聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化

张继红 程翘楚 陈喜玲 李 理

1.东北石油大学教育部提高采收率重点实验室 2.中国石油辽河油田石油勘探开发研究院

聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化

张继红1程翘楚1陈喜玲2李 理2

1.东北石油大学教育部提高采收率重点实验室 2.中国石油辽河油田石油勘探开发研究院

大庆油田经过聚合物驱后已进入特高含水开发阶段，存在水驱控制程度低、层间矛盾大等问题。为进一步挖潜剩余油，提高采收率，改善大庆油田注采开发现状，在室内实验研究的基础上，针对N5试验区开展了聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化研究。研究结果表明，聚驱后凝胶与聚合物交替注入驱油采用小段塞多轮次的段塞提高采收率效果优于大段塞少轮次的段塞；最佳组合的段塞为凝胶(0.02 PV)+聚合物(0.03 PV)，共计注入11轮次，注入总量为0.55 PV；经过凝胶与聚合物交替注入驱油后，其阶段采收率可在聚驱基础上提高10%左右，说明凝胶与聚合物交替注入驱油方法具备进一步开发聚合物驱后剩余油的潜力。

聚合物驱 凝胶 聚合物 交替注入 参数优化

大庆油田自1996年开始应用聚合物驱以来，聚驱规模不断扩大，成为大庆油田采油的主导技术[1-2]。但是仍然存在聚合物滞留及吸水剖面反转等现象，致使有50%左右的原油不能被采出[3-5]。因此，有必要采用更加有效的注入方式进一步提高采收率。凝胶与聚合物交替注入方式充分发挥了凝胶调驱和聚合物驱油两项技术的协同效应，即凝胶发挥深部液流转向作用，使得后续注入的聚合物溶液能够有效进入开发程度不够的地层，在残余油集中的区域充分发挥驱油的作用，提高了驱油效率[6-8]。

在室内实验基础上，利用数值模拟方法，针对N5试验区开展了聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化研究。研究内容包括：利用CMG数值模拟软件设计预测方案来研究不同凝胶和聚合物段塞组合对采收率的影响；优化合理的凝胶和聚合物段塞用量，确定凝胶和聚合物交替注入段塞的大小。以寻求一种较好的、在聚合物驱后进一步采出剩余油、提高原油采收率的方法，为聚合物驱油田的开发提供一定的技术参考。

1 凝胶与聚合物交替注入机理

凝胶是由聚合物和交联剂形成的弱交联体系，该体系具有一定黏度，其三维网状结构以分子间交联为主、分子内交联为辅[9-12]。当凝胶被注入到非均质地层后，会先进入渗流阻力较小的高渗透地层，使高渗层主流通道的渗流阻力逐渐增大，可以暂时封堵高渗透层，使后续注入的流体进入到波及较少甚至是未波及到的中、低渗透层，从而提高了宏观波及效率[13-15]。在后续流体的作用下，凝胶在地层中运移的同时发挥化学驱油的作用，提高了微观洗油效率[16-18]。聚合物溶液具有黏弹性，在驱油过程中，其黏性能够改善油水流度比，扩大宏观波及效率；而靠其弹性能够携带水驱无法驱动的残余油，降低残余油饱和度，提高微观驱油效率[19-21]。

凝胶和聚合物多轮次交替注入的驱油机理见图1。从图1可看出，凝胶在第1轮次几乎完全进入主流孔隙，而后续注入的聚合物溶液除少量进入主流线附近阻力相对较小的通道外，绝大部分也随凝胶进入主流线孔隙中。由于凝胶黏度随时间增加而增大，在第2轮次中一部分凝胶进入主流孔隙，一部分进入其他孔隙。这样随后注入的聚合物会有效波及到范围更大的孔隙中。在凝胶和聚合物溶液多轮次交替作用下，凝胶和聚合物不断地进入阻力较小的中、低渗孔隙中，使更多的未波及到的残余油由不动油变为可动油，最终实现较好的提高采收率目的[22-23]。

2 数值模拟模型的建立

2.1 地质模型

选取N5试验区进行数值模拟，模拟区共41口井，包括16口水井和25口油井。利用Petrel软件建立的属性模型立体图见图2。网格节点划分为109×50×72=392 400个，选用五点法井网部署，井距为125 m。该地质模型共分4个小层，实际面积为1.59 km2，油层的初始含水饱和度为25.34%，平均孔隙度为27.75%，平均渗透率为824.75×10-3μm2，初始地层压力为10.99 MPa，其他流体性质及参数均采用油田实际数据。

2.2 历史拟合

采用Eclipse黑油模拟器E100，迪卡尔坐标系统，块中心网格，全隐式求解，整个过程涉及的相态为：油、水、气和溶解气，初始状态只有油(含溶解气)、水两相。拟合时间为1965年～2009年，拟合试验区的地质储量、累计产油量及单井动态等参数。拟合地质储量为4 399.3×104t，实际地质储量为4 325.15×104t，相对误差为1.7%；全区拟合精度达到90%，单井达85%以上。

3 参数优选

在聚合物驱后凝胶与化学剂交替注入驱油的基础上，针对此模拟区块开展聚合物驱后凝胶与聚合物交替注入参数优化研究。首先，注入0.64 PV[24-25]的聚合物溶液进行驱油(聚合物相对分子质量为2 500万，聚合物溶液质量浓度为1 200 mg/L，黏度为40～50 mPa·s，拟定注入速度为0.2 PV/a，油井定压生产，井底流压为6 MPa)；然后，进行凝胶(相对分子质量为2 500万、聚合物质量浓度为1 800 mg/L、聚交比为40∶1的铬离子凝胶体系)与聚合物(相对分子质量为2 500万，质量浓度为1 200 mg/L的高分聚合物)交替注入驱油数值模拟。将Petrel地质模型和Eclipse水驱历史拟合参数转入CMG数值模拟软件中，进行参数优化研究[26]。

3.1 段塞大小优化

为确定凝胶和聚合物最优段塞，在相同注入量的前提下，设计了两组不同方案，分别为凝胶和聚合物相同段塞大小交替注入和不同段塞大小交替注入。参考表1中所示各单项物质的商品价格，并根据凝胶与聚合物段塞各段塞大小的阶段采收率值，计算各方案下的投入产出比，计算结果见表2和表3。

由表2和表3可以看出：在相同段塞大小条件下，凝胶+聚合物驱时小段塞多轮次的采收率高于大段塞少轮次的采收率；在不同段塞大小的条件下，上述结论同样成立。分析其原因，由于小段塞多轮次注入后，压力上升速度慢，压力的交替升缓造成多轮次交替注入时提高采收率的效果优于少轮次的采收率效果。当凝胶段塞大小相同时，随着聚合物段塞大小的增加，阶段采收率逐渐减小，在段塞组合凝胶+聚合物为0.02 PV+0.03 PV时的采收率最高。虽然段塞大小为0.02 PV+0.06 PV时的投入产出比最高，但是，0.02 PV+0.06 PV时的利润(产出-投入)为8.691 08元，0.02 PV+0.03 PV时的利润(产出-投入)为8.761 08元。因此，段塞组合凝胶+聚合物为0.02 PV+0.03 PV的优于0.02 PV+0.06 PV的段塞组合。

表1 物质的商品价格Table1 Commoditypricesofeachsinglematerial项目有效含量商品价格/(万元·t-1)聚合物1200mg/L(P)1.8凝胶体系液1800mg/L(P)+180mg/L(Cr3+)3.1

表2 相同段塞大小的凝胶+聚合物交替注入计算结果Table2 Calculatedresultsofthesamesizeofslugofgelandpolymeralternatinginjection段塞(凝胶+聚合物)/PV采收率/%聚驱凝胶+聚合物总采收率投入产出比0.02+0.02(16轮次)14.649.8424.481∶7.270.04+0.04(8轮次)14.649.7424.381∶7.190.08+0.08(4轮次)14.649.1123.751∶6.72 备注:原油价格80美元/桶,1桶=158.98L,1美元=6.1518元。

表3 不同段塞大小的凝胶+聚合物交替注入计算结果Table3 Calculatedresultsofdifferentsizeofslugofgelandpolymeralternatinginjection段塞(凝胶+聚合物)/PV采收率/%聚驱凝胶+聚合物总采收率投入产出比0.02+0.0314.649.9524.591∶7.640.02+0.0414.649.8724.511∶7.740.02+0.0614.649.7024.341∶8.240.03+0.0414.649.7924.431∶7.280.03+0.0514.649.7524.391∶7.710.04+0.0614.649.7824.421∶7.460.04+0.0814.649.6524.291∶7.63 备注:原油价格80美元/桶,1桶=158.98L,1美元=6.1518元。

为进一步优选段塞组合，绘制了凝胶+聚合物分别为0.02 PV+0.04 PV、0.03 PV+0.05 PV、0.02 PV+0.03 PV三个段塞组合的压力曲线(图3)，发现前两个段塞组合的平均地层压力已达到了22 MPa以上，且本区块的破裂压力估算为22 MPa左右。因此，考虑到压力的因素，选择凝胶+聚合物段塞为0.02 PV+0.03 PV为最优注入方案。

3.2 段塞注入轮次优化

聚驱后凝胶与聚合物(0.02 PV+0.03 PV)交替注入驱油过程中，各轮次的阶段采收率和投入产出比见图4和图5。

从图4可看出，第9个轮次时，其累积采收率的斜率最大为1.36。这是因为，凝胶溶液的强度或黏度是随着时间的增长而逐渐增大的，前面已经注入到地层中的0.16 PV的凝胶溶液的黏度要大于凝胶溶液的初始黏度，在凝胶溶液的调控下，各阶段注入的聚合物溶液能够进入中低渗透层，对中低渗透层的剩余油和残余油进行驱替，使在聚合物注入到第9轮时采收率有了较大幅度的升高；第10个轮次后采收率上升幅度开始变缓，从第11轮开始曲线呈直线上升趋势。因此，对于凝胶(0.02 PV)+聚合物(0.03 PV)段塞组合，注满9～11个段塞是现场的最佳段塞注入量，在这个注入量范围内，阶段采收率的升幅较大。

由图5可知：随注入量的增加，投入产出比逐渐增加，第11个轮次到达最高的投入产出比为1∶5.96，第12个轮次后开始下降。考虑采收率并保证经济效益，选择最佳注入段塞用量为注满11个轮次，即注入凝胶+聚合物段塞0.55 PV。该方案可在聚驱基础上进一步提高原油采收率8.15%。

4 结 论

(1) 利用CMG数值模拟软件设计预测方案研究不同凝胶和聚合物段塞组合对采收率的影响。结果表明，小段塞多轮次的段塞提高采收率效果优于大段塞少轮次的段塞，凝胶(0.02 PV)+聚合物(0.03 PV)的段塞组合的采收率最高，为9.95%；

(2) 利用数值模拟方法，根据采收率和投入产出比，并考虑到压力因素，优选出试验区聚驱后凝胶与聚合物段塞交替注入驱油进一步提高采收率的最佳段塞大小为0.02 PV+0.03 PV；在此基础上，根据最大斜率法优选出最佳注入量为0.55PV，该方案下投入产出比较高，约为1∶5.96，预测试验区采用该方案可在聚驱基础上进一步提高原油采收率8.15%。

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Parameteroptimizationofgelandpolymeralternatinginjectionafterpolymerflooding

ZhangJihong1,ChengQiaochu1,ChenXiling2,LiLi2

(1.KeyLaboratoryforEnhancingOil/GasRecoveryofMinistryofEducationinNortheastPetroleumUniversity,Daqing163318,China; 2.ResearchInstituteofPetroleumExplorationandDevelopment,LiaoheOilfield,PetroChina,Panjin124010,China)

Daqing oilfield has entered the extra high water cut development stage after polymer flooding. There are some problems, such as low degree of water flooding control and big contradictions between layers , etc. In order to further dip remaining oil, improve recovery factor and solve the problem of injection-production exploitation, on the basis of indoor experiment, this paper studied parameter optimization of gel and polymer alternating injection after polymer flooding in view of N5 test area. The results show that the EOR effect of small slug with more rounds of gel and polymer alternating injection after polymer flooding is better than big slug with less rounds; best combination of slug is gel (0.02 PV)+polymer (0.03 PV) and total injection rounds are 11(total 0.55 PV). Under this condition, the stage recovery can increase about 10% than polymer flooding, which indicates that the method of gel and polymer alternating injection has the potential of further developing remaining oil after polymer flooding.

polymer flooding, gel, polymer, alternating injection, parameter optimization

国家自然科学基金项目“聚驱后油藏凝胶与化学剂多轮次交替注入提高采收率方法研究”(51274070)。

张继红(1969-)，女，博士，现任职于东北石油大学石油工程学院，教授，博导，主要从事油气田开发工程理论与技术、提高采收率技术研究工作。E-maildqzhjh@126.com

TE357.46+1

A

10.3969/j.issn.1007-3426.2015.03.020

2014-10-24；编辑冯学军