海上稠油油田非均相在线调驱提高采收率技术——以渤海B油田E井组为例

张宁 阚亮 张润芳 吴晓燕 田津杰 王成胜

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司

海上稠油油田非均相在线调驱提高采收率技术
——以渤海B油田E井组为例

张宁 阚亮 张润芳 吴晓燕 田津杰 王成胜

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司

针对海上平台寿命有限、平台空间狭小、聚驱产出液处理困难等特点，提出应用非均相调驱技术提高采收率的思路。利用纵向三层非均质物理模型，考察了水驱后、聚驱后、二元复合驱后不同非均相体系驱油效果，结合驱替后岩心剩余油分布情况，分析非均相调驱与常规聚合物驱在驱油机理上的差异。研究结果表明：无论是水驱后、聚驱后、二元复合驱后，非均相调驱都能大幅度提高采收率，采收率增加值分别在6.95%、9.57%、11.46%以上；在相同浓度非均相体系条件下，先溶胀后注入和先注入后溶胀2种不同注入方式驱油效果基本一致，说明体系在岩心内可以达到与室内静态评价溶胀相同的效果；分散相粒径大小对于驱油效果的影响至关重要，大颗粒偏重于“调”，小粒径偏重于“驱”。聚驱后油藏剩余油分布更加零散，进一步提高采收率的潜力主要在低渗透层，单纯依靠提高驱油体系的洗油效率不足以提高其动用程度，需要进一步扩大驱油体系的波及体积。

海上稠油；非均相调驱；采收率；剩余油；物理模拟

渤海B油田为海上大型复杂河流相沉积的稠油油田，地层原油黏度20～209 mPa·s，温度60～75 ℃，主要含油层系为新近系明化镇组下段，储层埋藏浅，成岩程度低，具有粒间孔发育、连通喉道大、连通性好的特点［1-2］。岩心样品常规物性分析表明，孔隙度变化范围18%～40%，平均33%，75%的样品孔隙度大于32%；渗透率变化范围1～7 000 mD，其中78%以上的样品大于500 mD，平均1 962 mD，属于高孔、高渗到特高渗储层。

预交联颗粒凝胶（PPG）是一种新型液流转向剂，它吸水溶胀，具有良好的黏弹性，在外力作用下具有较好的运移能力。由于PPG 产品只能溶胀并不溶于水，与聚合物或表面活性剂复配后形成的是非均相驱油体系，因此，PPG 复合驱也被称为非均相复合驱［3-5］。非均相调驱体系PPG由分散相（具有特定尺寸的黏弹性颗粒）和连续相（增黏流体、增黏助剂等）组成，可以发挥分散相与连续相 “调”和“驱”的协同作用。该体系具有良好的油藏适应性、运移能力、封堵性能和洗油性能［6-8］，为解决海上油田高温高盐、聚驱产出液处理困难、平台空间狭小、非均质严重稠油油藏提高采收率问题提供了新的技术。

通过室内物理模拟实验，考察对比了单一非均相体系和非均相复合体系的驱油效果，研究了不同体系的驱油机理，并且在渤海油田首次开展了水驱油田非均相在线调驱矿场试验。

1　实验

Experiment

1.1实验材料

Experimental materials

PPG，固体含量为86%，1#初始粒径为30～50μm，2#初始粒径为3～8 μm，5#初始粒径为100～300 μm；聚合物：分子量为1.5×107，固体含量为90%；表面活性剂：有效含量为30%；模拟油，65 ℃条件下黏度为70 mPa·s；平台现场注入水，矿化度为9 473.84 mg/L。

1.2实验模型

Experimental model

采用3层等厚非均质胶结岩心；岩心尺寸：30 cm×4.5 cm×4.5 cm，韵律为反韵律；3层渗透率分别为：2 000 mD、800 mD、100 mD。

1.3实验方案

Experimental scheme实验方案见表1。

表1　实验方案Table 1 Experimental scheme

2　结果分析

Result analysis

2.1水驱后不同非均相体系、不同注入方式驱油效果对比（体系1）

Oil displacement effect comparison of different heterogeneous systems and different injection methods after water flooding （System 1）

由图1可以看出，水驱后注入非均相体系起到了一定降水增油效果。根据表2可知，体系1采收率增加值从高到低依次是： 方案1先溶胀后注入（9.75%）＞方案3先注入后溶胀（9.31%）＞方案2先溶胀后注入（7.28%）＞方案4先注入后溶胀（6.95%）。在2种不同注入方式条件下，1#PPG的驱油效果均要好于2#PPG，阶段采出程度高出2%以上。这主要是由于1#PPG粒径大于2#PPG，能够更好地封堵大孔道，使得水驱无法波及到的区域剩余油得到动用。在相同PPG体系条件下，先溶胀后注入和先注入后溶胀2种不同注入方式驱油效果基本一致，说明体系在岩心内可以达到与室内静态评价溶胀相同的效果。在相同注入方式条件下，体系注入过程中大粒径相对于小粒径含水降低幅度要低，但后续水驱阶段含水上升较缓慢。

图1　水驱后注入PPG体系含水率随注入PV数的变化关系Fig. 1 Relationship curve of changes of water content with injected PV number when PPG system is injected after water flooding

定义类阻力系数RSF和类残余阻力系数RSK来描述多次化学驱不同驱油体系驱油过程中提高波及效率能力。类阻力系数是指驱油体系提高注采压差的能力，为注入驱油体系结束时注采压差Pt与开始注入驱油体系时的注采压差Pw之比［9］。类残余阻力系数是指驱油体系提高后续水驱注采压差的能力，为注入驱油体系后续水驱结束时注采压差Pwb与开始注入驱油体系时注采压差Pwa之比。

在注入PPG 过程中，PPG 颗粒在岩心孔隙中经历不断重复堆积和变形通过的过程，实现了在岩心内部的运移并进入岩心深部，产生了一定的调驱效果（见表2）。PPG颗粒粒径越大，类阻力系数RSF越大。方案4体系1由于颗粒粒径较小，注入过程中大多数沿着高渗透层突进产出，在岩心内未能形成有效封堵，类阻力系数RSF大于类残余阻力系数RSK，由此可见大颗粒偏重于“调”，小粒径偏重于“驱”。其他3个方案类残余阻力系数RSK均略大于类阻力系数RSF，这主要是由于二者驱油机理不同造成的，聚合物驱主要是利用聚合物分子的吸附滞留，堵塞或（部分堵塞）油层中大的液流通道，从而扩大波及体积，一旦转水驱后，岩心渗透率迅速回升，驱油效果明显变差。而非均相体系提高波及体积的主要机理是大颗粒的物理堵塞作用和小颗粒的吸附滞留，同时体系具有遇油收缩与遇水膨胀的特点，在后续水驱过程进一步堆积、溶胀，使得在后续水驱提高波及效率的能力明显优于聚合物。

表2　不同体系驱各阶段采出程度及阻力系数RSF和类残余阻力系数RSKTable 2 Recovery percent in all stages by different displacement systems， resistance factor RSFand similar residual resistance factor RSK

2.2非均相驱后不同体系驱油效果对比（体系2）Comparison of oil displacement effect by different systems after heterogeneous flooding （System 2）

如图2，非均相驱后进一步化学驱起到了明显的降水增油的效果。从表2可以看出，体系2中采收率增加值依次是： 方案4（21.70%）＞方案3（15.00%）＞方案1（13.41%）＞方案2（7.33%）。体系粒径大小对于后续的封堵效果影响至关重要，大粒径PPG体系后续的封堵能力明显强于小粒径PPG体系，在相同聚驱条件下，方案1采收率增加值13.41%较方案2采收率增加值7.33%高出了6.08%。这主要是大粒径PPG体系起到了良好的封堵效果，减少了聚合物窜流，提高了注入压力，改变液流方向，使得驱替液更多进入到中、低渗透层，提高中、低渗透层的剩余油动用程度。在体系黏度相差不大的前提下，方案4非均相驱比方案2聚合物驱采收率增加值高出13.37%，这主要是由于聚合物溶液是均一的溶液相态，测定的黏度即是溶液的表观黏度。而PPG体系溶液里面夹杂着分散颗粒，不是均一的相态，含有固体和液体的2种相态，旋转黏度测量的值只能作为参考。PPG驱的类阻力系数RSF是聚合物驱的2.4倍，类残余阻力系数RSK是聚合物驱的3.4倍（表2），由此可知在相同体系黏度条件下，PPG相对于聚合物具有更强的封堵能力。方案4中体系2（5#PPG）驱比方案4中体系1（2#PPG）驱采收率增加值高出14.75%，由此可见，非均相驱提高采收率的关键在于选择与储层孔喉半径相匹配的分散相粒径，分散相粒径太大，容易造成注入困难，堵塞储层，分散相粒径太小，导致分散相沿高渗条带突进产出，无法起到良好的封堵效果，导致调驱效果不佳。方案4中体系2（5#PPG）比方案3中体系2（二元复合体系）采收率增加值高出6.7%，由此可见，在非均质严重油藏条件下，扩大波及体积对于采收率的贡献要大于驱油效率对于采收率的贡献。

图2　PPG驱后不同体系驱含水率随注入PV数的变化关系Fig. 2 Relationship curve of changes of water content with the injection of PV numbers in different displacement systems after PPG flooding

2.3非均相复合体系驱油效果对比（体系3）

Comparison of oil displacement effect of heterogeneous composite system （System 3）

化学驱后油层的非均质性加剧，方案2中体系3（聚合物驱）采收率增加值仅为5.8%，非均相复合驱油体系（P/PPG、S/P/PPG）采收率增加值在9.5%以上（表2），且有较好的降水增油效果（图3）。

图3　非均相复合体系驱含水率随注入PV数的变化关系Fig. 3 Relationship curve of changes of water content with the injection of PV numbers in heterogeneous composite displacement system

这主要是由于非均相复合驱油体系通过发挥PPG与聚合物在增加体系黏弹性方面的加合作用，进一步扩大波及体积，发挥表面活性剂具有的大幅度降低油水界面张力的作用，提高洗油效率。方案1与方案4采用的是相同的非均相复合驱油体系（P/ PPG），二者之间采收率提高幅度相差3.65%，主要是由于后续水驱的持续冲刷，PPG利用小颗粒吸附、大颗粒堆积封堵大孔道的能力比聚合物分子吸附滞留的封堵能力要强。方案4非均相复合驱油体系（P/ PPG）比方案3非均相复合驱油体系（S/P/PPG）采收率增加值高出1.76%。结合驱替后的岩心剖面（图4）可以看出：多次化学驱后进一步提高采收率的潜力主要是在低渗透层，单纯提高驱油体系的洗油效率是不够的，进一步扩大波及体积，提高低渗透层的动用程度至关重要。

图4　实验结束后岩心剖面Fig. 4 Core profile after the experiment

3　现场应用

Test application

E井组所处的沉积体系为多期河道交叉叠置，储层非均质性强，油水流度比大，注入水单向推进和单层突进现象明显，造成含水快速上升。E井组原始平均孔喉半径为5.84～15.66 μm，采用初始粒径为3～8 μm，溶胀后粒径为10～45 μm的2#PPG作为在线调驱体系可以满足不同孔喉的封堵要求。10倍渗透率级差岩心驱油实验结果表明，浓度为2000 mg/L非均相调驱体系注入性良好，相对于水驱可以提高采收率7 %。2013年10月25日采用浓度为2 000 mg/L的（2#PPG）非均相调驱体系在B油田E井组开展了水驱油田在线调驱矿场实验［10-12］，截至2014 年5月12日累计注入27 000 m3，注入非均相调驱体系后，压力波动上升了1 MPa，井组降水增油特征明显，最大降水幅度为27%。截至2015年9月，累计增油9 263 m3。非均相在线调驱提高采收率技术在海上水驱油田取得了较好的降水增油效果，初步证实了该技术的可行性。根据室内实验结果，无论是水驱后、聚驱后、二元复合驱后，非均相调驱都能大幅度提高采收率，采收率增加值分别在6.95%、9.57%、11.46%以上，说明该技术同样适用于聚驱后油田进一步提高采收率，具有广阔的推广前景。

4　结论

Conclusions

（1）在相同PPG体系下，先溶胀后注入和先注入后溶胀的注入方式驱油效果基本一致，非均相体系在岩心内可以达到与室内静态评价溶胀相同的效果。

（2）分散相粒径大小对于驱油效果的影响至关重要，大颗粒偏重于“调”，小粒径偏重于“驱”。非均相驱提高采收率的关键在于选择与储层孔喉半径相匹配的分散相粒径，分散相粒径太大，容易造成注入困难，堵塞储层，分散相粒径太小，导致分散相沿高渗条带突进产出，无法起到良好的封堵效果。

（3）非均相体系在岩心内能形成有效的封堵，并且类残余阻力系数RSK大于类阻力系数RSF，后续水驱提高波及效率的能力明显优于聚合物。

（4）多次化学驱后进一步提高采收率的潜力主要是在低渗透层，单纯提高驱油体系的洗油效率是不够的，进一步扩大波及体积，提高低渗透层的动用程度至关重要。非均相复合驱油体系（P/PPG、S/P/ PPG）在多次化学驱后采收率增加值在9.5%以上。

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（修改稿收到日期 2016-03-19）

〔编辑 李春燕〕

EOR technology by heterogeneous on-line profile control and flooding for offshore heavy oil
field - take Well Group E of Bohai B Oilfield as an example

ZHANG Ning， KAN Liang， ZHANG Runfang， WU Xiaoyan， TIAN Jinjie， WANG Chengsheng
Drilling & Production Branch， CNOOC Energy Technology & Serνices Limited， Tianjin 300452， China

In view of limited offshore platform life， small space of platform and difficulty in treating the polymer flooding produced fluids， this paper introduces the idea of EOR using heterogeneous profile control and flooding technology. Using longitudinally 3-layer heterogeneous physical model， the oil displacement effects by different heterogeneous systems were investigated after water flooding，polymer flooding and SP flooding； in combination with remaining oil distribution in cores after displacement， the difference of heterogeneous profile control and flooding and conventional polymer flooding was analyzed in oil displacement mechanism. Research results show that， the heterogeneous profile control and flooding can greatly enhance oil recovery after water flooding， polymer flooding and SP flooding， which enhance values are over 6.95%， 9.57% and 11.46% respectively. Under the heterogeneous system of the same concentration， two injection methods -injection after swelling and swelling after injection - are almost the same in oil displacement effect，indicating that the system can achieve the same effect in cores as in indoor static evaluation swelling and that the particle size of disper-

offshore heavy oil； heterogeneous profile control and flooding； oil recovery； remaining oil； physical simulation

张宁（1985-），2011年获东北石油大学工学硕士学位，主要从事提高采收率研究工作。通讯地址：（300450）天津市塘沽区渤海石油路688号海洋石油大厦B座B606室。电话：13920207479。E-mail：zhangning4@cnooc.com.cnsion phase has a very critical effect on oil displacement， where large particles are more meant to “profile control” while the small particles to “flooding”. Reservoir remaining oil distribution after polymer flooding is more scattered， so the potential for further EOP lies mainly in low permeability layer； simply depending on increasing the displacement efficiency of oil displacement systems is not sufficient to improve its production degree， so it is necessary to further expand the swept volume of oil displacement systems.

TE53

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0387- 05

10.13639/j.odpt.2016.03.021

ZHANG Ning， KAN Liang， ZHANG Runfang， WU Xiaoyan， TIAN Jinjie， WANG Chengsheng. EOR technology by heterogeneous on-line profile control and flooding for offshore heavy oil field［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）: 387-391.

中国海洋石油总公司科研项目“渤海聚驱产出液中聚合物稳定及含聚污水回注研究”（编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM 06LTD NFGC 2014-01）；中国海洋石油总公司科研项目“非均相组合调驱技术研究与应用”（编号：CNOOC-KJ 125 ZDXM 07LTD NFCJF 2013-03）。

引用格式：张宁，阚亮，张润芳，吴晓燕，田津杰，王成胜.海上稠油油田非均相在线调驱提高采收率技术——以渤海B油田E井组为例［J］.石油钻采工艺，2016，38（3）：387-391.