏡觀測微球， 利用統(tǒng)計(jì)學(xué)方法計(jì)量不同粒徑范圍微球數(shù)目［13-14］， 計(jì)算每組粒徑范圍下微球的頻率， 繪制粒徑分布頻率曲線（圖4）。

從圖4 可以看出， 微球粒徑呈正態(tài)分布， 分布范圍比較窄。 隨時(shí)間增加， 微球粒徑有增大的趨勢， 但正態(tài)分布趨勢未發(fā)生變化。

圖4 微球粒徑分布曲線Fig.4 Distribution curve of the particle size of the microsphere

2.1.3 高效驅(qū)油劑

2.1.3.1 界面張力

采用LD5-2 油田注入水配制高效驅(qū)油劑溶液，其與原油間界面張力測試結(jié)果為： 高效驅(qū)油劑質(zhì)量濃度（Cs） 為1 000 mg／L 時(shí)， 界面張力為8.23 ×10-2mN／m；Cs為1 500 mg／L 時(shí)， 界面張力為6.29×10-2mN／m；Cs為2 000 mg／L 時(shí)， 界面張力為4.69×10-2mN／m。 分析可知， 隨高效驅(qū)油劑濃度增加， 驅(qū)油劑與原油間界面張力逐漸降低。 當(dāng)Cs為1 000 ～2 000 mg／L 時(shí)， 界面張力均可維持在10-2mN／m 數(shù)量級(jí)。

2.1.3.2 乳化降黏特征

采用注入水配制高效驅(qū)油劑（質(zhì)量濃度分別為1 000、 1 500、 2 000 mg／L） 溶液， 將其按一定油水體積比與原油混合， 置于55 ℃恒溫箱1 h， 攪拌2 min 后（轉(zhuǎn)速為250 r／min）， 測試乳狀液黏度。 黏度測試結(jié)果和降黏率計(jì)算結(jié)果見表3。

表3 乳狀液黏度和降黏率Table 3 Viscosities and viscosity reduced ratios of the emulsion

從表3 可以看出， 在高效驅(qū)油劑濃度相同條件下， 隨油水體積比減小即乳狀液中原油含量減少，乳狀液黏度降低。 在油水體積比相同條件下， 隨高效驅(qū)油劑濃度增加， 乳狀液黏度下降。 隨高效驅(qū)油劑濃度增大和油水體積比減小， 乳化液降黏率都呈現(xiàn)增大趨勢。 含水率等于或大于40%時(shí)， 稠油乳化降黏率超過80%。

2.1.3.3 驅(qū)油效率

在人造均質(zhì)長方形巖心和藥劑濃度不同條件下， 高效驅(qū)油劑驅(qū)油效率見表4。

從表4 可以看出， 在初始含油飽和度與水驅(qū)采收率基本一致時(shí)， 高效驅(qū)油劑質(zhì)量濃度越高， 采收率增幅越大。 分析認(rèn)為， 當(dāng)質(zhì)量濃度小于1 500 mg／L時(shí)， 高效驅(qū)油劑與原油間的乳化降黏效果較弱， 形成的乳狀液滴較少。 隨著質(zhì)量濃度的增加， 驅(qū)替過程中驅(qū)油劑與原油間的界面張力降低，乳化降黏效果增強(qiáng)， 有利于提高洗油效率， 從而導(dǎo)致最終采收率增加。

表4 驅(qū)油效率測試結(jié)果Table 4 Tested results of the oil displaced efficiency

需要強(qiáng)調(diào)指出， 盡管高效驅(qū)油劑能夠較大幅度提高洗油效率， 但驅(qū)油劑自身滯留和液流轉(zhuǎn)向能力較弱， 只有當(dāng)驅(qū)油劑與調(diào)剖劑、 調(diào)驅(qū)劑聯(lián)合應(yīng)用時(shí)才能充分發(fā)揮洗油效率高的特性［15-18］。

2.2 增油降水效果分析

2.2.1 采收率影響

巖心（井網(wǎng)） 類型和“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑+高效驅(qū)油劑” 組合方式對(duì)調(diào)剖調(diào)驅(qū)增油降水效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

從表5 可以看出， 對(duì)于縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心，“方案2” 采用2 個(gè)水平井， 注采井滲流面積最大，波及效果較好， 因而各階段采收率較高。 “方案1”采用1 個(gè)水平水井和2 個(gè)垂直油井， 注入端滲濾面積較大， 波及范圍也較大， 但2 個(gè)油井間存在難以波及的死油區(qū)， 剩余油飽和度較高， 各階段采收率也較高。 “方案3” 采用1 個(gè)垂直注入井和1 個(gè)水平采出井， 垂直井左右都存在難以波及區(qū)域， 因而剩余油較多， 各階段采收率較低。 與“方案1”、“方案2”、 “方案3” 相比， “方案4” 采用1 個(gè)垂直注入井和2 個(gè)垂直油井， 注入端滲濾面積較小，滲流阻力較大， 在注入井左右和2 個(gè)油井中間部位都存在難以波及區(qū)域， 因而各階段采收率較低。 對(duì)于平面非均質(zhì)巖心， “方案5” 所用巖心水平注采井均與各個(gè)滲透條帶平行， 注入井布置在高滲透層中部， 水驅(qū)滲濾面積較大， 滲流阻力較小， 水線推進(jìn)比較均勻， 波及體積較大， 采收率較高。 與“方案5” 不同， “方案6” 所用巖心水平注采井均與各個(gè)滲透條帶垂直， 注入井穿透高、 中、 低3 個(gè)滲透條帶， 注入水主要沿高滲透條帶突進(jìn)， 水驅(qū)波及體積較小， 采收率較低。

表5 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 5 Experimental data of the recovery

綜上所述， 在儲(chǔ)層物性相同條件下， 水平井網(wǎng)水驅(qū)和“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑+驅(qū)油劑” 組合開發(fā)效果優(yōu)于垂直井網(wǎng)， 含水平井井網(wǎng)的水驅(qū)和“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑+驅(qū)油劑” 組合開發(fā)效果優(yōu)于不含水平井井網(wǎng)的開發(fā)效果。

2.2.2 動(dòng)態(tài)分析

“方案1” — “方案4” 實(shí)驗(yàn)過程中注入壓力、含水率和采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系見圖5。

從圖5 可以看出， 不同井網(wǎng)類型對(duì)采收率和提高采收率增幅有一定影響。 在水驅(qū)階段， 隨注入孔隙體積倍數(shù)增加， 原油采出程度提高， 含水率逐漸升高。 水相滲透率增加， 滲流阻力降低， 導(dǎo)致注入壓力降低。 在調(diào)剖劑注入階段， 隨注入孔隙體積倍數(shù)增加， 調(diào)剖劑主要在高滲層滯留， 滲流阻力增加， 注入壓力大幅度升高， 導(dǎo)致中、 低滲層吸液壓差增大， 吸液量增大， 達(dá)到液流轉(zhuǎn)向的目的， 這擴(kuò)大了波及體積， 致使含水率大幅度降低和采收率明顯升高。

圖5 方案1—方案4注入壓力、含水率和采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系Fig.5 Relationship between injection pressure,watercut, recovery and PV number for Program 1-4

在調(diào)驅(qū)劑注入階段， 由于微球具備一定滯留和封堵功效， 隨注入孔隙體積倍數(shù)增加， 注入壓力逐漸升高， 宏觀和微觀液流轉(zhuǎn)向作用逐漸顯現(xiàn)。 在高效驅(qū)油劑注入階段， 由于高效驅(qū)油劑自身滯留能力較差， 不能產(chǎn)生附加滲流阻力， 加之洗油效果降低了油相飽和度， 滲流阻力逐漸減小， 注入壓力降低。 與“方案4” 相比， “方案1”、 “方案2”、“方案3” 巖心注入端滲流面積較大， 滲流阻力較小， 水驅(qū)和調(diào)驅(qū)劑注入壓力較低， 但中、 低滲透層吸液壓差增幅卻較大， 擴(kuò)大波及體積效果較好， 因而含水率下降幅度較大， 采收率增幅較高。

“方案5”、 “方案6” 實(shí)驗(yàn)過程中注入壓力、含水率和采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系見圖6。

從圖6 可以看出， 在水驅(qū)階段， 隨注入孔隙體積倍數(shù)增加， 原油采出程度提高， 含水率升高，水相滲透率增加， 滲流阻力降低， 注入壓力降低。在調(diào)剖劑注入階段， 隨注入孔隙體積倍數(shù)增加， 調(diào)剖劑在高滲條帶內(nèi)滯留量增多， 滲流阻力增加， 注入壓力升高， 導(dǎo)致中、 低滲層吸液壓差增大， 后續(xù)吸液量增加， 從而擴(kuò)大了波及體積， 致使含水率降低、 采收率提高。 在調(diào)驅(qū)劑注入階段， 隨注入孔隙體積倍數(shù)增加， 調(diào)驅(qū)劑滯留量增加， 滲流阻力增大， 注入壓力小幅升高。

圖6 方案5、方案6注入壓力、含水率和采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系Fig.6 Relationship between injection pressure,watercut, recovery and PV number for Program 5-6

在注入高效驅(qū)油劑階段， 由于高效驅(qū)油劑自身不具備滯留即增加滲流阻力功效， 加之洗油能力較強(qiáng)， 致使油相滲透率明顯減小， 水相滲透率增大，注入壓力下降。 與“方案6” 相比較， “方案5”由于水平井與各個(gè)滲透條帶平行， 流體推進(jìn)更均勻， 宏觀指進(jìn)現(xiàn)象較弱， 調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑波及效果更好， 采收率增幅較大。

3 結(jié) 論

（1） 與直井井網(wǎng)相比較， 水平井井網(wǎng)因注入井滲濾面積大， 注入壓力較低， 致使調(diào)剖劑難以對(duì)中、 低滲透層造成傷害。 調(diào)剖后中、 低滲透層吸液壓差增幅較大， 調(diào)驅(qū)劑和驅(qū)油劑轉(zhuǎn)向進(jìn)入中、 低滲透層， 擴(kuò)大波及體積效果較好， 采收率增幅較大。

（2） 與水平井布置在中滲透層井網(wǎng)（巖心Ⅰ）相比較， 水平井貫穿高中低滲透層井網(wǎng)（巖心Ⅱ）調(diào)剖劑可以更多進(jìn)入高滲透條帶發(fā)揮封堵作用， 促使后續(xù)調(diào)驅(qū)劑和高效驅(qū)油劑轉(zhuǎn)向進(jìn)入低滲透層發(fā)揮微觀液流轉(zhuǎn)向和原油降黏、 驅(qū)油作用， 采收率增幅較大。

（3） “調(diào)剖+調(diào)驅(qū)+驅(qū)油” 措施組合使用形成協(xié)同效應(yīng)， 可以取得更好增油降水效果。