高溫油藏聚驅(qū)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)探討

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摘要大慶外圍低滲中高溫油藏地質(zhì)儲(chǔ)量大，但目前水驅(qū)開發(fā)效果和效益變差。通過優(yōu)化聚合物類型、分子量、濃度、注入速度和用量等參數(shù)，編制了試驗(yàn)區(qū)聚合物驅(qū)方案。試驗(yàn)區(qū)選用聚合物SNF700濃度為1350mg/L，注入孔隙體積0.6PV，聚合物SNF700用量810mg/L·PV，注入速度為0.08PV/a。數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果與水驅(qū)開發(fā)效果相比，聚驅(qū)可提高采收率5.03%，目前試驗(yàn)區(qū)含水下降幅度和采收率均好于預(yù)測(cè)結(jié)果，這為低滲中高溫油田開發(fā)提供了儲(chǔ)備技術(shù)。

關(guān)鍵詞低滲中高溫油藏；聚合物驅(qū)；聚合物用量；注入速度

0引言

大慶外圍空氣滲透率在（50~150）×10-3μm2的低滲油田地質(zhì)儲(chǔ)量3000×104t以上。目前綜合含水89.7%，水驅(qū)可采儲(chǔ)量采出程度90.7%，水驅(qū)剩余可采儲(chǔ)量潛力小，產(chǎn)油規(guī)模不斷減小，低產(chǎn)低效井?dāng)?shù)多，開發(fā)效果和效益變差[1-2]。為此，有必要開展低滲油藏聚驅(qū)試驗(yàn)，為水驅(qū)后提高采收率儲(chǔ)備技術(shù)。依據(jù)低滲油田化學(xué)驅(qū)優(yōu)選要求，優(yōu)選了儲(chǔ)層物性好、注采井距小、連通性好的龍虎泡油田為化學(xué)驅(qū)提高采收率試驗(yàn)區(qū)[3-4]。低滲油藏與中高滲透率油藏相比，其具有地層條件差、滲透率低、注采井距大、油藏溫度高的特點(diǎn)[1-4]。因此應(yīng)用常規(guī)聚驅(qū)方案設(shè)計(jì)在執(zhí)行過程中，常出現(xiàn)注入壓力達(dá)到油藏破裂壓力，無法正常注入，或注入壓力正常，但聚合物用量過大，經(jīng)濟(jì)效益較差等問題[5-8]。應(yīng)用質(zhì)量管理方法優(yōu)化聚合物驅(qū)方案[9-11]，針對(duì)低滲油藏滲透率低且溫度高特征，依次通過優(yōu)化聚合物類型、聚合物相對(duì)分子質(zhì)量、聚合物濃度、聚合物注入速度和聚合物用量參數(shù)，得到適用于大慶低滲油藏的聚驅(qū)方案，為大慶外圍低滲油田有效開發(fā)提供技術(shù)支撐。

1實(shí)驗(yàn)部分

1.1實(shí)驗(yàn)藥品

聚合物P800和P1200由大慶煉化公司生產(chǎn)，其余聚合物由中石油勘探開發(fā)研究院生產(chǎn)，代號(hào)分別為L(zhǎng)H2500、SNF700、TS400和TS700。實(shí)驗(yàn)用水為現(xiàn)場(chǎng)用清水和污水，清水總礦化度為991mg/L，組成包括：Ca2+（56.1mg/L）、Mg2+（24.3mg/L）、Na+（200mg/L）、Cl-（116mg/L）、SO42-（110mg/L）；污水總礦化度為6070mg/L，組成包括：Ca2+（16mg/L）、Mg2+（9.7mg/L）、Na+（1930mg/L）、Cl-1（1490mg/L）、SO42-（149mg/L）。實(shí)驗(yàn)用油為大慶油田脫水原油與煤油混合而成的實(shí)驗(yàn)用模擬油，模擬油黏度為2.3mPa·s，模擬油密度為0.85g/cm3，巖心為大慶油田天然巖心。

1.2黏度測(cè)量

采用DV－Ⅱ型布氏黏度儀測(cè)量聚合物溶液黏度，測(cè)量轉(zhuǎn)子為0號(hào)，轉(zhuǎn)速為6r/min，實(shí)驗(yàn)溫度為70℃。聚合物溶液在轉(zhuǎn)速為1200r/min的剪切裝置內(nèi)剪切30s后的黏度為剪切后黏度。聚合物剪切黏度保留率為同一聚合物溶液的剪切后黏度與未剪切黏度的比值。聚合物溶液在70℃恒溫箱內(nèi)放置90d后測(cè)量得到的黏度為聚合物老化90d黏度。老化黏度保留率為同一聚合物溶液的老化后黏度與未老化黏度的比值。以上黏度值均在曝氧條件下測(cè)量得到。

1.3流動(dòng)性能測(cè)量

聚合物流動(dòng)性能測(cè)量分為以下步驟：①在70℃巖心抽真空至-1.0MPa，通過飽和水測(cè)量孔隙體積；②注入實(shí)驗(yàn)用水至注入壓力平穩(wěn)為止，記錄注入壓力和注入量；③注入聚合物溶液至注入壓力平穩(wěn)為止，繼續(xù)注入實(shí)驗(yàn)用水至壓力平穩(wěn)，記錄注入壓力和注入量。注入速度為0.2mL/min，計(jì)算聚合物阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。

1.4驅(qū)油效果測(cè)量

驅(qū)油效果測(cè)量步驟如下：①在70℃巖心抽真空至-1.0MPa，先飽和水，通過飽和水測(cè)量孔隙體積，再飽和模擬油，通過飽和油和飽和水體積確定含油飽和度，老化12h以上；②水驅(qū)至含水98%以上；③注入聚合物溶液，再后續(xù)水驅(qū)至含水98%以上。注入速度為0.2mL/min，記錄實(shí)驗(yàn)過程的注入壓力、產(chǎn)水和產(chǎn)油量，計(jì)算聚合物驅(qū)油效率。

1.5壓汞實(shí)驗(yàn)

壓汞實(shí)驗(yàn)采用的是9510Ⅳ型壓汞儀。巖心在70℃恒溫箱中，恒溫干燥12h，然后裝入儀器進(jìn)行測(cè)試。壓汞實(shí)驗(yàn)巖心最大進(jìn)汞壓力為30MPa。

2聚合物驅(qū)方案參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)

2.1聚合物類型優(yōu)化

2.1.1聚合物黏度性能。低滲中高溫油藏聚驅(qū)需選用耐溫和抗剪切的聚合物，采用與溫度和剪切直接相關(guān)的黏度、剪切黏度保留率和老化黏度保留率3個(gè)參數(shù)評(píng)價(jià)聚合物黏度性能?，F(xiàn)場(chǎng)清水配制濃度為5000mg/L聚合物母液，再用現(xiàn)場(chǎng)污水稀釋至不同濃度1000mg/L的目的液，在溫度70℃下，不同聚合物的黏度性能見表1。由表1可知，聚合物P800、P1200、LH2500、SNF700和TS400剪切黏度保留率較高達(dá)到60%以上，其中聚合物L(fēng)H2500和SNF700黏度保留率超過80%。聚合物P800、P1200、LH2500、SNF700和TS700老化90d黏度保留率較好，可達(dá)45%以上，其中聚合物SNF700老化黏度保留率超過76%。因此，聚合物TS400和TS700黏度性能較差，其余聚合物黏度性能較好。其中聚合物SNF700在油層深部可發(fā)揮更好的擴(kuò)大波及體積作用。2.1.2聚合物流動(dòng)性能。聚合物流動(dòng)性能評(píng)價(jià)參數(shù)主要包括注入壓力、阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)。低滲油田注采井距大、油藏滲透率低，在聚合物驅(qū)時(shí)受破裂壓力限制，壓力升幅空間有限僅4~8MPa。因此，直接采用以上參數(shù)評(píng)價(jià)不適用于低滲油藏的聚合物。天然巖心注入能力實(shí)驗(yàn)，在聚合物黏度為10mPa·s，將長(zhǎng)短粗細(xì)不同的天然巖心壓力歸一化尺寸為5cm2×10cm條件下，實(shí)現(xiàn)科學(xué)合理評(píng)價(jià)聚合物的流動(dòng)性能。不同類型聚合物的流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。在等黏條件下，聚合物SNF700、P800和TS700的阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)和注入壓力較低，聚合物P1200和LH2500的阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)和注入壓力較高。聚合物TS400的阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)和注入壓力極高，不適合在低滲油藏應(yīng)用。相同黏度不同種類聚合物阻力系數(shù)、殘余阻力系數(shù)和注入壓力差別較大，這主要是由于聚合物的相對(duì)分子質(zhì)量和支鏈結(jié)構(gòu)差異引起的。通過數(shù)值模擬，在破裂壓力22MPa，水測(cè)滲透率為26.7×10-3μm2，行列井網(wǎng)，注采井距為212m的模型下，計(jì)算聚合物黏度為10mPa·s，注入速度為0.2mL/min時(shí)，歸一化巖心的注聚壓力界限為0.22MPa。由表2可知，在相同聚合物黏度條件下，聚合物P800和SNF700的注入壓力低于注聚壓力界限，可以在大慶外圍低滲油藏順利注入。其余4種聚合物注入壓力偏高，注入困難。

2.2聚合物相對(duì)分子質(zhì)量?jī)?yōu)化

通過低滲油藏巖心壓汞實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，得到油藏孔隙半徑中值與滲透率關(guān)系曲線，如圖1所示。根據(jù)聚合物分子水動(dòng)力學(xué)半徑與油藏孔隙半徑中值對(duì)應(yīng)關(guān)系，結(jié)合圖1關(guān)系曲線，得到油藏滲透率與聚合物相對(duì)分子質(zhì)量的匹配關(guān)系圖版，如圖2所示。大慶低滲油層試驗(yàn)區(qū)空氣滲透率（50~150）×10-3μm2，由圖2可知，試驗(yàn)區(qū)適合注入400~600萬相對(duì)分子質(zhì)量的聚合物。聚合物SNF700和聚合物TS400檢測(cè)相對(duì)分子質(zhì)量滿足條件，聚合物TS400的注入壓力高、阻力系數(shù)及殘余阻力系數(shù)高，不適合低滲油田。結(jié)合以上實(shí)驗(yàn)結(jié)果，試驗(yàn)區(qū)優(yōu)先考慮流動(dòng)性能較好的超低相對(duì)分子質(zhì)量聚合物SNF700。

2.3聚合物濃度優(yōu)化

聚合物種類和分子量確定之后，聚合物溶液的濃度是直接影響?zhàn)ざ鹊膮?shù)。為了獲得較好的聚驅(qū)效果，對(duì)聚合物SNF700的濃度進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)。聚合物SNF700天然巖心流動(dòng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。由表3可知，聚合物SNF700體系黏度在15mPa·s時(shí)，注聚壓力0.24MPa，阻力系數(shù)高，注聚壓力高，試驗(yàn)區(qū)無法順利注入。當(dāng)SNF700聚合物體系濃度為1350mg/L時(shí)，體系黏度達(dá)到10mPa·s，注聚壓力僅為0.15MPa，注入壓力和阻力系數(shù)適宜；當(dāng)SNF700黏度5mPa·s時(shí)，注聚壓力進(jìn)一步降低。因此，試驗(yàn)區(qū)整體聚合物SNF700注入黏度設(shè)計(jì)為10mPa·s，濃度為1350mg/L。如果現(xiàn)場(chǎng)注入壓力升幅過快，可下調(diào)注入濃度到7.5mPa·s，仍能保持較好的流度控制，為后期跟蹤調(diào)整留有調(diào)整空間。聚合物SNF700濃度與提高采收率的關(guān)系如圖3所示。由圖3可知，隨著聚合物濃度增大，提高采收率值增加，但當(dāng)濃度大于1350mg/L，曲線上升速度變緩，采收率提高值幅度減小。試驗(yàn)區(qū)地下原油黏度為2.3mPa·s，當(dāng)注入濃度為1350mg/L時(shí)，溶液黏度10mPa·s左右，聚合物經(jīng)炮眼剪切、孔喉剪切、熱降解等影響后仍可獲得較為理想的流度控制。因此試驗(yàn)區(qū)整體注入聚合物濃度為1350mg/L，體系黏度在10mPa·s左右，在保證順利注入的同時(shí)獲得較好的驅(qū)油效果。

2.4聚合物注入速度優(yōu)化

根據(jù)聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)規(guī)律變化，在優(yōu)化注入速度時(shí)，應(yīng)考慮以下3個(gè)因素：①注入井的注入壓力不能超過油層的破裂壓力；②適當(dāng)控制注入速度，可以降低聚合物溶液通過油層時(shí)的剪切降解；③區(qū)塊的整體注入速度與各注入井的注入能力兼顧。根據(jù)馬斯凱特公式計(jì)算聚合物SNF700，濃度為1350mg/L時(shí)，注入速度與井口最高注入壓力的關(guān)系見表4。參考聚合物驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，注聚后最大視吸水指數(shù)下降40%～60%時(shí)，試驗(yàn)區(qū)注采井距212m，油層最高允許注入壓力為18.6MPa，計(jì)算得出最大注入速度為0.083PV/a。由不同注入速度井口允許的最高注入壓力計(jì)算結(jié)果得出：在最大視吸水指數(shù)下降50%的條件下，當(dāng)注入速度小于0.08PV/a時(shí)，注入壓力都不會(huì)超過最高允許注入壓力。最終確定試驗(yàn)區(qū)在不超過破裂壓力的限制條件下，注入速度為0.08PV/a，在實(shí)施過程中要根據(jù)單井壓力變化情況適當(dāng)調(diào)整注入速度。

2.5聚合物用量?jī)?yōu)化

聚合物用量是決定聚合物驅(qū)提高采收率大小和經(jīng)濟(jì)效益好壞的一個(gè)重要參數(shù)，合理的聚合物用量直接關(guān)系著聚合物驅(qū)的技術(shù)效果和經(jīng)濟(jì)效益。利用數(shù)值模擬計(jì)算得到聚合物SNF700在注入速度為0.08PV/a、濃度為1350mg/L條件下，不同用量下聚合物驅(qū)油效果如圖4所示。由圖4可知隨著聚合物SNF700用量的增加，采收率始終增加，但當(dāng)聚合物用量達(dá)到800mg/L·PV時(shí)，曲線變平緩，增加幅度··22越來越低。因此，結(jié)合實(shí)際情況，建議試驗(yàn)區(qū)聚合物SNF700用量為810mg/L·PV，并可根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施情況進(jìn)行調(diào)整。

3聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)及應(yīng)用

3.1聚合物驅(qū)方案設(shè)計(jì)

依據(jù)上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果，同時(shí)結(jié)合3類油層聚合物驅(qū)試驗(yàn)結(jié)果，初步確定試驗(yàn)區(qū)聚合物驅(qū)體系配方、濃度、相對(duì)分子質(zhì)量、注入速度等如下：①試驗(yàn)區(qū)選用聚合物SNF700作為聚合物驅(qū)體系；②聚合物SNF700溶液采用清配污稀方式配制，以滿足實(shí)際生產(chǎn)需求，聚合物SNF700濃度為1350mg/L；③注入孔隙體積為0.6PV，SNF700聚合物用量為810mg/L·PV，注入速度為0.08PV/a；④試驗(yàn)采用單一整體段塞注入方式，井口聚合物SNF700黏度保持在10mPa·s左右。

3.2聚合物驅(qū)開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)

采用數(shù)值模擬方法，對(duì)聚合物SNF700驅(qū)油的效果進(jìn)行預(yù)測(cè)結(jié)果，如圖5所示。由圖5可知，試驗(yàn)井組注入前含水為94.83%，當(dāng)聚合物SNF700注入孔隙體積為0.05PV時(shí)，試驗(yàn)井組綜合含水達(dá)到最高值95.02%。當(dāng)注入孔隙體積0.27PV時(shí)，試驗(yàn)井組綜合含水達(dá)到最低值89.98%，含水下降幅度5.04%。與水驅(qū)開發(fā)效果相比，聚驅(qū)提高采收率5.03%，試驗(yàn)井組最終累積增油1.07×104t。低滲試驗(yàn)區(qū)塊聚驅(qū)方案已經(jīng)實(shí)施，截至目前注聚井注入壓力均在方案設(shè)計(jì)范圍內(nèi)，試驗(yàn)區(qū)含水下降幅度和采收率均好于數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果。100908070綜合含水/%采出程度/%30201000.00.20.40.60.81.0注入孔隙體積/PV水驅(qū)含水聚驅(qū)含水實(shí)際含水水驅(qū)采出程度圖5試驗(yàn)井組聚合物驅(qū)試驗(yàn)開發(fā)指標(biāo)預(yù)測(cè)曲線

4結(jié)論

1）采用剪切保留率和老化保留率聚合物黏度參數(shù)，優(yōu)選出聚合物SNF700黏度性能最優(yōu)。運(yùn)用巖心歸一化處理方法，優(yōu)選出聚合物P800和SNF700可以在低滲油層順利注入，其余4種聚合物注入壓力偏高，注入困難。2）通過油藏滲透率與聚合物相對(duì)分子質(zhì)量的匹配圖版優(yōu)化出，聚合物SNF700適合大慶低滲油層聚合物驅(qū)。聚合物SNF700最佳注入濃度為1350mg/L，可提高采收率5%。3）數(shù)值模擬預(yù)測(cè)試驗(yàn)井組綜合含水達(dá)到最低值89.98%，含水下降幅度5.04%。與水驅(qū)開發(fā)效果相比，聚驅(qū)提高采收率5.03%，試驗(yàn)井組最終累積增油1.07×104t。目前注聚井注入壓力均在方案設(shè)計(jì)范圍內(nèi)，試驗(yàn)區(qū)含水下降幅度和采收率均好于數(shù)值模擬預(yù)測(cè)結(jié)果。

作者:呂昌森 崔長(zhǎng)玉 郭松林 李陽(yáng)陽(yáng) 單位:中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司 國(guó)家能源陸相砂巖老油田持續(xù)開采研發(fā)中心 中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司第九采油廠地質(zhì)研究所