三元复合体系的注入方式对驱油效果影响研究

杨兴宙，黄斌，张伟文，韩册

三元复合体系的注入方式对驱油效果影响研究

杨兴宙，黄斌，张伟文，韩册

（东北石油大学， 黑龙江 大庆 163000）

在模拟大庆油田油藏条件下(45 ℃，原油粘度9.8 mPa·s)，用1 600万、1 900万、2 500万聚合物配制成浓度分别为1 000、1 500、2 000、2 500 mg/L的三元复合溶液，并在渗透率为100、300、500、700、900×10-3μm2的人造岩心上开展流动性实验，测定各组实验的阻力系数和残余阻力系数，从而优选出与油层渗透率匹配性较好的三元复合溶液。在三元复合驱实验中，用优选出的1 600万和2 500万聚合物配制成不同浓度的三元复合溶液并驱替非均质(平均渗透率300×10-3μm2，变异系数0.72)人造岩心的水驱剩余油，得到了各方案不同阶段采收率、含水率的变化规律，从而优选出最佳注入方式。

注入方式；三元复合驱；段塞组合；驱油效果

大庆油田的主力油层已经大部分被聚驱动用，留给三元复合驱的主要应用空间集中于剩余地质储量较大的二类油层。研究表明，对于非均质程度严重的正韵律油藏，聚合物驱采出的油量主要在中、上层段，而三元复合驱采出的油量主要在中、下层段。因此，提高低渗透层段采收率是三元复合驱技术在非均质程度严重油藏应用的关键（非均质油藏化学驱波及效率和驱替效率的作用）。大庆油田的二类油层平面及纵向非均质性更为严重，因此三元复合驱技术应用在大庆油田时，其注入方式应作调整，以提高三元复合驱技术在二类油层的有效应用[1-3]。

聚合物驱后应用普通三元复合驱、交联三元复合驱以及交联聚合物溶液加普通三元复合驱油液组合段塞都可在一定程度上提高采收率[4-6]。室内实验表明，在非均质岩心上，三元复合驱溶液与被驱原油的粘度比应控制在2.0～4.0之间。此时,三元复合驱的采收率介于20.6%～24.0%之间[7]。本文研究了不同注入方式的驱油效果,并优选出最佳段塞组合,为试验区注入方案设计提供参考依据，同时为其它新注三元区块的方案优化设计和开发调整提供参考依据。

1 实验条件

1.1 实验材料及设备

岩心：石英砂环氧树脂胶结长方岩心，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，岩心特征为三层非均质，纵向正韵律，平均渗透率为300×10-3μm2（渗透率分别为 100×10-3、200×10-3、600×10-3μm2），变异系数0.72。人造石英砂环氧胶结圆柱岩心，尺寸为φ2.5 cm×10 cm，渗透率为100、300、500、700、900×10-3μm26种。

化学试剂：大庆炼化公司产2 500×104超高分子量抗盐聚合物，固含量为90.1%；1 900×104分子量抗盐聚合物，固含量为90.8%；1 600×104分子量抗盐聚合物，固含量为 89.8%；碱为 NaOH，分析纯；表活剂固含量50%。

实验用水：岩心饱和用水为模拟地层水，矿化度为6 778 mg/L；配制三元复合溶液用水及驱替用水均为一厂断西三元示范区6#配注站注入污水。

实验用油：一厂原油与煤油按比例配制而成的模拟油，45 ℃条件下的粘度为9.8 mPa·s。

实验设备：恒温箱，平流泵，真空泵，搅拌器，粘度计，手摇泵，压力传感器，中间容器等。

1.2 实验流程

（1）在常温下抽真空，用模拟地层水对岩心饱和水，测定孔隙体积，建立束缚水；

（2）在恒温45 ℃下，进行饱和油的过程，至饱和油1.2 PV、含油饱和度为70%以上结束；

（3）在45 ℃条件下进行水驱，用污水水驱至模型出口总体含水到达98%以上结束，分别采集各时间段压力变化值、产液量、产水量及产油量；

（4）在45 ℃条件下进行化学驱，按实验方案注入相应段塞，分别采集各时间段压力变化值、产液量、产水量及产油量；

（5）在45 ℃条件下进行后续水驱，至模型出口含水98%以上结束，分别采集各时间段压力变化值、产液量、产水量及产油量；

（6）分别计算各阶段采收程度，总采收率，采收程度提高幅度，综合分析量化不同注入方案驱油效果并推荐最佳驱油段塞组合。

2 实验方案与结果分析

2.1 三元复合溶液与油层渗透率匹配关系

2.1.1 岩心流动实验

利用渗透率分别为 100、300、500、700、900 ×10-3μm2岩心，分子量为1 600万、1 900万、2 500万，浓度为1 000、1 500、2 000、2 500 mg/L聚合物配制的三元复合溶液开展流动性实验，实验结果见图1、图2、图3。

通过上图可以看出：（1）在不同浓度、相同分子量聚合物条件下，三元复合溶液的阻力系数及残余阻力系数呈现随溶液中聚合物浓度的增加而变大的规律；（2）在相同浓度、相同分子量聚合物条件下，三元复合溶液的阻力系数及残余阻力系数呈现随岩心渗透率增大而减小的规律；（3）在相同浓度、相同渗透率岩心条件下，三元复合溶液的阻力系数随分子量增大而增大，原因可以解释为聚合物分子量越大，分子线团尺寸越大，分子在溶液中的有效体积也就越大，所以阻力系数随溶液中聚合物分子量的增加而增大。

2.1.2 三元复合溶液与油层渗透率匹配关系

阻力系数和残余阻力系数越小，意味着三元复合溶液的注入能力越好；阻力系数和残余阻力系数越大，也就意味着溶液注入油层越困难。根据阻力系数、残余阻力系数和注入速度等参数，制定了三元复合溶液中聚合物分子量、浓度和岩心渗透率匹配关系的标准（具体见表1），不同浓度、不同分子量聚合物所配三元复合溶液与不同渗透率岩心的匹配关系见表2。

从表2可已看出，1 600万聚合物配制的不同浓度的三元复合溶液与不同渗透率岩心的匹配关系都较好；1 900万分子量聚合物配制的高浓度的三元复合溶液与低渗透率（100～300）×10-3μm2岩心匹配关系较差，低浓度的溶液与不同渗透率岩心匹配关系较好；2 500万分子量聚合物配制的不同浓度的三元复合溶液与高渗透率（500～900×10-3μm2）岩心匹配关系较好，与低渗透率（100～300×10-3μm2）岩心匹配关系较差。

2.2 组合段塞三元复合驱实验研究

从 2.1.2中三元复合溶液与油层渗透率匹配关系实验结果分析可以得出：2 500万分子量聚合物配制三元复合溶液与高渗层匹配性较好，1 600万分子量所配三元复合溶液与低渗层匹配性较好。研究区块的平均渗透率约为300×10-3μm2左右，实验用岩心为三层非均质，纵向正韵律，平均渗透率为 300 ×10-3μm2，考虑到三元复合溶液与渗透率的匹配关系，组合段塞及单端塞三元复合驱实验方案所用聚合物为1 600万分子量聚合物和2 500万分子量聚合物。

针对组合段塞三元复合驱共设计了6组方案，方案流程为水驱至含水率为98%后转三元复合溶液交替驱，交替周期为0.2 PV，三元复合溶液总注入量为0.6 PV，之后再后续水驱至含水率为98%；同时设计了 2组单段塞三元复合驱方案作为对比方案，方案流程为水驱至含水率为98%后转三元复合驱，三元复合驱驱替时间为0.6 PV，之后再后续水驱至含水率为98%。各方案具体组合方式及采收情况见表3。

为了尽可能模拟厚大断面铸件的凝固过程，设计了尺寸为400mm×400mm×400mm的大试块，其凝固时间可以通过经验公式来核算，也可通过凝固模拟来测算。本试验经过核算，设计浇注温度为1340℃，立方体试块凝固时间约4h，用于模拟厚大断面球墨铸铁件的凝固。

从组合段塞的采收情况来看，方案4的化学驱采收率增幅最大，方案1的化学驱采收率增幅最小。对比方案1～6，可发现有以下规律：第一段塞为

2 500万聚合物配制的三元复合溶液的方案普遍要比第一段塞为1 600万聚合物配制三元复合溶液的驱油效果好，其原因是三元复合溶液中的高分子量聚合物线团尺寸较大，与岩心渗透率匹配性较好。对比方案2与4，两种方案第一段塞与第三段塞相同，方案4第二段塞为2 000 mg/L的1 600万聚合物配制三元液，其驱油效果要好于方案2中第二段塞为1 000 mg/L的2 500万聚合物配制三元液，主要是因为方案4中第二段塞的低分子量高浓度聚合物配制的三元液粘度要高于方案4中的第二段塞的粘度，这样就增加了注入水的粘度，降低了水的流度，减小了水油流度比，抑制了指进现象[8-10]。对比方案4与5，两种方案第二段塞相同，但方案4的驱油效果要好于方案5，主要是因为方案4中的第一和第三段塞所用的三元液中的聚合物浓度要高于方案5，因此方案4的采收程度较好。

对比组合段塞三元复合驱与单一段塞三元复合驱的实验结果，组合段塞注入方案的化学驱采 收程度大部分高于单一段塞三元复合驱，并且方案 4的化学驱采收程度仍是最高。因此所有注入方式设计方案中，最佳方案是方案4：2 500万、2 000 mg/L ×0.2 PV→1 600万、2 000 mg/L×0.2 PV→2 500万、2 000 mg/L×0.2 PV。

3 结 论

（1）1 600万聚合物配制的不同浓度的三元复合溶液与不同渗透率岩心的匹配关系都较好；2 500万分子量聚合物配制的不同浓度的三元复合溶液与高渗透率（500～900）×10-3μm2岩心匹配关系较好。

（2）组合段塞注入方案的化学驱采收程度大部分高于单一段塞三元复合驱。最佳的组合段塞注入方案是注入分子量为2 500万，浓度为2 000 mg/L和1 600万，浓度为2 000 mg/L的聚合物配制的三元体系，周期注入量各为0.2 PV，交替1次，再注入分子量为2 500万，浓度为2 000 mg/L的聚合物配制的三元体系0.2 PV，段塞大小为0.6 PV。

（3）在组合段塞注入方案中，第一段塞和第三段塞相同条件下，第二段塞粘度高的方案化学驱采收程度较高，主要因为三元复合溶液增加了注入水的粘度，降低了水的流度，减小了水油流度比，抑制了指进现象。

（4）在组合段塞注入方案中，第二段塞相同条件下，第一段塞和第三段塞粘度较高的方案化学驱采收程度较高。

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Effect of Different Injection Pattern of ASP System on Displacement Efficiency

YANG Xing-zhou，HUANG Bin，ZHANG Wei-wen，HAN Ce
（Northeast Petroleum University，Heilongjiang Daqing 163000，China）

Under simulated reservoir conditions of Daqing oilfield（45 ℃, crude oil viscosity 9.8 mPa·s）, liquidity experiment was carried out on artificial cores of 100×10-3, 300×10-3, 500×10-3, 700×10-3or 900×10-3μm2by using ASP solution with polymer concentration of 1 000, 1 500, 2 000 or 2 500 mg/L, the best ASP solution was elected by analyzing the experimental data of resistance coefficient and residual resistance factor. In the experiment of ASP flooding, the residual oil in heterogeneous artificial cores (average permeability 300×10-3μm2and its variation coefficient 0.72) was displaced by ASP solution of different concentration of polymers with 16 million molecular weight and 25 million molecular weight, the recovery of different stages and moisture content variation were got, then the best injection pattern was determined.

Injection pattern; ASP flooding; Slug combination; Displacement efficiency

TE 357

： A

： 1671-0460（2015）05-0958-04

国家自然科学基金项目，项目号：51404070。

2015-03-20

杨兴宙（1991-），男，山西朔州人，2013毕业于东北石油大学油气储运工程专业，研究方向：油气集输及提高采收率技术。E-mail：yxznepu@163.com。