海上稠油油藏弱凝膠調驅提高采收率技術

潘廣明，張彩旗，劉 東，吳金濤，李 浩

(中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

中國渤海油田稠油儲量豐富[1-3]。BN油田是渤海油田投入開發最早的弱水體非常規稠油油田，其地下原油黏度為413～741 mPa·s。從2008年開始，為改善油田開發效果，開展了多元熱流體吞吐先導試驗，油田采油速度由天然能量開發時的0.3%升至0.6%。多元熱流體吞吐已對井周儲量起到較好的動用作用[4]，但對井間儲量動用程度相對較低。而海上油田井距相對較大，為250～350 m，井間儲量相對豐富[5]。受海上平臺空間和注熱設備注入能力的限制，目前海上吞吐后轉熱驅技術存在工藝瓶頸[6]，不能照搬陸上吞吐后轉熱驅的模式[7]。為更好地動用井間儲量，從2013年開始，BN油田開展了弱凝膠調驅先導試驗。由于地下原油黏度高，為降低水油流度比差異，2013年至2016年采用了連續注入弱凝膠的調驅模式，周邊9口生產井累計增油達15.8×104m3[8]，證實注入弱凝膠對非常規稠油具有較好的驅替作用。然而隨連續注入時間的延長，先導試驗區面臨著注入能力和增油效果逐年變差等問題。為探索適用于海上非常規稠油的弱凝膠調驅技術，以室內實驗數據為基礎，并結合礦場實踐，對弱凝膠注入模式進行研究，提出了弱凝膠連續注入后轉弱凝膠(水)交替注入模式。

1 弱凝膠連續調驅實驗

實驗采用美國TEMECO公司生產的化學驅驅替實驗系統。該系統控溫精度為±0.5 ℃，氣體質量流量控制器的控制流量為0～30 mL，回壓閥控壓為0～10 MPa，回壓閥控壓精度為0.01 MPa，數字壓力表的精度為0.01 MPa。實驗裝置主要由驅動系統、實驗模型、壓力測量系統、采出液收集系統及溫度控制系統等組成。根據BN油田儲層物性分布，設計了級差為5的平行雙管驅替實驗，實驗巖心為人造巖心，管長為30 cm，內徑為2.54 cm，低滲管滲透率為1 624×10-3μm2，高滲管滲透率為8 488×10-3μm2。實驗溫度為55 ℃，與BN油田地層溫度一致。弱凝膠采用“聚+鉻”交聯體系，聚合物為大慶煉化公司生產的部分水解聚丙烯酰胺，相對分子質量為1 900×104，有效含量為90%。交聯劑為有機鉻，有效含量為2.89%。實驗用油取自BN油田地下原油，黏度為650 mPa·s。實驗用水取自BN油田水源井水，礦化度為4 441.76 mg/L。

實驗流程包括巖心抽真空、飽和地層水、獲取巖心孔隙體積、飽和模擬油、計算含油飽和度、水驅到指定含水率、連續注入弱凝膠體系以及計量整理數據。實驗注入速度為0.2 mL/min，注入孔隙體積倍數為0.6。BN油田發育弱邊水，2013年開展弱凝膠驅時井組油井含水率為60%～90%，設計實驗方案主要包括水驅階段和弱凝膠調驅階段。調驅階段注入濃度為聚合物(3 000 mg/L)+鉻離子交聯劑(800 mg/L)，注入方式為連續注入。

圖1為雙管模型分液量變化曲線。高(低)滲管分液量是指高(低)滲管產液量占高、低滲管產液量之和的百分數，其表征化學劑調剖封堵的效果[9]。由圖1可知：水驅階段末(A點)高滲管分液量基本維持在90%以上，低滲管低于10%，高滲管分液量明顯高于低滲管，這是因為在相同的驅替壓差下，注入水更傾向于從高滲管竄流，形成優勢通道后，高滲管分液量越來越多，低滲管分液量越來越少；進入調驅階段后，弱凝膠溶液優先進入高滲管的優勢通道，對高滲管形成有效封堵，高滲管分液量大幅降低，低滲管分液量大幅增加(B點)；但高滲管產液量不會一直降低，低滲管產液量不會一直增加，B點后高滲管分液量逐漸升高，低滲管分液量又逐漸降低(C點)。以B點為界，吸液剖面發生反轉。高、低滲管阻力系數變化是其吸液比例有規律變化的主要原因[10]。阻力系數是水的流度和化學劑溶液流度的比值[11]，結合達西公式可推導出阻力系數的計算公式為：

圖1 雙管模型分液量變化

(1)

式中：RM為阻力系數；QW和QG分別為水驅和弱凝膠驅時的流量，mL/min；ΔpW和ΔpG分別為水驅和弱凝膠驅時模型兩端的壓差，MPa。

表1為不同時刻高(低)滲管阻力系數變化情況。由表1可知，在弱凝膠調驅后，高滲管的阻力系數先快速增加后緩慢增加，而低滲管阻力系數先緩慢增加后快速增加，阻力系數的變化特征導致了高、低滲管吸液比例的變化。即高滲管吸水比例先快速減小，B時刻后緩慢增加；低滲管吸液比例先快速增加，B時刻后緩慢減小，B時刻是高、低滲管剖面反轉的時機。此外，隨著連續注入時間的延長，高、低滲管的阻力系數變化特征不同，其阻力系數均增加，這也是礦場上連續注入弱凝膠過程中注入壓力逐年升高的原因。

表1 不同時刻高(低)滲管阻力系數變化

2 弱凝膠(水)交替調驅模式

大慶油田和勝利油田的化學驅經驗表明，化學劑連續注入后轉后續水驅，可取得明顯的增油效果[12]。勝利油田后續水驅階段的增油量比例達60%，這是由于后續水驅階段能實現化學劑的解吸附，降低水相黏度，提高注入能力，從而進一步發揮化學劑的增油效果。然而非常規稠油地下原油黏度高，水油流度差異大(BN油田的水油流度比為1 300)，直接轉后續水驅易發生指進。為提高注入能力，改善流度比，抑制水竄，針對非常規稠油油田，提出了弱凝膠(水)交替調驅模式，并開展了室內雙管對比實驗：方案1為連續調驅，即水驅至含水率為90%+弱凝膠一直連續調驅(3 000 mg/L聚合物+800 mg/L交聯劑)；方案2為交替調驅，即水驅至含水率為90%+弱凝膠連續調驅0.20倍孔隙體積(3 000 mg/L聚合物+800 mg/L交聯劑)+弱凝膠(水)交替調驅(注弱凝膠階段濃度同上，交替周期為0.01倍孔隙體積)。

綜合含水率變化和最終采出程度可直接表明不同驅替方式的開發效果。繪制各實驗方案含水率與采出程度變化曲線(圖2)。由圖2可知，2組實驗方案調驅前綜合含水率為90%時，連續調驅方案和交替調驅方案的采出程度分別為17.9%和18.0%，采出程度相差不大，這使得2組方案后續開發方式結果具有對比性。水驅后連續調驅方案在綜合含水率達到98%時，采出程度為27.2%，相比調驅前采出程度提高9.3個百分點。而交替方案在綜合含水率達到98%時，采出程度為29.8%，相比調驅前采出程度提高11.9個百分點；與連續調驅相比，交替調驅能提高采出程度2.6個百分點。

圖2 連續調驅與交替調驅含水率與采出程度變化

圖3為高、低滲層采出程度變化曲線。由圖3可知：2種開發方式下高滲層的采出程度相差不大；交替注入下對低滲層的開發效果更好，連續調驅低滲層采出程度為16.6%，交替調驅低滲層采出程度為22.3%，采出程度提高5.7個百分點。這主要是由于交替注入下，有效降低了注入相黏度，能夠對剖面反轉起到一定的抑制作用，從而導致低滲管的分流量更高，開發效果也相應變好。交替模式下注水階段能解吸附，進而改善剖面反轉，降低注入壓力；注弱凝膠階段提高了注入流體相黏度，延緩指進，從而改善油田開發效果。

圖3 連續調驅與交替調驅高、低滲層采出程度變化

3 應用效果

BN油田位于渤海西部海域，油藏埋深為900～1 100 m，具有高孔、高滲的儲層物性特征。油藏沉積時屬高彎度曲流河沉積環境，泥包砂沉積特征明顯，單層厚度為5～8 m，地下原油黏度為413～741 mPa·s，儲層滲透率為4 000×10-3μm2。BN油田共有3口井實施弱凝膠(水)交替調驅先導試驗，3口井的工藝設計方案見表2。

表2 交替注入工藝設計方案

以I-20井組為例說明井組的實施效果。注入井I-20井的受效井為P43井，在交替調驅前，I-20井的注入壓力高達9 MPa，P43井的含水率為68%，日產油為25 m3/d；在交替調驅后，I-20井的注入壓力降至7 MPa，注入能力明顯提高，P43井含水率降至61%，日產油升至40 m3/d。弱凝膠由連續注入轉交替注入后，化學劑濃度未進行調整，3口注入井的化學劑用量降低50%，注入能力提高20%。注入井周邊共有9口井取得了明顯的降水增油效果(圖4)。由圖4可知，交替注入后區塊含水率由73%降至59%，含水率下降14個百分點，日產油由321 m3/d升至470 m3/d，日產油提高了149 m3/d?？梢?，弱凝膠由連續注入轉為交替注入后，區塊降水增油效果明顯。礦場試驗結果表明，連續注入轉交替注入后，有效抑制了弱凝膠驅的剖面反轉現象，提高了注入井的吸液能力，通過改善縱向波及能力，有效改善了對應油井的開發效果。

圖4 2016年BN油田日產油和含水率變化

4 結 論

(1) 弱凝膠連續注入后剖面反轉是必然規律，高、低滲管阻力系數的變化特征不同是剖面反轉的原因。

(2) 連續注入與弱凝膠(水)交替注入對比實驗結果表明，轉交替注入開發效果優于繼續連續注入，交替注入下低滲層采出程度能夠提高5.7個百分點。交替注入下注水階段能解吸附，改善剖面反轉，降低注入壓力；注弱凝膠階段可提高注入流體相黏度，延緩指進，改善開發效果。

(3) 3口井實施弱凝膠(水)交替調驅后，區塊含水率由73%降至59%，日產油由321 m3/d升至470 m3/d。實踐表明，連續注入轉交替注入對改善非常規稠油開發效果是行之有效的，可為類似稠油油田的高效開發提供借鑒。

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