七東1低滲礫巖油藏聚合物驅配方設計及應用*

關 丹，婁清香，任 豪，闕庭麗

（中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000）

由于礫巖儲層碎屑顆粒大小混雜沉積，儲層孔隙結構十分復雜，儲層非均質性極強，油田高效注水開發困難，與物性條件類似的砂巖油藏相比，含水上升快，水驅采收率低，如何提高礫巖油藏采收率是一個亟待解決的難題。七東1區克下組屬典型的山麓洪積相沉積，儲層非均質性極強［1-5］。七東1區低滲礫巖儲層平均滲透率59.4×10-3μm2，有效滲透率17×10-3μm2。

克拉瑪依油田曾嘗試在低滲油藏開展聚合物小井組試驗：1970數1973年選擇三3區3013井組75 m 四點法進行低分子量（200 萬數500 萬）聚合物驅先導試驗，井網面積1.25 km2，4 注21 采，共注入黏度4.3 mPa·s的聚合物0.15 PV，增產原油7.43×104t，聚合物驅較水驅提高采收率3.6%。大慶油田勘探開發研究院曹瑞波等［6］開展了低滲透油層聚合物驅滲透率界限及驅油效果實驗，發現聚合物驅在水驅基礎上提高采收率3.79%數6.82%。張冬玲等［7］開展了大慶中低滲油層聚合物驅可行性實驗研究，發現聚合物驅較水驅提高采收率不超過8%。在低滲透油藏開展表面活性劑驅室內及現場試驗的文獻報道較多［8-11］，但是聚合物驅在低滲透礫巖油藏中的礦場應用還未見報道。本文主要建立了聚合物體系與七東1區低滲儲層物性匹配關系，設計聚合物注入參數和配方方案，探索低滲礫巖油藏聚合物驅的技術可行性，解決低滲透儲層中聚合物溶液注入性與流度控制能力之間的矛盾［12-13］，在“注得進、采得出”的前提下，改善聚合物驅開發指標，為同類油藏化學驅提高采收率技術的研究及應用提供借鑒。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

抗鹽型部分水解聚丙烯酰胺（KYPAM），固含量89.4%，相對分子質量342×104，水解度27.5%，工業品，北京恒聚化工集團有限責任公司；克拉瑪依油田A井區注入水和地層水，水質指標見表1；A井區原油，黏度6.5 mPa·s（34℃）；人造非均質礫巖巖心，尺寸φ3.8 cm×30 cm；天然礫巖巖心，尺寸φ2.5 cm×7.7 cm。

MarsⅡ流變儀，德國哈克公司；BB90E 吳茵攪拌器，北京瑞億斯科技有限公司；巖心驅油裝置，江蘇海安石油科技有限公司。

表1 克拉瑪依油田A井區水質分析結果

1.2 實驗方法

（1）阻力系數和殘余阻力系數的測定。參照石油天然氣行業標準SY/T 6576—2016《用于提高石油采收率的聚合物評價方法》測定聚合物阻力系數和殘余阻力系數。

（2）流動性評價。①測定巖心的氣測滲透率；②將柱狀巖心放在巖心夾持器中抽空6 h 后，飽和地層水，測量巖心孔隙度；③將巖心置于34℃恒溫箱內12 h 以上；④將聚合物溶液置于恒溫箱內2 h；⑤在地層壓力梯度條件下，將不同的聚合物體系恒壓注入不同滲透率的巖心中。由于聚合物在流經巖心時都有一定程度的滯留和吸附，聚合物濃度不可避免會下降，進而影響到聚合物溶液的黏度。但是在進行模擬注入時都是在速度穩定（0.2 mL/min）后等待30 min，令滯留和吸附達到平衡，在流出的聚合物溶液幾乎沒有濃度損失的情況下確定注入速度（0.15 mL/min）。

（3）驅油實驗。①用產出水飽和巖心，水測滲透率；②用原油驅水至不出水：③用產出水驅至含水98%，計算采收率；④注入0.7 PV聚合物溶液，然后再用產出水水驅至含水98%，計算化學驅采收率。其中，聚合物溶液在驅替前用吳茵攪拌器（7200 s-1下剪切10 s）進行機械剪切，黏度保留率為50%數60%。實驗溫度34℃，驅替速度為0.15 mL/min。

2 結果與討論

2.1 低滲礫巖油藏聚合物驅可行性

鑒于七東1礫巖低滲儲層特征，進行了低分子量、低濃度聚合物注入可行性研究。根據科澤尼-卡門公式［14］，R=［K（1-φ）2/（Cφ）］1/2，可以計算出平均喉道半徑。其中，R—平均吼道半徑，μm；φ—孔隙度，%；K—平均滲透率，10-3μm2；C—常數。Ⅲ區平均滲透率59.4×10-3μm2，有效滲透率17×10-3μm2，孔隙度16.6%，平均吼道半徑R=0.597。對于低分子量聚合物，聚合物水動力學尺寸（Rs）≈聚合物回旋半徑（Rh），按照R=6.5Rs，與其匹配的Rh=0.092 μm，因此可以注入相對分子質量低于400 萬的聚合物（Rh=0.094 μm）。由表2 中Ⅲ區不同滲透率級別孔隙體積所占目的層比例統計結果可見，該區域注入400萬分子量聚合物可進入的孔隙體積為目的層總孔隙體積的55.8%。從控制程度角度分析，該區聚合物驅控制程度達不到聚合物注入要求。

表2 Ⅲ區不同滲透率級別孔隙體積所占目的層比例統計結果

結合上述計算結果，開展了低分子量、低濃度聚合物在天然巖心中的注入性實驗以及流動性實驗。由圖1可知，隨著注入聚合物濃度的增加，注入壓力增高，在注入壓力趨于平穩后，后續水驅過程中注入壓力逐漸下降。1500 mg/L聚合物溶液的注入壓力明顯高于1000 mg/L和500 mg/L的值。由表3 可知，阻力系數和殘余阻力系數隨著濃度的增加而逐漸增大。在滲透率為53.57×10-3μm2的條件下，注入聚合物質量濃度為1500 mg/L 時，阻力系數高達120，殘余阻力系數達到26，說明該濃度在低滲透巖心中的注入性較差。

圖1 注入壓力隨低分子量聚合物注入量的變化

表3 低分子量聚合物（350萬）在天然巖心中的注入性

低分子量（350 萬）、低濃度聚合物在低滲透天然巖心中的流動性見表4。以0.2 m/d的流動速度作為判斷標準，在水測滲透率（Kw）為2.3×10-3μm2和17.8×10-3μm2的巖心中，注入分子量為350 萬的聚合物。不同濃度的聚合物溶液在滲透率為2.3×10-3μm2的巖心中無法流動，而在滲透率為17.8×10-3μm2的巖心中僅1500 mg/L的聚合物溶液無法流動。結合表2可知，注入的聚合物相對分子質量為350萬，并且質量濃度不高于1000 mg/L 時，聚合物驅控制程度可大于90%，滿足聚合物注入要求。

表4 低分子量聚合物在天然巖心中的流動速度（壓力梯度0.13 MPa/m）

另外，聚合物注入前七東1礫巖低滲儲層注入壓力8.4 MPa，預計前緣水驅注入壓力上限9.0 MPa，該區平均井口注入壓力上限13.6 MPa，聚合物注入壓力上升空間＜4.6 MPa，根據數模預測（CMG數值模擬軟件，加拿大計算機模擬軟件集團（Computer Modelling Group Ltd.）開發）結果（見表5），相對分子質量為350萬的聚合物（注入量0.7 PV）允許注入濃度低于1000 mg/L。若根據井口破裂壓力15.1 MPa、壓力上升空間＜6.1 MPa，則濃度上限為1400 mg/L。但考慮到七東1礫巖低滲儲層與中高滲儲層交匯邊界局部物性相對較好，部分井可能需要注入更高濃度的聚合物，聚合物濃度上限設計為1200 mg/L。

表5 注入350萬聚合物數模預測結果

低分子量（350萬）聚合物對低滲透天然巖心原油的驅替情況見表6。隨著注入聚合物濃度的增加，采收率增幅逐漸增大，即注入與巖心滲透率相匹配的驅油體系，可進一步提高采收率。

表6 低分子量聚合物對低滲透天然巖心的驅油結果

圖2 聚合物濃度對噸聚增油量的影響

由數值模擬結果（圖2）可見，噸聚增油量隨聚合物濃度的增大而下降，即聚合物濃度過高，經濟效益差。綜合考慮技術和經濟效益要求（噸聚增油大于30 t），針對該區低滲透油藏特點，選擇注入低濃度（1000 mg/L以下）的聚合物。

2.2 注入參數設計

根據流度控制理論公式（式1），原油地層黏度為6.5 mPa·s，針對Ⅲ區注聚合物需求創新性地實施驅油體系與地層流體等黏驅替，地下原油黏度6.0 mPa·s，設計加量800數1200 mg/L，地面黏度為10數15 mPa·s，地層工作黏度6數9 mPa·s（按照炮眼、井筒剪切40%計算）。根據相對分子質量為350 萬的聚合物在注入水中的黏濃曲線（圖3），300數1000 mg/L 聚合物的黏度為7.5數11.8 mPa·s（估算工作黏度4.5數7.1 mPa·s）。綜合以上結果，確定Ⅲ區注入350 萬相對分子質量的聚合物質量濃度為800 mg/L、黏度為10 mPa·s。

式中：Kw—水相滲透率，μm2；μw—水相黏度，mPa·s；Ko—油相滲透率，μm2；μo—油相黏度，mPa·s。

圖3 相對分子質量為350萬的聚合物在注入水中的黏濃曲線

2.3 現場應用

七東1低滲礫巖油藏自2016年全面注聚合物至今，聚合物驅開發特征表現明顯：油量明顯上升，日產油最高122 t，含水大幅下降，最大降幅30%，配注完成率100%，注入壓力穩步提升，壓力升幅1.3 MPa，開發指標大幅優于預測指標（圖4）。截至2019 年2 月，聚合物驅累計注入化學劑0.29 PV，油井見效率95.2%，階段采出程度14.5%，累計增油8.01×104t。

圖4 七東1區Ⅲ區聚合物驅開發曲線

3 結論

通過理論計算和聚合物注入性及流動性、天然巖心驅油實驗，明確七東1區Ⅲ區低滲透油藏可注入濃度不高于1000 mg/L、相對分子質量400萬以下的聚合物。

針對Ⅲ區聚合物注入需求實施驅油體系與地層流體等黏驅替，根據流度控制理論確定Ⅲ區注入相對分子質量342 萬的聚合物質量濃度為800 mg/L、黏度10 mPa·s。七東1低滲礫巖油藏試驗區于2016年1月全面注入聚合物，截至2019年2月，聚合物驅階段產油8.01×104t，階段采出程度14.5%，降水增油效果明顯。