二元复合驱在江苏沙7低渗透油藏的研究与应用

张 莉，张 峰，许关利

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.中国石化胜利油田分公司)

二元复合驱在江苏沙7低渗透油藏的研究与应用

张 莉1，张 峰2，许关利1

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083； 2.中国石化胜利油田分公司)

针对江苏油田沙7低渗透油藏提高采收率的需要，开展了二元复合驱室内实验和矿场试验研究。室内实验和矿场试验均表明，二元复合驱在低渗透条件下具有良好的注入性，室内驱油实验提高采收率11.3%～14.2%，高于单一表面活性剂驱(5.4%)和单一聚合物驱(9.7%)；矿场试验取得了初步效果，井口注入压力上升了3.8 MPa，纵向层间矛盾得到改善，5口生产井见到明显降水增油效果。

江苏油田；沙七断块；二元复合驱；低渗透油藏；矿场试验

低渗透油藏由于存在启动压力，地层能量补充困难，油井产能低，水井注入压力高，“注不进、采不出”矛盾突出[1-2]。同时，低渗透油藏物性较差，非均质性较强，平面、纵向动用不均衡，水驱采收率较低，进一步提高采收率的潜力较大[3-4]。

中国石化低渗透油藏储量规模较大，目前动用储量为15.3×108t，占中国石化总动用储量的25.3%，由于低渗透油藏开发难度大，目前水驱采收率仅为21.7%，因此需要转换开发方式，探索新的提高原油采收率的有效方法。目前，二元复合驱在高渗透油藏得到了工业化推广应用，矿场试验提高原油采收率10%以上[5-7]。二元复合体系在低渗透油藏能否正常注入，驱替效果如何，本文以江苏油田沙7低渗透油藏为例，开展了室内实验和矿场试验研究。

1 室内实验

1.1 实验材料和方法

实验用油：江苏沙7脱水原油和煤油配制的模拟油，模拟油黏度为2.0 mPa·s。

实验用水：江苏沙7模拟地层水，其矿化度为15 000 mg/L。

实验温度: 83 ℃。

注入能力：将直径为2.54 cm、长度为10 cm、渗透率为50×10-3μm2的岩心模型饱和模拟配制水，水驱至压力平衡(P1)后，注入1 000 mg/L聚合物或1 000 mg/L聚合物+3 000 mg/L表活剂的二元复合体系，待压力稳定(P2)，转注模拟配制水至压力稳定(P3)，记录各个阶段模型两端的压差，其中P2/P1为阻力因数，P3/P1为残余阻力因数。

驱油效果：将直径为2.54 cm、长度为30 cm、渗透率为50×10-3μm2左右的岩心模型饱和模拟配制水，饱和模拟油，水驱至采出液综合含水率98%，注入0.3～0.4倍孔隙体积(0.3～0.4 PV)的表面活性剂或聚合物或二元复合体系，后续水驱至综合含水率98%以上，计算各驱油体系的采收率。

1.2 聚合物筛选

从聚合物分子量和黏度关系曲线看(图1)，相同浓度下，聚合物分子量越大，聚合物溶液的粘度越高，驱替液与水的流度比就越大。但是，从聚合物注入性能室内实验结果看(见表1)，低渗透条件下，高分子量聚合物的注入压力较高，聚合物驱转后续水驱后，压力一直保持平稳，残余阻力因数与阻力因数相差不大，说明高分子量聚合物溶液在岩心模型中形成了堵塞。

图1 聚合物分子量与黏度关系曲线

例如，渗透率为43×10-3μm2的4#岩心模型中，水驱注入压力为0.025 MPa左右，注入1 000 mg/L分子量1400万的聚合物溶液后，注入压力达到0.35 MPa，计算阻力因数为13.9，聚合物驱转后续水驱后，注入压力一直保持在0.35 MPa左右，残余阻力因数与阻力因数相当，表明聚合物溶液在岩心模型中形成了堵塞。

表1 不同分子量聚合物注入性实验结果

综合考虑聚合物的黏度和注入性，低渗透条件下，聚合物分子量选择600～900万较为合适。

1.3 二元体系注入性能

为考察聚合物+表活剂二元复合体系在低渗透条件的注入性能，室内实验进行了单管封堵能力测试，实验结果如图2所示。模型水驱压差为0.03 MPa左右，注入1 000 mg/L聚合物+3 000 mg/L表活剂的二元复合体系后，压差逐渐上升，最高上升到0.75 MPa，注入压力是水驱压力的25倍左右，表明二元复合体系能够改善低渗透油藏的水油流度比，具有一定的封堵性。后续水驱阶段压差逐渐降低至平稳，计算残余阻力因数为16，说明二元复合驱没有发生堵塞，注入性能较好。

为了进一步考察二元复合体系在低渗透油藏条件下的注入性能，2011年11月～2012年3月在江苏沙7断块沙7-33井开展了单井试注试验，图3为沙7-33井注入曲线。试验期间，该井日注入量18 m3/d左右，井口压力为23.5～24.5 MPa，注入正常，计算视吸水指数为0.18 m3/(d·MPa·m),与试验前水驱阶段视吸水指数相近，说明二元复合驱在低渗透油藏具有一定的注入能力。

图2 江苏沙7岩心注入实验压差曲线

图3 江苏沙7-33井注入曲线

1.4 驱油效果实验

室内驱油实验研究了低渗透条件下表面活性剂驱、聚合物驱和二元复合驱不同驱油体系的驱油效果，实验结果如表2所示。由表2可知，低渗透条件下，二元复合驱效果好于单一表活剂驱和单一聚合物驱，说明低渗透条件下二元复合体系仍然能起到协同增效作用。

表2 不同驱油体系驱油效果统计

2 矿场试验

2.1 试验区概况

江苏沙7断块油层物性较差，平均孔隙度为23%，平均渗透率为51.5×10-3μm2，储层非均质性较强，渗透率变异系数为0.82，原始地层压力为20.8 MPa，原始地层温度为83 ℃，地下原油黏度为2.14 mPa·s，地层水矿化度较高，原始地层水矿化度为24 534～26 069 mg/L，钙镁离子含量为374 mg/L，目前产出水矿化度为14 938 mg/L，钙镁离子含量为87 mg/L。该单元于1994年投入开发，目前综合含水为85.1%，采出程度只有21.3%，水驱进一步提高采收率潜力较小。

2.2 矿场注入方案

考虑油藏的非均质性，为减缓驱油体系在油层中的“指进”和“窜流”， 设计阶梯型三段塞注入方式。第一段塞为前缘调剖及牺牲段塞，注入0.1 PV(PV为注入孔隙体积)1 200 mg/L聚合物溶液；主段塞注入0.25 PV二元复合驱油体系：表面活性剂质量分数为0.3%，聚合物浓度为1 000 mg/L；后续保护段塞注入0.05 PV浓度750 mg/L的聚合物溶液。2012年8月实施矿场注入，到2014年4月，累计注入孔隙体积0.12 PV。

2.3 实施效果

驱油体系具有较强封堵调剖能力，最明显的表征是注入井压力上升和吸水剖面得到调整。从注入井压力变化情况看，井口平均注入压力从18.8 MPa逐渐升高到22.6 MPa，上升了3.8 MPa，说明二元复合驱油体系在油藏运移过程中形成了有效的封堵。注入井口黏度为4.0～8.5 mPa·s，平均为5.3 mPa·s，与地层原油的黏度比为2.4。

纵向上层间矛盾得到改善，原来吸水少或不吸水层位吸水量增加，原来吸水多的层位吸水量明显降低，各层吸水更加均衡，见表3。

表3 江苏沙7-31井剖面相对吸水量 %

5口生产井于矿场实施3个月后相继见到降水增油效果，试验区综合含水率由见效前的85.1%下降到目前的80.3%，下降了4.8%，日产油量由见效前的16.1 t上升到目前的20.9 t，日增油1.3倍，见图4。由于矿场试验仍在实施中，试验效果有待于进一步观察。

江苏沙7为窄条状低渗透油藏，见效生产井均为双向受效井，单向受效井和边井还未见到明显降水增油效果，需要加强矿场实施效果影响因素分析和未见效井潜力分析，及时跟踪调整，促进边角井见效。

图4 沙7断块二元复合驱生产曲线

3 结论与认识

(1)江苏油田沙7断块低渗透油藏二元复合驱适应的聚合物分子量为600万～900万。

(2)确定的二元复合驱体系具有良好的注入性，室内驱油实验提高采收率10%以上，高于单一表面活性剂驱和单一聚合物驱，优于同等注入量下聚合物驱效果。

(3)二元复合驱在江苏沙7断块取得了初步效果，井口注入压力上升了3.8 MPa，纵向层间矛盾得到改善，5口生产井见到初步降水增油效果。二元复合驱是低渗透油藏进一步提高采收率的有效方法。

[1] 李阳,曹刚.胜利油田低渗透砂岩油藏开发技术[J].石油勘探与开发,2005,32(1):123-126.

[2] 蒋利平,李茂,姜平,等.综合考虑启动压力和压敏效应的低渗透油藏渗流规律研究——以涠西南凹陷L1段为例 [J].中国海上油气,2009,21(6):388-392.

[3] 刘华,张宁生,王志伟等.低渗透油田提高采收率发展现状[J].钻采工艺,2004, 27(4):38-40.

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[5] 由庆,于海洋,王业飞,等.国内油田深部调剖技术的研究进展[J].断块油气田, 2009,16(4):68-71.

[6] 孙焕泉.胜利油田三次采油技术的实践与认识[J].石油勘探与开发,2006, 33(3):262-266.

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编辑：李金华

1673-8217(2015)01-0128-03

2014-08-20

张莉，高级工程师，1974年生，1999年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，现主要从事三次采油研究。

国家重大专项“高温高盐油田化学驱提高采收率技术”(2011ZX05011)部分研究成果。

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