聚驱后油层提高采收率驱油方法

韩培慧 ，闫 坤 ，曹瑞波 ，高淑玲 ，佟 卉

（1.东北石油大学石油工程学院，黑龙江大庆163318；2.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江大庆163712）

0 引言

聚驱后油层剩余油分布高度零散、优势渗流通道发育，开采难度大，驱油机理复杂［1-2］，驱油体系配方难度大，经济效益差，目前还没有较成熟的提高采收率方法。在聚驱后油层提高采收率驱油方法研究方面，国内各研究单位研究了多段塞平行聚能驱油［3-4］、凝胶与表活剂交替注入［5-7］、热采等多种驱油方法［8-9］，这些方法大多限于室内理论研究，仅少数驱油方法开展了相关现场试验［10-11］。

目前，大庆油田聚合物驱区块进入后续水驱阶段的地质储量占已投注总地质储量的比例为75.2%，资源体量巨大，亟须突破聚驱后提高采收率技术，实现提高采收率10%以上的目标。筛选高浓度聚驱、三元复合驱及利用非均相复合驱等新型驱油方法开展现场试验，以期为提高油田的经济效益提供依据。

1 聚驱后油层开发现状及面临的主要挑战

1.1 开发现状

截至2016年12月，大庆油田一类油层工业化注聚区块57个，进入聚驱后续水驱区块41个，平均采出程度56%。聚驱后续水驱区块综合含水由后续水驱初期的92.3%上升到目前的97.5%，单井日产油由后续水驱初期的7 t下降到目前的1.7 t。

聚驱后油层纵向上弱，未水洗段与中、强水洗段交互分布，剩余储量潜力主要分布在油层发育较好的葡Ⅰ2、葡Ⅰ2和葡I5+6单元；平面上剩余油高度零散，剩余储量潜力主要分布在河道砂内部；聚驱后优势渗流通道在平面上大面积分布，所占井组比例为81%，纵向上主要分布在葡Ⅰ2和葡Ⅰ3单元的下部，分别占本单元厚度比例的23.7%和24.9%。

1.2 主要挑战

聚驱后油层剩余油平面上高度分散，纵向上中、强水洗段交互分布，开采难度大［12-14］，聚驱后优势渗流通道发育，层间、层内和平面三大矛盾加剧［15-17］。由于化学剂在储层的滞留及压力场和饱和度场发生改变，致使驱油机理更加复杂，流度控制和剖面调整更加困难，导致经济而高效的深部调堵技术形成难度加大。现有调剖剂初始黏度高（膨胀倍数高），易污染中、低渗透层，性能不能满足深部封堵优势渗流通道的需要，是聚驱后油层开发的主要矛盾。聚驱后必须要考虑驱替相和被驱替相之间的流度比或流度控制作用。因为聚驱后油层会有大量的残留聚合物，低渗透层滞留量远大于高渗透层，这一差异导致层间、层内和平面矛盾更加突出。因而，聚驱后提高采收率方法必须同时具有扩大波及系数和提高微观驱油效率的双重作用。

统计聚驱前后取心井资料结果表明，聚驱前平均含水饱和度为0.472，聚驱后为0.591。在聚驱过程中，聚合物溶液地下有效黏度为30 mPa·s时，能够满足流度比小于1的要求。聚驱后，再用同样黏度（30 mPa·s）的聚合物驱油，则不能满足流度比小于1的要求。聚驱后高渗透层位，含水饱和度已达到0.70，即使黏度提高到100 mPa·s，流度比还是远大于1（图1）。因此，聚驱后仅靠增加驱替相黏度达到合理流度控制的能力有限，必须在调、堵的基础上扩大波及体积，进而提高驱油效率［18-20］。

图1 相对渗透率、流度比与不同含水饱和度关系曲线Fig.1 Relationships of water saturation with relative permeability and fluidity ratio

2 聚驱后常规驱油方法现场试验

在聚驱后储层物性、剩余油分布特征和驱油体系优选研究的基础上，开展了聚驱后高浓度聚驱和三元复合驱等常规驱油方法现场试验研究。

2.1 高浓度聚驱现场试验

2.1.1 试验区概况

在原聚驱井网基础上，通过井网重构分别开展了萨北油田北二东西块和喇嘛甸油田北东块2个高浓度聚驱现场试验。其基本概况如表1所列。

萨北油田北二东西块试验区2010年8月开始注入高浓度聚合物，2015年7月停止注入聚合物，累计注入聚合物溶液0.682 PV，聚合物用量1 809 mg/L·PV，截至2018年12月已后续水驱0.384 PV，累计注采比0.97；喇嘛甸油田北东块2011年9月开始注入高浓度聚合物，2016年4月停止注入聚合物，累计注入聚合物溶液0.696 PV，聚合物用量1 895 mg/L·PV，截至2018年12月已后续水驱0.330 PV，累计注采比0.82。

表1 高浓度聚驱试验区基本概况Table 1 Basic introduction of high concentration polymer flooding test area

2.1.2 试验效果及认识

试验区注入高浓度聚合物后，注入剖面得到有效改善，吸水厚度比例增加。萨北油田北二东西块和喇嘛甸油田北东块试验区吸水厚度比例较空白水驱分别上升了26.3%和14.9%，比一次聚驱增加了15.8%和0.5%。同时，采出液氯离子质量浓度增加了229 mg/L，说明此时增加了新的出油部位；注入压力上升了4.3～5.2 MPa，视吸水指数下降了32%～58%，聚驱后扩大波及体积效果明显。

中心井见效明显，萨北油田北二东西块和喇嘛甸油田北东块中心井含水均下降了6%，截至2018年12月聚驱后采收率分别提高了8.0%和8.1%，数值模拟预测最终采收率分别提高了8.05%～8.27%。

2.2 三元复合驱现场试验

2.2.1 试验区概况

分别在北二西、南三东开展了聚驱后弱碱三元复合驱和强碱缔合聚合物三元复合驱现场试验。试验区基本概况如表2所列。

北二西试验区采用2 500万分子量普通聚合物、碳酸钠、石油磺酸盐的弱碱三元复合体系；南三东试验区采用缔合聚合物、氢氧化钠、烷基苯磺酸盐的强碱三元复合体系。缔合聚合物具有遇碱增黏的作用，因此三元体系可以在较低的聚合物浓度下具备较高的黏度。

表2 三元复合驱试验区基本概况Table 2 Basic introduction ofASPflooding test area

2.2.2 试验效果及认识

截至2018年12月，北二西试验区注入三元主段塞为0.606 V，累计注采比为0.85。注入压力上升了3.9 MPa，吸水厚度比例增加了14.4%，采出井见效比例为81.8%，综合含水下降了4.6%，单井含水最大降幅20.6%，阶段提高采收率为8.45%。预测最终提高采收率10.44%；南三东试验区注入三元主段塞0.505 PV，注入三元副段塞0.196 V，累计注采比为1.08。注入压力上升了4.6 MPa，吸水厚度比例增加了32.0%，采出井见效比例100%，综合含水下降了4.7%，单井含水最大降幅为6.4%，阶段提高采收率为5.5%，预测最终提高采收率7.76%。

已开展的2个聚驱后三元复合驱现场试验效果存在差异，弱碱三元复合驱效果优于强碱缔合聚合物三元复合驱。这2个试验区注入三元体系黏度相同，压力升幅相近，见效时机相近。强碱缔合聚合物三元复合驱试验区含水下降速度快，但波动较大，弱碱三元复合驱试验区含水稳定下降且降幅大，采出程度高，试验效果好。分析其效果存在差异的原因是：①缔合聚合物三元复合驱试验区试验前采出程度高；②缔合聚合物三元体系地下黏度保留率低；③强碱缔合聚合物三元体系结垢严重［21-23］。

3 聚驱后新型驱油方法研究

聚驱后常规驱油方法现场试验表明，高浓度聚合物体系具备较好的扩大波及体积的能力，现场试验见到了一定效果，但由于其提高驱油效率能力有限，不能进一步降低波及区域的残余油饱和度，聚驱后达不到提高采收率10%以上的目标。弱碱三元复合驱虽然可提高采收率10%以上，取得较好的技术效果，但为了保持流度控制作用，须大幅增加聚合物用量，至使经济效益变差。为实现最大幅度提高采收率和最佳的经济效益，探索研究了3种新型驱油方法，并通过物理模拟驱油实验评价了其驱油效果。

依据大庆油田聚驱后油层状况设计了实验物理模型。该模型由3支均质岩心并联组成，高渗层空气渗透率为4 000 mD，宽度为4.5 cm，厚度为1.8 cm，长度为30 cm；中渗层空气渗透率为2 000 mD，宽度为4.5 cm，厚度为2c m，长度为30 cm；低渗层空气渗透率为500 mD，宽度为4.5 cm，厚度为2 cm，长度为30 cm。3种新型驱油方法驱油实验均采用此模型。

实验设备为QY-12型自动物理模拟驱油实验装置，主要由驱动系统、加热保温系统、中间容器、压力采集系统等几部分组成。实验程序为：水驱至含水率98%+一次聚驱0.57 PV+后续水驱至含水率98%+聚驱后化学剂驱+后续水驱至含水率98%。实验过程中采用量筒采集采出液，并准确读取采出油量、出水量。一次聚驱采用1 200万分子量中分聚合物，质量浓度为1 000 mg/L，用量为570 mg/L·PV。以下3种驱油方法实验中一次聚驱提高采收率均在15%左右。

3.1 “调堵剂+驱油体系”组合注入驱油方法

聚驱后的单纯三元复合驱，为保持流度控制作用，须大幅增加聚合物用量。为此，研究了通过“新型调堵剂+弱碱三元”注入方式降低聚合物用量的方法。新型调堵剂选用低初黏可控凝胶，与常规凝胶调堵剂相比，低初黏可控凝胶体系初黏可控制在10 mPa·s以下，30 d 内保持在 300 mPa·s以下，30 d后上升到2 000 mPa·s左右，该性能凝胶体系有利于实现优势渗流通道深部定点封堵且对中低渗透层污染小。

3.1.1 实验方案设计

设计了2组实验方案：方案一为聚驱后“新型调堵剂+驱油体系”注入方式，驱油体系选用弱碱三元体系；方案二为聚驱后弱碱三元复合驱，方案二作为评价方案一驱油效果的对比方案。

聚驱后实验程序如下：

（1）聚驱后“低初黏可控凝胶+弱碱三元”：0.1 PV低初黏凝胶（质量浓度为1 000 mg/L）+0.5 PV三元（聚合物质量浓度为1 800 mg/L）+0.2 PV聚合物保护段塞（聚合物质量浓度为1 300 mg/L）+后续水驱至含水率98%。

（2）聚驱后弱碱三元复合驱：0.5 PV三元（聚合物质量浓度为2 600 mg/L）+0.2 PV聚合物保护段塞（聚合物质量浓度为1 900 mg/L）+后续水驱至含水率98%。

3.1.2 实验结果分析

实验结果表明，聚驱后弱碱三元复合驱可提高采收率10.2%。聚驱后采用“低初黏可控凝胶+弱碱三元”注入方式可提高采收率12.3%，较单纯三元复合驱提高了2.1%，并且可使弱碱三元体系聚合物质量浓度由单纯弱碱三元复合驱的2 600 mg/L降到1 800 mg/L，节省了三元主段塞聚合物用量的30.7%，聚驱后共节省聚合物用量25%。实验结果表明：“低初黏可控凝胶+弱碱三元”组合注入驱油方法，既提高了采收率，又降低了聚合物用量。

从注入压力曲线（图2）可以看出：“低初黏凝胶+弱碱三元”注入方式的压力升幅远高于单纯三元复合驱，说明凝胶有效封堵了高渗层，控制了低效与无效循环，后续注入的三元体系在中低渗层中产生较大渗流阻力，微观上有利于剥离启动受各种微观力作用的残余油，宏观上可大幅提高中低渗层吸液比例，从而提高中低渗层的动用程度。

图2 注入压力与注入孔隙体积倍数（PV）曲线Fig.2 Injection pressure curves of different injection modes

3.2 非均相复合驱油方法

非均相复合体系由非连续相（PPG）与连续相（弱碱三元体系）混合而成。PPG是预交联凝胶颗粒的英文简写，它是确定采用化学交联构筑凝胶网络，前加碱共水解法引入离子单元，可获得具有一定弹性、较高溶胀倍数、稳定性好的样品，同时工艺简单，成本较低。物理化学性能评价表明，非均相体系形成超低界面张力范围宽，90 d仍能达到超低界面张力；黏度稳定性好，90 d黏度保留率可达86.6%，远高于普通三元体系。渗流实验表明，非均相复合体系具有较高阻力系数和残余阻力系数，且能运移至油层深部。

3.2.1 实验方案设计

聚驱后非均相复合驱实验方案如下：0.5 PV非均相（PPG质量浓度为500 mg/L，聚合物质量浓度为1 400 mg/L）+0.2 PV聚合物保护段塞（聚合物质量浓度为1 300 mg/L）+后续水驱至含水率98%。

对比实验采用前文3.1部分所属聚驱后三元复合驱实验方案。

3.2 .2 实验结果分析

图3 聚驱后采收率提高值与不同渗透层的关系Fig.3 Different permeability stratification and average recovery value after polymer flooding

大幅提高了低渗层动用程度，调整剖面效果显著。实验结果表明：聚驱后的非均相复合驱可提高采收率13.6%，较三元复合驱采收率提高了3.4%，共节省聚合物用量28%。非均相复合驱之所以取得较好的驱油效果，原因在于PPG能够吸水膨胀，膨胀后的颗粒具有弹性，在压力作用下变形通过孔隙，具有交替堵驱、高效转向、均衡驱替、调洗协同等特点。从图3可以看出，不同渗透层非均相复合驱采收率提高值均高于三元复合驱。其中，低渗层采收率提高值差异大，非均相驱高于弱碱三元驱12.1%，说明非均相复合驱大幅提高了低渗层动用程度，调整剖面效果显著。

3.3 插层聚合物复合驱油方法

插层聚合物复合体系由插层聚合物与弱碱三元体系混合而成。插层聚合物是以丙烯酰胺单体为主，利用插层技术，采用原位聚合将单体和改性黏土有机结合，从而形成了具有新结构的聚合物。插层聚合物具有较好的黏度稳定性且残余阻力系数明显大于阻力系数，有较好的调堵能力。

3.3.1 实验方案设计

聚驱后插层聚合物复合驱实验方案如下：0.5 PV插层聚合物复合体系（插层聚合物的质量浓度为1 000 mg/L，普通25万分子量聚合物质量浓度为1 000 mg/L）+0.2 PV聚合物保护段塞（聚合物质量浓度为1 300 mg/L）+后续水驱至含水率98%。

对比实验采用前文3.1部分所属聚驱后三元复合驱实验方案。

3.3.2 驱油效果评价

实验结果表明，聚驱后插层聚合物复合驱可提高采收率15.9%，较弱碱三元复合驱采收率提高了5.7%，节省聚合物用量25%，取得了较好的效果。

通过岩心渗流实验研究了插层聚合物驱油效果好于普通聚合物的渗流机理。配制同为1 000 mg/L质量浓度的插层聚合物溶液和普通中分聚合物溶液开展渗流实验，对比2种类型聚合物渗流特性的差别。从图4可以看出：插层聚合物注入压力、阻力系数和残余阻力系数均明显高于普通聚合物，且插层聚合物具有残余阻力系数明显大于阻力系数的特点。并联岩心分流实验表明（图5），插层聚合物可大幅提高低渗层吸液比例，在后续水驱阶段分流率高于高渗层。上述特点说明，插层聚合物具有较强的调堵性能［24-26］，可大幅提高低渗透层动用程度，因此驱油效果好于普通聚合物。

图4 不同聚合物注入压力随注入PV数变化曲线Fig.4 Variation curves of different polymer injection pressure with PV numb

图5 不同渗透层分流率随注入PV数变化曲线Fig.5 Variation curves of different permeability layers with injected PV number

3.4 对比分析

现场试验和大量室内研究表明，聚驱后必须走“堵调驱”相结合的技术路线，即在调、堵的基础上扩大波及体积，提高驱油效率。本次研究所述3种方法均具有“堵调驱”功能，聚驱后均能大幅降低剩余油饱和度，只是每种方法“堵调”的原理有所不同，模型各阶段剩余油饱和度及主要堵调原理如表3所列。

表3 不同驱油方法及主要驱油机理Table 3 Different oil displacement methods and main oil displacement mechanisms

为了说明这3种方法应用于现场的经济性，以实际开展现场试验的北二西弱碱三元复合驱为例进行了经济效益评价。

计算依据为：

新增产值（收入）=技术增油量×单位原油价格（不含税）×商品率。

新增利润=收入-营业税金及附加-石油特别收益金-增油量成本费用。

营业税金及附加=城建税+教育费附加+资源税。

增油量成本费用=吨油成本费用×增油量×商品率。

总经济效益=累计增产油量×（原油价格-操作成本）-钻井费用-基建费用-累计措施费用-化学剂费用。

评价结果表明，北二西弱碱三元复合驱在油价404.38$/t时内部收益率可达到6%。本次研究所述的3种方法化学剂用量均小于北二西弱碱三元复合驱，而且提高采收率幅度均大于弱碱三元复合驱，现场实施工艺上与弱碱三元复合驱相同。因此，在油价404.38$/t时内部收益率应远大于6%，在当前510.95$/t左右油价条件下具有较大的利润空间。

4 结论

（1）依据“堵、调、驱”相结合的技术路线，研发了“调堵剂+驱油体系”组合注入、非均相复合驱、插层聚合物复合驱3种新型驱油方法，3种方法聚驱后采收率分别提高了12.3%，13.6%和15.9%，较普通三元复合驱分别提高了2.1%，3.4%和5.7%。

（2）3种新型驱油方法既大幅提高了聚驱后的采收率，又降低了聚合物用量，具备较好应用前景。