聚合物驅后凝膠與二元復合體系段塞式交替注入驅油效果

王中國，張繼紅，張志明，李旭東，趙倩倩

（1.哈爾濱工業大學機電工程學院，黑龍江哈爾濱 150001； 2.大慶油田有限責任公司第五采油廠，黑龍江大慶163001； 3.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

聚合物驅后凝膠與二元復合體系段塞式交替注入驅油效果

王中國1，2，張繼紅3，張志明3，李旭東2，趙倩倩2

（1.哈爾濱工業大學機電工程學院，黑龍江哈爾濱 150001； 2.大慶油田有限責任公司第五采油廠，黑龍江大慶163001； 3.東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶 163318）

針對大慶油田N5區西部P1試驗區塊聚合物驅后含水率上升速度加快，產油量降低，且尚存大量剩余油的現狀，提出進一步提高聚合物驅后剩余油的凝膠與二元復合體系段塞式交替注入驅油技術，通過實驗分析鉻離子凝膠體系黏度的影響因素，研究聚合物驅后凝膠體系與二元復合體系（相對分子質量為2 500萬的聚合物和RMA－1型表面活性劑）段塞式交替注入驅油的效果；通過數值模擬分析聚合物驅后凝膠與二元復合體系段塞式交替注入驅油的可行性.結果表明：凝膠與二元體系段塞式交替注入驅油階段采收率在聚合物驅基礎上提高10%以上，說明該技術可以作為聚合物驅后進一步提高原油采收率的技術儲備.

聚合物驅；凝膠；二元復合體系；交替注入；驅油效果

DOI 10.3969／j.issn.2095－4107.2012.04.010

0 引言

大慶油田從1996年開始進行聚合物驅工業化應用，目前主力油層已經進入聚合物驅開采階段，取得明顯增油降水效果.經過多年聚合物驅開采，部分區塊已經進入聚合物驅后期，并相繼轉入后續水驅，按目前聚合物驅區塊最終采收率60%考慮，還有近40%的儲量資源沒得到充分利用，因此提高聚合物驅后殘余油的采收率尤為重要.

三元復合驅油提高采收率技術在大慶油田進行礦場試驗與應用，提高采收率效果明顯，在聚驅基礎上再提高采收率10%左右，但是存在堿耗嚴重、乳化嚴重、結垢嚴重等問題，使該方法的應用受到一定程度的制約［1－3］；夏惠芬等利用聚丙烯酰胺／甜菜堿表面活性劑二元復合體系進行巖心驅油實驗，結果表明二元復合體系的黏彈性越大，聚驅后二元復合體系驅油的采收率增加幅度也越大，但相對成本也較高［4－5］，因此需要進一步研究更經濟有效的提高聚驅后原油采收率的新方法.張繼紅［6－7］等提出聚合物驅后利用凝膠驅擴大波及體積，利用表活劑驅提高洗油效率，利用段塞注入方式降低注入壓力、減少生產投資的方法，效果明顯，但存在表面活性劑驅階段指進現象嚴重的問題.

為此，在聚合物驅后凝膠與表活劑交替注入驅油［6－7］的基礎上，進行聚合物驅后采用凝膠與二元復合體系交替注入驅油效果研究，通過實驗對凝膠體系黏度的影響因素進行分析，首次利用大平板物理模擬裝置對聚合物驅后凝膠與二元復合體系交替注入驅油效果進行研究；利用Eclipse和CMG數值模擬軟件，首次針對N5區西部P1試驗區塊（簡稱試驗區塊）進行聚合物驅后凝膠與二元復合體系交替注入驅油效果及可行性研究，以尋求一種較好的、在聚合物驅后進一步采出剩余油、提高原油采收率的方法，為聚合物驅油田的開發提供一定的技術參考.

1 驅油機理

二元復合驅油技術是聚合物驅和表面活性劑驅2種不同驅油方式的有機結合.其中二元體系中的表面活性劑能夠降低油水的界面張力，對原油具有較強的乳化能力，可以改變巖石的潤濕性能，有效提高洗油效率，使地層內的殘余油形成“乳化油滴”和“油絲”；二元體系中的聚合物能夠調節油水兩相的流度比，提高波及體積，進一步挖掘剩余油，并能夠使注入液具有較大的剪切黏度，導致產生的“油絲”在注入液的剪切下拉斷，形成油滴被采出［8－11］.通過二元體系驅油而不事先進行調剖，其開發效果并不理想（見圖1）.由圖1可以看出，二元體系主要從中間高滲透孔道流通，而未波及邊部低滲透孔道中的原油，采收率相對較低［12－13］.

圖1 二元體系微觀驅油效果

凝膠與二元復合體系交替注入驅油機理主要體現在凝膠調剖作用和二元復合體系的驅油作用上.首先注入凝膠體系段塞，由于高滲透層的滲流阻力相對較低，注入的凝膠體系進入高滲透層，并隨著注入時間的增長，凝膠體系強度逐漸增大，可以有效封堵高滲透層，降低高滲透層的滲透率，使油藏的非均質性得到有效解決；由于高滲透孔道被凝膠封堵，后續注入的二元復合體系溶液改變液流方向，進入以前未曾波及到的或波及較少的中低滲透層，在二元復合體系溶液驅油機理作用下，進一步提高微觀洗油效率.如果采用多輪次交替注入的驅替方式，那么在凝膠和二元復合體系溶液的交替注入下，能夠使更多的中低滲透層中的殘余油在凝膠和二元復合體系的交替調驅下，由不動油變為可動油，最終實現提高原油采收率［14－16］.

2 實驗

2.1 實驗材料

采用的物理模擬模型為三層非均質人造物理模型（45mm×600mm×600mm），三層厚度比為1∶1∶1，滲透率分別為（800，1 200，2 000）×10－3μm2.實驗用油為N5區西部P1試驗區塊脫水原油與煤油配制而成的模擬油，45℃條件下黏度為8.3mPa·s.采用的聚合物為大慶煉化公司生產的相對分子質量為1 900×104的部分水解聚丙烯酰胺，聚合物驅用聚合物溶液質量濃度為1 200mg／L，剪切稀釋后黏度為20～25mPa·s；凝膠體系由聚合物溶液與鉻離子按一定聚交比配制而成，其中聚合物溶液質量濃度以及聚交比由實驗確定；二元復合體系由質量濃度為1 200mg／L的聚合物溶液與純度為50%、質量分數為0.3%的表面活性劑RMA－1混合而成.實驗用水為N5區西部P1試驗區塊深度處理污水，礦化度為6 000～7 000mg／L，pH＝9［7］.

2.2 儀器設備

儀器設備主要包括恒溫箱、平流泵、壓力傳感器、壓力表、高壓中間容器、手搖泵、產液計量管、2XZ－8高速真空泵、布氏黏度計、電子天平、多頭磁力攪拌器、燒杯和試管等，實驗溫度為45℃［7］.

3 實驗結果與分析

3.1 黏度影響因素

3.1.1 質量濃度

用布氏黏度計分別測量不同質量濃度鉻離子凝膠體系在初始時刻和24h時的黏度，并分別繪制初始時刻和24h時鉻離子凝膠體系質量濃度與黏度的關系曲線（見圖2）.由圖2可以看出，凝膠體系黏度隨質量濃度變化而變化，當聚合物與交聯劑之比（聚交比）為10∶1時，配制凝膠體系的聚合物質量濃度越高，黏度也越大.這是由于聚合物溶液的質量濃度越大，溶液中的羧基含量越高，羧基與交聯劑釋放的Cr3＋發生碰撞的概率也越高，從而加快羧基與Cr3＋離子間的絡合作用.聚合物溶液的分子鏈是互相纏繞的，形成無規則的網狀結構，隨著溶液質量濃度增大，分子鏈間纏繞更加緊密，鏈與鏈之間的相對間距變小，排列得更加緊密，導致凝膠強度隨之增大.

圖2 鉻離子凝膠體系濃黏關系曲線

由圖2還可以看出，當聚合物質量濃度為700～800mg／L時，黏度隨著質量濃度增加而快速上升；當聚合物質量濃度為800～1 600mg／L時，黏度上升速度較為平緩；當聚合物質量濃度超過1 600mg／L時，體系黏度又快速增加；聚合物質量濃度為1 800mg／L時，體系黏度超過16.0Pa·s，而后體系黏度上升幅度有所下降.根據現場需要，配制凝膠體系時采用的聚合物質量濃度為1 800mg／L.

3.1.2 成膠時間

利用布氏黏度計，在45℃條件下，按照一定的時間間隔，測量聚合物質量濃度為1 800mg／L、聚交比為10∶1時的凝膠體系黏度，觀察凝膠體系黏度隨成膠時間的變化.該凝膠體系11h后黏度超過2.6Pa·s；隨成膠時間增加黏度快速上升，24h后黏度超過15.0Pa·s；7d后凝膠的成膠黏度達到25.0 Pa·s；60d后強度保持不變，說明凝膠體系在45℃條件下穩定性良好.

3.1.3 聚交比

聚交比對黏度的影響與成膠時間有關.先將質量濃度為1 800mg／L的聚合物溶液剪切成黏度為20mPa·s左右的稀體系溶液，然后按照聚交比為10∶1，20∶1，30∶1，40∶1，50∶1，60∶1分別配制凝膠體系，并測定0，6，12，24，48h時各聚交比凝膠體系黏度，結果見圖3.

由圖3可以看出，聚交比越大，凝膠成膠時間越長，凝膠成膠強度越弱.當聚交比較小時，如聚交比為10∶1時，凝膠的成膠時間較短，10h以內凝膠體系的黏度超過2.0Pa·s，如果采用該聚交比凝膠體系驅油，可能導致凝膠在注入口處成膠且發生堵塞，從而造成注入溶液通過孔隙的能力下降，注入壓力急劇上升，不利于進一步調剖.因此，選擇合適的聚交比，即選擇合適的凝膠成膠時間，能夠有效地對高滲透層進行調剖，使后續注入的二元復合體系能夠波及到更多的殘余油，進一步提高原油采收率.

3.2 驅油效果分析

根據物理模型實驗條件，按照注入速度為3mL／min，選用24h左右成膠時間、聚交比為40∶1的凝膠體系進行驅油實驗.

利用驅油物理模型進行聚驅（后續水驅）后凝膠小段塞0.02PV和二元復合體系大段塞0.03PV多輪次交替注入驅油實驗.驅油物理模型原始含油飽和度為52.31%，束縛水飽和度為47.69%.實驗過程：首先，對物理模型抽真空，飽和水，飽和油，并水驅至出口含水率達98%，計算水驅采收率；其次，用深度處理污水和2 500萬超高相對分子質量聚合物配制聚合物溶液（質量濃度為1 200mg／L，黏度為40～50mPa·s，剪切稀釋黏度為20～25mPa·s）進行聚合物驅，注入速度為3mL／min，注聚量為0.64PV，后續水驅至含水率達98%；然后，采用小段塞多輪次凝膠加二元復合體系交替注入方式，即采用0.02PV凝膠加0.03PV二元復合體系段塞交替注入驅油（凝膠成膠時間為24h），共注入凝膠＋二元復合體系段塞13個輪次（0.65PV），再后續注水至含水率達98%，計算每一階段的采收率.

圖3 不同聚交比鉻離子凝膠體系黏度

聚合物驅后凝膠與二元復合體系交替注入驅油實驗各階段的采收率結果見表1.由表1可以看出，水驅至含水率達到98%時，水驅采收率為40.83%；連續注入聚合物溶液0.65PV進行聚合物驅油，再進行后續水驅至含水率達98%，其聚合物驅采收率在水驅基礎上提高17.07%，此時模型殘余飽和度為42.1%；進行小段塞多輪次凝膠與二元復合體系段塞交替注入驅油，0.02PV凝膠與0.03PV二元復合體系段塞共注入13輪次，總注入孔隙體積為0.65PV，此階段采收率為11.29%，然后后續水驅又提高采收率1.33%，即凝膠與二元復合體系交替注入驅油階段采收率可在聚合物驅基礎上提高12.62%.該驅油模型最終采收率為70.52%.

表1 聚驅后凝膠與二元復合體系驅油實驗各階段采收率%

在驅油實驗過程中，含水率、采收率及注入壓力隨著注入體積倍數的增加而變化（見圖4）.由圖4可以看出：

（1）水驅階段，注入壓力緩慢上升，水驅采收率開始時上升較快而后趨于緩慢，含水率陡升，當注水量達到0.62PV時，含水率達到98%；

（2）聚合物驅階段，注入壓力上升速度比水驅時快，隨著聚合物溶液注入量的增加，采收率逐漸增加，含水率迅速下降，而后又逐漸升高，形成典型的聚驅“凹兜”；

（3）凝膠和二元復合體系交替注入階段，每一輪次壓力變化較明顯，且隨著注入段塞輪次的增加壓力上升幅度增大.這是由于凝膠體系進入高滲透層后，體系黏度逐漸增大，致使滲流阻力逐漸增大，且每增加一個凝膠段塞后，凝膠體系成膠范圍擴大，造成注入壓力越來越高.隨著注入壓力升高，波及體積也不斷擴大，此時二元復合體系充分發揮改善流度比、降低油水界面張力、乳化原油等進一步提高洗油效率作用，使含水率下降，階段性出油量增加，加上后續水驅，采收率上升明顯.與聚合物驅后凝膠與表面活性劑交替注入驅油效果［6－7］相比，二元復合體系克服單純表面活性劑驅階段存在黏性指進的問題，其交替注入階段采收率提高近1%（見表2）.

圖4 聚驅后凝膠加二元復合體系交替注入驅油實驗曲線

表2 聚驅后凝膠＋二元復合體系與凝膠＋表面活性劑交替注入驅油結果%

4 數值模擬

4.1 地質模型

根據實驗結果，選取N5區西部P1試驗區塊進行數值模擬.該區塊井網部署為五點法井網，井距為125m，實際地質模型面積約為1.59km2，模型分為4個小層，油層的初始含水飽和度為25.34%，平均孔隙度為27.75%，平均滲透率為824.75×10－3μm2，初始地層壓力為10.99MPa，油層溫度為45.4℃，其他流體性質及參數采用現場數據.

4.2 歷史擬合

模擬水驅歷史階段為1965～2009年，擬合研究區目的層地質儲量、累計產油量及單井動態參數等.試驗區塊含水率、日產油擬合符合率達到90%以上（見圖5），單井符合率在85%以上；擬合地質儲量為4 399.3×104t，實際地質儲量為4 325.15×104t，相對誤差為1.7%.

圖5 試驗區塊擬合效果曲線

在利用Eclipse軟件模擬水驅的基礎上，利用CMG軟件進行聚合物驅和凝膠與二元復合體系交替注入驅油的數值模擬，以證明聚合物驅后采用凝膠與二元復合體系交替注入驅油提高采收率的可行性，并為該方法在N5區西部P1試驗區塊的現場實施與應用提供依據.

4.3 結果分析

水驅模擬結束時N5區西部P1試驗區塊的綜合含水率為95.0%，平均含水飽和度為53.63%.模擬方案：首先對該試驗區塊進行聚合物溶液驅油（聚合物相對分子質量為2 500萬，聚合物溶液質量濃度為1 200mg／L，黏度為40～50mPa·s，擬定注入速度為0.2PV／a，油井定井底流壓為6MPa），聚合物驅0.64PV后進行后續水驅至綜合含水率為98%；然后進行凝膠（鉻離子凝膠體系）與二元復合體系交替注入驅油，共注入0.02PV凝膠與0.03PV二元復合體系段塞13個輪次（0.65PV）；最后后續水驅至綜合含水率為98%.

N5區西部P1試驗區塊聚合物驅后凝膠與二元復合體系驅油數值模擬各階段采收率見表3.由表3可以看出，模擬試驗區塊水驅至綜合含水率為95%時，區塊水驅采收率為37.82%；聚合物驅0.64PV，后續水驅至綜合含水率為98%時，該階段聚合物驅（含后續水驅）采收率為14.64%；0.02PV凝膠與0.03 PV二元復合體系段塞交替注入驅油，共注入0.65PV（13個輪次），該階段（含后續水驅）采收率為11.30%；該試驗區塊最終采收率為63.76%.

表3 聚驅后凝膠與二元復合體系驅油數值模擬各階段采收率%

在聚合物驅后凝膠與二元復合體系驅油數值模擬過程中，含水率、注入壓力及采收率的變化趨勢見圖6.由圖6可以看出，當聚合物驅至0.3PV時，含水率下降到最小，注入壓力上升至最大，之后注入壓力突破并開始緩慢下降，含水率逐漸上升.在聚驅后續水驅階段，注入壓力繼續下降，含水率緩慢上升.在凝膠與二元復合體系段塞交替注入驅油階段，開始時含水率迅速下降，注入壓力快速上升，與實驗結果吻合，說明凝膠溶液注入后起到調剖作用.當凝膠與二元復合體系交替注入4個輪次時，含水率下降至最低為82%，之后逐漸上升，該階段采收率在聚合物驅基礎上又提高9.66%，加上后續水驅采收率，該階段共提高采收率11.30%.數值模擬結果與實驗結果一致，說明聚驅后凝膠與二元復合體系交替注入驅油提高采收率方法是可行的，為N5區西部P1試驗區塊等類似區塊的進一步開發提供有效的技術支持.

圖6 凝膠0.02PV＋二元0.03PV段塞驅油模擬結果曲線

5 結論

（1）分析凝膠與二元復合體系交替注入調驅機理，即小段塞凝膠首先進入滲流阻力相對較小的高滲透層，隨著凝膠體系強度的增大，逐漸堵塞高滲透層，使后續注入的二元復合體系逐漸進入未波及到的或波及較少的中低滲透層進行驅油，在多輪次交替調驅方式下，使更多的中、低滲透層殘余油由不動油變為可動油，實現提高采收率目的.

（2）針對N5區西部P1試驗區塊進行聚合物驅后凝膠與二元復合體系交替注入驅油物理模擬和數值模擬，結果表明：聚驅后凝膠與二元復合體系小段塞多輪次交替注入驅油在聚驅基礎上提高采收率10%以上，說明凝膠與二元復合體系交替注入驅油方法具備進一步開發聚合物驅后剩余油的潛力.

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Oil displacementby alternately injecting slug of gel and polymer／surfactantcompound system after polymer flooding／2012，36（4）：54－58

WANG Zhong－guo1，2，ZHANG Ji－hong3，ZHANG Zhi－ming3，LI Xu－dong2，ZHAO Qian－qian2
（1.College of Mechanical and Electrical Engineering，Harbin Institute of Technology，Harbin，Heilongjiang150001，China；2.Oil Recovery PlantNo.5，Daqing Oilfield Corp.Ltd.，Daqing，Heilongjiang163001，China；3.Key Laboratory for Enhancing Oil／Gas Recovery of Ministry of Education，NortheastPetroleum University，Daqing，Heilongjiang163318，China）

Aiming atthe presentsituation of the N5area in the western P1testblock after the polymer flooding，the water contentrise faster，lower oil，and still have a lotof remaining oil.The author develop a displacing technology，alternately injecting the slug of the gel and polymer／surfactantcompound system，which can advanced improving the remained oil after polymer flooding.The author used the indoor experimentto analyze the influential factor of the viscosity of gel system，and to study the oil displacementeffectwith alternately injecting the slug of the gel system and polymer／surfactantcompound system（polymer which the relative molecular weightis 25million and the RMA－1surfactant）.Andthrough numerical simulation，the author analyzed the feasibility of alternately injecting the slug of the gel system and polymer／surfactantcompound system after polymer flooding.The results of experimentshowed the oil recovery improve more than 10%on the basis of the polymer flooding.This representthatthe oil displacing method can be become the technical storage to further improve the recovery after polymer flooding.

polymer flooding；gel；polymer／surfactantcompound system；alternatively injecting；displacementefficiency

book=4,ebook=158

TE357.4

A

2095－4107（2012）04－0054－05

2011－07－02；編輯：任志平

中國石油科技創新基金研究項目（2010D－5006－0207）.

王中國（1968－），男，博士研究生，高級工程師，主要從事油氣田開發與地面工程方面的研究.