二元復合驅在江蘇沙7低滲透油藏的研究與應用

張 莉，張 峰，許關利

(1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083； 2.中國石化勝利油田分公司)

二元復合驅在江蘇沙7低滲透油藏的研究與應用

張 莉1，張 峰2，許關利1

(1.中國石化石油勘探開發研究院，北京 100083； 2.中國石化勝利油田分公司)

針對江蘇油田沙7低滲透油藏提高采收率的需要，開展了二元復合驅室內實驗和礦場試驗研究。室內實驗和礦場試驗均表明，二元復合驅在低滲透條件下具有良好的注入性，室內驅油實驗提高采收率11.3%～14.2%，高于單一表面活性劑驅(5.4%)和單一聚合物驅(9.7%)；礦場試驗取得了初步效果，井口注入壓力上升了3.8 MPa，縱向層間矛盾得到改善，5口生產井見到明顯降水增油效果。

江蘇油田；沙七斷塊；二元復合驅；低滲透油藏；礦場試驗

低滲透油藏由于存在啟動壓力，地層能量補充困難，油井產能低，水井注入壓力高，“注不進、采不出”矛盾突出[1-2]。同時，低滲透油藏物性較差，非均質性較強，平面、縱向動用不均衡，水驅采收率較低，進一步提高采收率的潛力較大[3-4]。

中國石化低滲透油藏儲量規模較大，目前動用儲量為15.3×108t，占中國石化總動用儲量的25.3%，由于低滲透油藏開發難度大，目前水驅采收率僅為21.7%，因此需要轉換開發方式，探索新的提高原油采收率的有效方法。目前，二元復合驅在高滲透油藏得到了工業化推廣應用，礦場試驗提高原油采收率10%以上[5-7]。二元復合體系在低滲透油藏能否正常注入，驅替效果如何，本文以江蘇油田沙7低滲透油藏為例，開展了室內實驗和礦場試驗研究。

1 室內實驗

1.1 實驗材料和方法

實驗用油：江蘇沙7脫水原油和煤油配制的模擬油，模擬油黏度為2.0 mPa·s。

實驗用水：江蘇沙7模擬地層水，其礦化度為15 000 mg/L。

實驗溫度: 83 ℃。

注入能力：將直徑為2.54 cm、長度為10 cm、滲透率為50×10-3μm2的巖心模型飽和模擬配制水，水驅至壓力平衡(P1)后，注入1 000 mg/L聚合物或1 000 mg/L聚合物+3 000 mg/L表活劑的二元復合體系，待壓力穩定(P2)，轉注模擬配制水至壓力穩定(P3)，記錄各個階段模型兩端的壓差，其中P2/P1為阻力因數，P3/P1為殘余阻力因數。

驅油效果：將直徑為2.54 cm、長度為30 cm、滲透率為50×10-3μm2左右的巖心模型飽和模擬配制水，飽和模擬油，水驅至采出液綜合含水率98%，注入0.3～0.4倍孔隙體積(0.3～0.4 PV)的表面活性劑或聚合物或二元復合體系，后續水驅至綜合含水率98%以上，計算各驅油體系的采收率。

1.2 聚合物篩選

從聚合物分子量和黏度關系曲線看(圖1)，相同濃度下，聚合物分子量越大，聚合物溶液的粘度越高，驅替液與水的流度比就越大。但是，從聚合物注入性能室內實驗結果看(見表1)，低滲透條件下，高分子量聚合物的注入壓力較高，聚合物驅轉后續水驅后，壓力一直保持平穩，殘余阻力因數與阻力因數相差不大，說明高分子量聚合物溶液在巖心模型中形成了堵塞。

圖1 聚合物分子量與黏度關系曲線

例如，滲透率為43×10-3μm2的4#巖心模型中，水驅注入壓力為0.025 MPa左右，注入1 000 mg/L分子量1400萬的聚合物溶液后，注入壓力達到0.35 MPa，計算阻力因數為13.9，聚合物驅轉后續水驅后，注入壓力一直保持在0.35 MPa左右，殘余阻力因數與阻力因數相當，表明聚合物溶液在巖心模型中形成了堵塞。

表1 不同分子量聚合物注入性實驗結果

綜合考慮聚合物的黏度和注入性，低滲透條件下，聚合物分子量選擇600～900萬較為合適。

1.3 二元體系注入性能

為考察聚合物+表活劑二元復合體系在低滲透條件的注入性能，室內實驗進行了單管封堵能力測試，實驗結果如圖2所示。模型水驅壓差為0.03 MPa左右，注入1 000 mg/L聚合物+3 000 mg/L表活劑的二元復合體系后，壓差逐漸上升，最高上升到0.75 MPa，注入壓力是水驅壓力的25倍左右，表明二元復合體系能夠改善低滲透油藏的水油流度比，具有一定的封堵性。后續水驅階段壓差逐漸降低至平穩，計算殘余阻力因數為16，說明二元復合驅沒有發生堵塞，注入性能較好。

為了進一步考察二元復合體系在低滲透油藏條件下的注入性能，2011年11月～2012年3月在江蘇沙7斷塊沙7-33井開展了單井試注試驗，圖3為沙7-33井注入曲線。試驗期間，該井日注入量18 m3/d左右，井口壓力為23.5～24.5 MPa，注入正常，計算視吸水指數為0.18 m3/(d·MPa·m),與試驗前水驅階段視吸水指數相近，說明二元復合驅在低滲透油藏具有一定的注入能力。

圖2 江蘇沙7巖心注入實驗壓差曲線

圖3 江蘇沙7-33井注入曲線

1.4 驅油效果實驗

室內驅油實驗研究了低滲透條件下表面活性劑驅、聚合物驅和二元復合驅不同驅油體系的驅油效果，實驗結果如表2所示。由表2可知，低滲透條件下，二元復合驅效果好于單一表活劑驅和單一聚合物驅，說明低滲透條件下二元復合體系仍然能起到協同增效作用。

表2 不同驅油體系驅油效果統計

2 礦場試驗

2.1 試驗區概況

江蘇沙7斷塊油層物性較差，平均孔隙度為23%，平均滲透率為51.5×10-3μm2，儲層非均質性較強，滲透率變異系數為0.82，原始地層壓力為20.8 MPa，原始地層溫度為83 ℃，地下原油黏度為2.14 mPa·s，地層水礦化度較高，原始地層水礦化度為24 534～26 069 mg/L，鈣鎂離子含量為374 mg/L，目前產出水礦化度為14 938 mg/L，鈣鎂離子含量為87 mg/L。該單元于1994年投入開發，目前綜合含水為85.1%，采出程度只有21.3%，水驅進一步提高采收率潛力較小。

2.2 礦場注入方案

考慮油藏的非均質性，為減緩驅油體系在油層中的“指進”和“竄流”， 設計階梯型三段塞注入方式。第一段塞為前緣調剖及犧牲段塞，注入0.1 PV(PV為注入孔隙體積)1 200 mg/L聚合物溶液；主段塞注入0.25 PV二元復合驅油體系：表面活性劑質量分數為0.3%，聚合物濃度為1 000 mg/L；后續保護段塞注入0.05 PV濃度750 mg/L的聚合物溶液。2012年8月實施礦場注入，到2014年4月，累計注入孔隙體積0.12 PV。

2.3 實施效果

驅油體系具有較強封堵調剖能力，最明顯的表征是注入井壓力上升和吸水剖面得到調整。從注入井壓力變化情況看，井口平均注入壓力從18.8 MPa逐漸升高到22.6 MPa，上升了3.8 MPa，說明二元復合驅油體系在油藏運移過程中形成了有效的封堵。注入井口黏度為4.0～8.5 mPa·s，平均為5.3 mPa·s，與地層原油的黏度比為2.4。

縱向上層間矛盾得到改善，原來吸水少或不吸水層位吸水量增加，原來吸水多的層位吸水量明顯降低，各層吸水更加均衡，見表3。

表3 江蘇沙7-31井剖面相對吸水量 %

5口生產井于礦場實施3個月后相繼見到降水增油效果，試驗區綜合含水率由見效前的85.1%下降到目前的80.3%，下降了4.8%，日產油量由見效前的16.1 t上升到目前的20.9 t，日增油1.3倍，見圖4。由于礦場試驗仍在實施中，試驗效果有待于進一步觀察。

江蘇沙7為窄條狀低滲透油藏，見效生產井均為雙向受效井，單向受效井和邊井還未見到明顯降水增油效果，需要加強礦場實施效果影響因素分析和未見效井潛力分析，及時跟蹤調整，促進邊角井見效。

圖4 沙7斷塊二元復合驅生產曲線

3 結論與認識

(1)江蘇油田沙7斷塊低滲透油藏二元復合驅適應的聚合物分子量為600萬～900萬。

(2)確定的二元復合驅體系具有良好的注入性，室內驅油實驗提高采收率10%以上，高于單一表面活性劑驅和單一聚合物驅，優于同等注入量下聚合物驅效果。

(3)二元復合驅在江蘇沙7斷塊取得了初步效果，井口注入壓力上升了3.8 MPa，縱向層間矛盾得到改善，5口生產井見到初步降水增油效果。二元復合驅是低滲透油藏進一步提高采收率的有效方法。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)01-0128-03

2014-08-20

張莉，高級工程師，1974年生，1999年畢業于西南石油大學油氣田開發工程專業，現主要從事三次采油研究。

國家重大專項“高溫高鹽油田化學驅提高采收率技術”(2011ZX05011)部分研究成果。

TE357

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