多注入轮次提高等流度二元驱采收率的实验研究

闫文华，张朝良，付 强，郑晓松

（1. 东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318； 2. 南海西部石油管理局南海西部石油研究院，广东 湛江 524057；3. 辽河油田公司锦州采油厂， 辽宁 盘锦 124010）

多注入轮次提高等流度二元驱采收率的实验研究

闫文华1，张朝良1，付 强2，郑晓松3

（1. 东北石油大学， 黑龙江 大庆 163318； 2. 南海西部石油管理局南海西部石油研究院，广东 湛江 524057；3. 辽河油田公司锦州采油厂， 辽宁 盘锦 124010）

针对J16块试验区实施二元驱时，存在注入液在不同渗透性地层中推进速度不均匀、驱油效果变差等问题，开展了多注入轮次提高等流度二元驱采收率的室内实验研究。结果表明：在二元体系的成分和用量相同的条件下，不同注入轮次等流度二元驱采收率不同。实验条件下，四轮次注入时化学驱采出程度最高，达到35.2%，高出一轮次7.49%。多轮次注入二元体系较单轮次注入能够更好的控制含水上升速度，长时间维持较高注入压力，更大限度增强等流度驱油效果。

二元驱；渗透性；注入轮次；等流度；采出程度

J16块试验区实施二元驱以来总体表现出产油量上升，综合含水下降的化学驱见效特征。而因为油藏具有非均质的特点，难免会发生二元体系优先进入高渗透层的现象，这会降低二元液波及系数，使二元驱的驱油效果变差[1]。应用多段塞注入方式虽然可以适当缓解层间矛盾[2,3]，但对于提高二元驱驱油效果并不理想。在多段塞等流度二元驱基础上[4]，利用注入液本身的性质，通过调整注入参数，达到在二元体系用量不变的情况下，进一步提高二元驱在非均质地层中驱油效率的目的，充分发挥出二元驱提高采收率的潜力[5-7]。本文针对J16块实施二元驱过程中，二元体系驱油效果变差的问题，开展多轮次等流度驱油方法的实验研究，分析多轮次注入提高等流度二元驱采出程度的基本原理，确定注入二元体系的合理轮次，达到有效提高压力梯度，增加吸液厚度，使注入液在不同渗透层内近似同步推进，扩大段塞在高低渗透层的渗透率分布跨度和作用区域，提高油藏整体动用程度，同时延迟注入液在高渗层中的突进。

1 实验条件

1.1 实验仪器

电子秤、磁力搅拌器、Brookfield-Ⅱ型粘度计、真空泵、平流泵、FY-3型恒温箱、中间容器等。

1.2 实验用药

实验所用聚合物为800×104，1 600×104，2 500 ×104相对分子质量的聚丙烯酰胺，表面活性剂为石油磺酸盐。

1.3 实验用液

实验所用地层水是矿化度为2 500 mg/L的模拟地层水；水驱时的驱替水是矿场水驱使用的真实用水；配制聚合物溶液所使用的水是矿场所给的软化水与清水，稀释聚合物溶液的水是矿场所给的污水，软化水、清水及污水要用0.2µm微孔滤纸进行过滤后使用。

1.4 二元体系性质参数

表1为二元体系性质参数表。

表1 二元体系性质参数表Table 1 The sheet for properties of binary system

其中，表面活性剂浓度为0.2%。

1.5 实验方案

本实验选择在三层渗透率分别为3 000×10-32、1 300×10-3、500×10-3μm2的非均质可视化岩芯上进行模拟驱油实验，进行二元驱前先水驱至含水率达到98%，然后实施方案，最后再次进行水驱至含水率达到98%为止。实验方案见表2。每个实验方案按照注入轮次依次由高分子量到低分子量注入总量为0.6 PV的三种二元体系。实验过程中记录各个阶段的驱替压差、含水率与采收率。

表2 实验方案表Table 2 The sheet for experimental programs

2 实验结果及分析

表3 驱油实验结果表Table 3 The sheet for the result of oil displacement experiment

分析在注入的二元体系组成成分与注入PV数都不变的情况下，不同注入轮次对驱油效果影响，本实验共设计5个注入轮次。方案1、2、3、4、5分别为1、2、3、4、5轮次注入。高中低粘度二元段塞粘度分别为600、260和140 mPa•s。实验结果见表3。

2.1 注入轮次对驱替压差的影响与分析

2.1.1 驱替压差与注入轮次的关系

图1为不同注入轮次驱替压差与注入孔隙体积倍数关系曲线。

图1 不同注入轮次驱替压差与注入孔隙体积倍数关系曲线Fig.1 The relation curve of displacement pressure and injection pore volume multiples for different injected times

从表3可以看出：1、2、3、4、5轮次最大驱替压差分别为0.192，0.244，0.287，0.498，0.397 MPa。四轮次的峰值压差最高。图1可以看出随着注入孔隙体积倍数增加，驱替压差呈现阶梯式上升的趋势，每个轮次内驱替压差表现为注入高粘度段塞时压差快速升高，中粘度段塞注入压差基本平稳，低粘度段塞注入压差略微下降，出现的“台阶”个数与注入轮次数相符。从前4个轮次曲线可以看出，随注入轮次增加，单轮次压力上升幅度越大，最大驱替压差值越大，且最大驱替压差均出现在注入最后一轮处，4、5轮次相比，5轮次压力各阶梯段上升幅度再次放缓，且最大驱替压力变小。后续水驱阶段4轮次注入时的压力下降相对缓慢，能够长时间维持高注入压差。

2.1.2 多注入轮次提高驱替压差原理分析

驱替压差是反映注入液通过液流通道难易程度的参数。二元驱阶段结束时所达到的最高驱替压差越大，表示二元体系对于高渗透层的封堵效果越好，在后续水驱阶段越能较长时间维持高注入压力，提高中、低渗透层的动用程度，进而提高最终采收率。从图1可以看出，驱替压差大幅度升高发生在注入高分子二元体系阶段，由于注入液总是流向阻力小的通道，因此，高分子二元体系主要流向高渗透层。由此可知，高分子二元体系注入高渗透层是提高二元驱阶段驱替压差的主要因素。

当注入高分子二元体系时，二元体系主要流向高渗透层；当注入中分子二元体系时，中分子二元体系即可进入高渗透层，也可进入中渗透层；同理，低分子二元体系可同时进入高、中、低渗透率的三层岩芯通道中。实施方案2时，将每种二元体系平均分成等量的两份，按高、中、低分子量二元体系注入两轮次。注入第一轮次时，首先将有 0.15 PV的高分子二元体系注入高渗层，然后注入中分子二元体系，由于此时高渗透层所注入的高分子二元体系量只有一轮次注入时的一半，故其对于注入中分子二元体系产生的阻力会比一轮次注入中分子体系时产生的阻力小，所以，中分子二元体系在进入高渗透层时较一轮次注入时更加容易，前0.1 PV注入高渗透层的量也较一轮次注入时多。同理，前0.05 PV的低分子二元体系进入高、中渗透层的量也较一轮次注入时多。这样，在第二轮次注入高分子二元体系时，由于此时高渗透层除了已经注入前0.15 PV的高分子二元体系，还注入了一定量的中分子二元体系和低分子二元体系，产生了叠加阻力，故此时后0.15 PV的高分子二元体系在进入高渗透层的阻力比一轮次注入时大，所以，在后0.15 PV高分子二元体系注入完毕后，最高驱替压差要高于一轮次注入时的最高驱替压差。

从图1中可以看出，二、三、四轮次注入都比前一轮次注入时提高了二元驱最终驱替压差，而五轮次注入时的最高驱替压差相较四轮次注入时有所下降，说明在实验条件下，多轮次注入所产生的高、中、低分子量二元体系的叠加阻力效应在四轮次时达到最大。

2.2 注入轮次对含水率的影响与分析

2.2.1 含水率与注入轮次的关系

图2为不同注入轮次含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线。从图2和表3可以看出：二元驱阶段，含水率的下降幅度随注入轮次增加而变大，四轮次注入时，含水率下降幅度最大，五轮次注入的含水率下降幅度相较四轮次注入时有所减缓。注入 0.3 PV二元体系后，含水率达到最低点，最低含水率随注入轮次增加逐渐变低，在四轮次注入时达到最低，五轮次注入时最低含水率再次升高。后续水驱阶段则表现出，在不大于4轮次时，随注入轮次增加，含水率上升幅度越来越缓慢，四轮次注入时含水率上升幅度最缓慢。而4、5轮次相比，5轮次注入含水率又快速回升。1、2、3、4、5轮次含水率再次达到98%分别出现在0.88、0.9、0.92，1.03、0.97 PV处。如上实验结果可以看出，多轮次注入时，4轮次注入最有利于控制含水。

图2 不同注入轮次含水率与注入孔隙体积倍数关系曲线Fig.2 The relation curve of water cut and injection pore volume multiples for different injected times

2.2.2 多轮次注入控制含水率原理分析

含水率可以反映一定时期驱替液动用含油区的状况。若含水率变低，说明在这一阶段驱替液动用了水未波及区，从而改善了驱油效率。二元驱阶段，随着注入轮次的增加，因对高渗透层的动用程度逐渐变大，所以含水率最低值逐渐减小，并减缓了含水率的上升速度，多注入轮次可以更好的控制采出液含水率。而后续水驱阶段，由于二元体系对高渗透层的封堵效果随着注入轮次的增加而越来越好，因此，注入水对于中低渗透层的动用能力也将随着注入轮次的增加而越来越强。

如上所述，多轮次注入在二元驱阶段提高了高渗透层的动用程度，而在后续水驱阶段则提高了中、低渗透层的动用程度，综合两个阶段分析，岩芯的整体动用程度随着注入轮次增加而增加，并在四轮次时达到最大，多轮次注入可以更好的达到控制含水率的效果。

2.3 注入轮次对采出程度影响分析

图3为不同注入轮次与化学驱采出程度关系图。

图3 不同注入轮次与化学驱采出程度关系图Fig.3 The relation curve of chemical flooding recovery and different injected times

从图3中可以看出不同注入轮次下化学驱采出程度不同，采出程度随注入轮次的增加呈先上升后下降的趋势，在4轮次之前，采出程度随注入轮次增加而不断上升，4轮次注入时化学驱采出程度最高，5轮次时采出程度开始下降。从表3可知，1、2、3、4、5轮次注入对应化学驱采出程度分别为27.71%，30.42%，32.82%，35.2%，31.84%。其中4轮次注入化学驱采出程度高于1轮次7.49%。

由2.1.2及2.2.2的分析可知，多轮次注入二元体系，一方面可以提高和保持驱替压差，提升二元液在中、低渗透层的注入量，从而扩大吸液剖面，延长驱替液有效驱替时间；另一方面则减缓了阶段含水率上升趋势，增加了驱油效率。随着提高和保持压力与控制含水能力的提升，相应的化学驱采收率也相应提高。

3 结 论

（1）高分子量二元体系注入高渗透层是等流度二元驱驱替压差升高的主要因素。将二元体系多轮次注入可在高渗透层形成高、中、低三种分子量二元体系的叠加阻力效应，提高高分子二元体系进入高渗透层的阻力，进而可以提高和维持较高的驱替压差。在实验条件下，这种叠加效应在四轮次注入时达到最大。

（2）通过多轮次注入二元体系能同时提升高、中、低三层岩芯的动用程度，有效扩大波及体积，减缓阶段含水率的上升趋势，更好的达到稳油控水的效果。

（3）在不改变聚合物和表面活性剂用量，且注入孔隙体积倍数相同的条件下，通过改变注入轮次可以提高等流度二元驱采出程度。四轮次前二元驱采出程度随注入轮次的增加而增大，四轮次注入时化学驱采出程度最高，达到35.2%，高出一轮次注入时7.49%。多轮次注入相较单轮次注入二元体系能够更好的控制含水上升速度，长时间维持较高注入压力，更大限度增强等流度驱油效果。

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Experimental Study on Increasing Injecting Times to Enhance Oil Recovery of Equi-mobility Binary System Flooding

YAN Wen-hua1，ZHANG Chao-liang1，FU Qiang2，ZHENG Xiao-song3

（1. Northeast Petroleum University, Heilongjiang Daqing 163318，China；2. Nanhai West Oil Research Institute, Nanhai West Oil Petroleum Administration, Guangdong Zhanjiang 524057，China；3. Liaohe Oilfield Company Jinzhou Oil Production Factory, Liaoning Panjin 124010，China）

When J16 test block applied binary compound flooding, there was the phenomenon that the injected liquid’s propelling rate in the different permeability stratum was asymmetrical and oil displacement efficiency became worse. In order to solve this problem, the experimental study on increasing injecting times to enhance oil recovery of equi-mobility binary system flooding was carried out. The results show that different injection times of equi-mobility binary compound flooding have different recovery under the same condition. Under laboratory conditions, four injection times get the highest chemical flooding recovery of 35.2%, 7.49% larger than one round injection. Compared with single injection, multiple injections can better control water cut increasing rate, maintain high injection pressure for longer time and enhance equi-mobility binary compound flooding effect as far as possible.

Compound flooding; Permeability; Injecting times; Equi-mobility; Recovery percent

TE 357

A

1671-0460（2016）03-0449-04

中国石油科技创新基金研究项目“特高含水期二元驱多段塞等流度驱油方法研究”，项目号：2013D-5006-0203。

2015-12-04

闫文华（1967-），女，黑龙江大庆人，教授，博士，1989年毕业于大庆石油学院采油工程专业，从事油田开发及提高采收率工作。E-mail：dqyanwh@163.com。

张朝良（1990-），男，研究生，硕士，从事油田开发及提高采收率工作。E-mail：958004918@qq.com。