三元复合驱吸水剖面反转现象机理及改善方法

徐新霞

（中国石油大庆油田有限责任公司采油六厂，黑龙江 大庆 163114）

三元复合驱在大庆油田已经进入矿场试验阶段，为提高原油采收率和降低驱油成本做出了突出贡献[1]。然而，三元复合驱在非均质性严重的油藏驱油效果不理想。此类油藏的吸水剖面在三元复合驱初期可以得到改善，但是在中后期，低渗透层堵塞严重，吸水量减少，容易出现吸水剖面反转现象[2]。喇嘛甸油田三元复合驱矿场试验区块共有注聚井180口，注聚后期出现吸水剖面反转现象的高达88口，严重影响区块整体采收率的提高。开展三元复合驱吸水剖面反转现象机理及改善方法研究，对提高三元复合驱的开发效果具有指导意义[3]。

1 机理研究

1.1 实验用品

聚合物采用聚丙烯酰胺 （部分水解），固含量为86%，大庆市炼化公司生产；表面活性剂采用烷基苯石油磺酸盐，有效成分为50%；碱为液态NaOH，有效成分为30%；实验用水取大庆油田采油六厂地层水，矿化度为4 034 mg/L；实验岩心采用模拟油藏地质特征及地层物性压制成的人造岩心。

1.2 实验设备

实验设备主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其他部分均置于45℃的恒温箱内。

1.3 实验方案及结果

在矿场试验中，油藏的非均质性和聚合物质量浓度是影响吸水剖面反转现象的2个主要因素，围绕这2个因素进行室内实验方案的设计[4-5]。

1.3.1 油藏非均质性

平行对比实验；选用3组不同的岩心组，渗透率级差分别为2.0，4.0，8.0；聚合物质量浓度为2 500 mg/L；注入速度为0.5 mL/min；实验流程是，注水至高渗透层产出液含水率为98%时，注三元体系达到0.57 PV后，继续水驱至1.20 PV。

在聚合物质量浓度一定的情况下，观察记录3种不同渗透率级差下，低渗透层相对吸水比例随注入孔隙体积的变化情况，结果见图1。

图1 渗透率级差对相对吸水比例的影响

从图1可以看出，低渗透层相对吸水比例峰值随着渗透率级差的增大而降低，曲线尖峰由平滑变得尖锐，吸水剖面反转时间提早，最终采收率降低。分析原因为：渗透率级差大，油藏的非均质性严重，低渗透层渗透性差，聚合物容易堵塞储层；大量聚合物注入高渗透层导致整体注入压力升高，低渗透层堵塞更加严重[6]。2个过程协同作用导致油藏启动压力增高，低渗透层吸水量减少，高渗透层吸水量增多，吸水剖面反转现象更加严重[7]。

1.3.2 聚合物质量浓度

平行对比实验；岩心组渗透率级差为4.0；4种不同的聚合物质量浓度分别为1 000，1 500，2 000，3 000 mg/L；注入速度为0.5 mL/min；实验流程是，注水至高渗透层产出液含水率为98%时，注三元体系达到0.57 PV后，继续水驱至1.20 PV。

在渗透率级差为4.0的情况下，观察记录4种不同聚合物质量浓度时，低渗透层相对吸水比例随注入孔隙体积的变化情况，结果见图2。

从图2可以看出，其他条件相同时，聚合物质量浓度升高，吸水剖面反转时间提前，低渗透层相对吸水比例曲线尖峰由平滑变得尖锐。分析原因为：聚合物质量浓度升高，黏度增大，注入压力提高，低渗透层吸水量增大，聚合物吸入滞留低渗透层，导致后续注入困难，高渗透层吸水量反而增大，吸水剖面反转现象严重[8-9]。

图2 聚合物质量浓度对相对吸水比例的影响

2 改善方法及应用效果

喇嘛甸油田三元复合驱矿场试验区块，在试验中后期出现了明显的吸水剖面反转现象。当注入0.031 PV三元体系后，原水驱阶段高渗透层相对吸水比例由65.9%下降至39.7%，而低渗透层相对吸水比例由11.1%上升至39.1%。但在试验后期，原水驱阶段高渗透层相对吸水比例再次升高至70.2%，甚至高于水驱阶段高渗透层相对吸水比例。对出现吸水剖面反转现象严重的55口注聚井进行分析，发现吸水剖面反转后，油层动用程度出现不同程度的降低，导致生产井生产能力下降。因此，需要在明确吸水剖面反转机理的基础上，针对油藏非均质性和聚合物质量浓度2个影响因素，研究改善吸水剖面反转现象的技术方法，有效控制吸水剖面的反转，提高生产井产能[10]。

2.1 油藏非均质性

油藏层内和层间的非均质性是影响吸水剖面反转现象的主要因素，可以通过层内调剖或分层的方式控制吸水剖面反转[11]。

2.1.1 厚层层内非均质性严重井

对于厚层层内非均质性严重、渗透率级差大、吸水差异大的井，可以通过层内调剖的方式控制吸水剖面反转。

调剖井选取原则：1）层内单层突进程度高，超高吸水层段厚度占全井15%以下，相对吸水比例占全井的30.0%以上；2）油层厚度大，渗透率高，与周围生产井连通条件好[12]。

根据选井选层原则，选出调剖井2口，其基本数据见表1。

调剖剂用量确定：确定单井调剖剂用量的计算公式为

式中：V为调剖剂用量，m3；R为调剖半径，m；h为调剖厚度，m；φ为孔隙度；Fn为调剖方向数；βn为调剖面积系数（2 个方向，βn=0.95；3 个方向，βn=0.92；4 个方向，βn=0.86）；Swi为束缚水饱和度；Sor为残余油饱和度。

应用式（1），计算2口井的调剖剂用量（见表2）。

注入方案设计：根据室内实验结果，结合调剖井的油层发育状况，在借鉴喇嘛甸油田二类油层调剖实践经验基础上[13]，确定注入方案。调剖井采用段塞式注入方式，耐碱聚合物微球调剖剂粒径为12～150目，详细情况见表3。

表1 调剖井基本信息

表2 调剖井调剖剂用量

表3 调剖井段塞分配

调剖效果：2口调剖井调剖前吸水剖面不均衡，吸水差异大，“指进”严重，周围采出井含水率、采出液聚合物质量浓度较高，上升速度较快。按上述方案实施后，吸水剖面得到调整，调剖层相对吸水比例从61.7%下降至31.7%，下降了29.9百分点，单井整体剖面相对均匀。

2.1.2 层间吸水差异大井

对于层间非均质性严重、渗透率级差大、吸水差异大的井，可以通过分层的方式控制吸水剖面反转。

分层选井原则：1）层间动用状况差异较大；2）油层发育较好，拟分注层段有效厚度在1.5 m以上；3）隔层厚度大于0.6 m；4）注入压力有一定上升空间；5）分注层段内渗透率级差尽可能小于4.0[14]。

分层做法与效果：共有3种类型，不同类型井采取不同的分层措施。

1）层间吸水差异大，层内吸水较均衡，注入压力较低的井直接分层。井C层间吸水差异较大，渗透率级差为3.0，出现吸水剖面反转现象。上部萨Ⅲ3—7油层有效厚度3.4 m，占全井的37.8%，相对吸水比例达65.3%；下部相对吸水比例34.7%，层内吸水量相对较均衡。萨Ⅲ3—7与下部层位间有2.8 m隔层，井口注入压力11.2 MPa，距破裂压力13.3 MPa有2.1 MPa的上升空间，注入能力较强，符合分层标准。

为改善吸水剖面，控制吸水剖面反转，对该井采取分层措施。对萨Ⅲ3—7层段控制注入量，对下部层段增加注入量。分层后控制层的相对吸水比例由65.3%下降至39.2%；加强层的相对吸水比例由34.7%增加至60.8%，分层效果明显。

2）层间吸水差异大，层内吸水较均衡，注入压力较高的井分层降低聚合物质量浓度。井D层间吸水差异较大，层间渗透率级差为3.7，出现吸水剖面反转现象。下部萨Ⅲ8—10油层有效厚度6.1 m，厚度占全井的75.3%，相对吸水比例达98.3%；上部萨Ⅲ4—7油层有效厚度2.0 m，相对吸水比例仅1.7%。2个层位间有4.4 m隔层，符合分层标准，但井口注入压力12.1 MPa，距破裂压力12.6 MPa只有0.5 MPa的上升空间。

分层对萨Ⅲ4—7层段加大注入量，对萨Ⅲ8—10层段控制注入量，同时为保证分层后注入压力升幅控制在破裂压力以内，聚合物质量浓度由2 200 mg/L降到1 700 mg/L。分层后控制层的相对吸水比例由98.3%下降至76.4%，注入压力控制在12.0 MPa，分层效果明显。

3）层间吸水差异大，层内非均质性强、剖面突进，注入压力低的井分层提高注聚浓度。井E层间吸水差异较大，层间渗透率级差为3.8，出现吸水剖面反转现象。上部萨Ⅲ4—7上油层有效厚度2.8 m，厚度占全井的21.5%，相对吸水比例达46.5%；下部萨Ⅲ4—10油层有效厚度10.2 m，相对吸水比例达53.5%。两个层位间有0.7 m隔层，井口注入压力11.3 MPa，距破裂压力12.9 MPa还有1.6 MPa的上升空间，注入能力较强，符合分层标准。

分层时，对萨Ⅲ4—10层段加大注入量，对萨Ⅲ4—7上层段控制注入量，同时为保证分层后厚层内剖面突进状况得到改善，聚合物质量浓度由1 500 mg/L提高到2 000 mg/L。分层后控制层的相对吸水比例由46.5%下降至26.1%；加强层的相对吸水比例由53.5%增加至73.9%，厚层内剖面相对均衡，分层效果明显。

2.2 聚合物质量浓度

对三元体系调驱作用较小，未波及到中低渗透层导致吸水剖面较差的注聚井，提高聚合物质量浓度；对油层波及体积扩大后，中低渗透层驱动困难导致吸水剖面变差的注聚井，下调聚合物质量浓度[15]。

2.2.1 上调聚合物质量浓度

井F注入压力11.7 MPa，距破裂压力13.0 MPa还有1.3 MPa上升空间，聚合物质量浓度2 250 mg/L，三元复合驱后期出现吸水剖面反转现象，低渗透层相对吸水比例较其最高吸水时期下降了20.0百分点。为改善吸水剖面，提高聚合物质量浓度至2 500 mg/L，调整后该井注入压力升高了0.6MPa，低渗透层位吸水状况改善，相对吸水比例增加了12.0百分点。

2.2.2 下调聚合物质量浓度

井G注入压力12.3 MPa，距破裂压力12.8 MPa只有0.5 MPa上升空间，聚合物质量浓度1 720 mg/L，三元复合驱后期出现吸水剖面反转现象，低渗透层吸水变差，高渗透层单层相对吸水比例大于70.0%。为改善该井注入状况，降低聚合物质量浓度至1 380 mg/L，调整后中低渗透层位吸水状况得到改善，相对吸水比例增加了8.0百分点。

应用以上改善方法，对矿场试验区存在吸水剖面反转问题严重的55口注聚井进行调整，38口井吸水剖面反转现象得到有效改善。与措施前相比，区块日降液369 t，日增油28 t，含水率下降了3.7百分点。截至2014年底，调整后阶段采收率比方案预测提高了0.8百分点。

3 结论

1）油藏渗透率级差大，非均质性严重，三元复合驱阶段提高采收率见效早，但周期短，吸水剖面反转现象出现早，严重影响采收率的提高。

2）聚合物质量浓度增大，三元复合驱初期吸水剖面可以得到有效调整，但吸水剖面反转现象提早出现，反转严重；因此，应充分考虑提高采收率和减少地层损伤两方面因素，适当选择聚合物质量浓度。

3）对于非均质性严重的注聚井可以通过调剖和分层的方式控制吸水剖面反转现象；对于吸水剖面较差的注聚井可以通过改变聚合物质量浓度调整吸水剖面，控制吸水剖面反转现象，提高原油采收率。

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