海上油田二元复合驱末期段塞优化提效室内物理实验*

孟祥海，杨二龙，韩玉贵，赵 鹏，张晓冉，冉令博，李月

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459；2.东北石油大学石油工程学院，黑龙江 大庆 163318）

渤海某二元复合驱油田按照计划在2018年6月注完0.37 PV的表面活性剂/聚合物（SP）二元复合体系后，继续注入0.105 PV 的聚合物保护段塞至2019年12月。目前目标油田已经进入SP二元复合驱的开发末期，开发矛盾逐渐凸显，SP 二元复合驱的开发效果逐年变差，产液量大幅下降的井有11口，下降幅度达50%。注SP二元复合体系后视吸水指数平均下降幅度为7%，部分油井的聚合物产出浓度大于400 mg/L，存在聚合物窜流现象，因而急需开展技术攻关，提升化学驱开发效果。目前陆上油田关于SP二元段塞的相关研究，主要是针对水驱后进行的SP二元段塞优化［1-6］，或者在聚合物驱、后续水驱后再优化的SP 二元段塞［7-10］，而海上油田针对SP二元段塞的研究多为聚合物驱结束后SP二元复合驱全过程的优化设计［11-13］，还没有结合海上油田实际情况针对SP二元驱末期的相关研究。因此，本文应用室内物理实验模拟方法对海上油田SP 二元复合驱末期段塞进行优化设计，研究了同等经济条件下不同浓度的聚合物保护段塞以及“高浓度聚合物-SP二元复合体系”交替注入的驱油效果。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

聚合物3640，丙烯酰胺、丙烯酸共聚物，相对分子质量2000万，水解度20%，法国SNF公司；复合型表面活性剂HDS，由α-烯烃磺酸盐与APG等表面活性剂按一定比例复配而成，有效物含量30%，华鼎鸿基公司；实验用岩心，渗透率分别为500×10-3、1000×10-3和 3000×10-3μm2的三管并联人造岩心。实验用油，由原油和柴油按体积比77.3∶22.7配制的模拟油，黏度（57℃）17.2 mPa·s。实验用水为模拟地层水，矿化度2845 mg/L，主要离子浓度（单位mg/L）：K++Na+949.5、Ca2+71、Mg2+19、Fe2+0.11、Fe3+58.2。

DV-Ⅲ型恒温水浴布氏数显黏度计，美国Brookfield 公司；驱油装置包括压力传感器、岩心夹持器、压力表、平流泵、手摇泵等，珂地石油仪器制造厂。

1.2 实验方法

1.2.1 驱油体系配制

用模拟地层水配制不同浓度的聚合物3640溶液。

先用模拟地层水配制质量浓度为1200 mg/L的聚合物3640溶液，然后向聚合物溶液中加入质量分数0.2%的表面活性剂HDS，混合均匀，得到表面活性剂/聚合物二元复合驱体系。

1.2.2 黏度测定

参照Q/HS 2032—2012《海上油田驱油用丙烯酰胺类聚合物的性能指标和评价方法》、SY/T 5862—2008《驱油用聚合物技术要求》，在温度57℃、剪切速率7.34 s-1下，采用Brookfield DV-Ⅲ黏度计测定驱油体系的黏度。

1.2.3 驱油实验

物理模拟驱油实验具体步骤如下：①将人造岩心连接到抽空系统进行抽空、饱和水，测定孔隙体积；②将岩心在57℃下老化12 h，饱和油，计算岩心的含油饱和度；③在57℃下第一次水驱至含水75%；④在57℃下进行第一次化学驱，注入质量浓度为1200 mg/L 的聚合物溶液0.3 PV；⑤在57℃下按实验方案进行第二次化学驱；⑥在57℃下第二次水驱至模型出口含水98%以上结束；⑦计算各阶段采收率及总采收率。

针对该油田SP 二元复合驱结束后保护段塞的优化设计，设计了方案1数4共4组不同聚合物保护段塞优化方案，为该油田实施SP二元复合驱方案后的保护段塞优化提供指导；由于目前该油田已注入了0.2 PV左右的SP二元复合体系，仍有0.1 PV尚未注入，因此设计方案5数8，在等经济条件下，在注入0.2 PV 的SP 二元复合体系后进行“高浓度聚合物-SP二元复合体系”注入方式优化设计，为油田目前注入方式调整提供指导。

（1）聚合物保护段塞优化

驱替过程为：水驱至含水75%—0.3 PV 聚合物驱（1200 mg/L）—0.3 PV SP 二元复合驱（1200 mg/L P+0.2%S）+120 mg/L·PV聚合物保护段塞+后续水驱至含水98%。在保护段塞总用量120 mg/L·PV情况下，实验注入速度按照现场方案注入速度折算后为0.75 mL/min，保护段塞方案如表1所示。

表1 聚合物保护段塞优化实验方案

（2）SP二元复合驱末期注入方式优化

驱替过程为：水驱至含水75%—0.3 PV 聚合物驱（1200 mg/L）—0.2 PV SP 二元复合驱（1200 mg/L P+0.2%S）—高浓度聚合物段塞与SP 二元复合驱段塞交替注入（保持与聚合物保护段塞优化方案同等经济投入条件）—后续水驱至含水98%。注完0.2 PV二元体系后的段塞注入方案如表2所示。

表2 二元末期注入方式优化实验方案

2 结果与讨论

2.1 聚合物保护段塞优化

3 支气测渗透率分别为500×10-3、1000×10-3和3000×10-3μm2的并联岩心 SP 二元复合驱后保护段塞优化实验的采收率和注入压力如表3、表4所示。由表3可知，三支并联岩心水驱采收率为26.3%数27.0%，水驱后“聚合物驱+SP二元复合驱”提高采出率在19.1%以上。在保护段塞总用量120 mg/L·PV情况下，保护段塞聚合物浓度为1200 mg/L时，保护段塞提高采收率最大，为3.8%；保护段塞聚合物浓度为1750 mg/L时，采收率最低，为0.7%。这是因为随着保护段塞聚合物浓度的增加，聚合物能够形成更大的波及体积，封堵优势通道，达到更好的驱油效果，但是当聚合物浓度超过一定范围后，聚合物溶液推进缓慢，而且段塞尺寸越来越小，造成保护段塞采出程度越来越小。由表3可看出，1200 mg/L为该聚合物浓度临界值，当聚合物浓度大于1200 mg/L时，保护段塞采收率逐渐降低。在保护段塞总用量120 mg/L·PV 不变的情况下，当保护段塞聚合物浓度为1750 mg/L时，段塞尺寸仅为0.069 PV，因此，保护段塞采收率最小，仅为0.7%。

表3 保护段塞优化实验的采收率情况

随着聚合物浓度的增加，聚合物对优势通道的封堵效果越来越好，在后续水驱阶段，聚合物保护段塞将优势通道封堵同时扩大了波及体积，可使后续水进入中低渗油层开采剩余油，因此，随着聚合物浓度的增大，后续水驱阶段采出程度越来越高。当保护段塞聚合物浓度为1200 mg/L 时，“保护段塞+后续水驱”阶段采收率最大，为5.7%；而保护段塞聚合物浓度为1000 mg/L时，“保护段塞+后续水”阶段采收率最低，仅为2.2%。

由表4可知，3支并联岩心水驱时的注入压力较低，仅为0.02 MPa左右，聚合物前置段塞和SP二元复合体系段塞的注入压力在0.027数0.031 MPa。后置聚合物保护段塞注入压力随着聚合物浓度增加而增大，当保护段塞聚合物浓度大于1500 mg/L时，注入压力增加趋于平缓。

3 支并联岩心气测渗透率分别为500×10-3、1000×10-3和3000×10-3μm2，渗透率变异系数为0.74，高渗透率岩心分流率为74%，低渗透率岩心分流率仅为6%，导致3 支并联岩心水驱注入压力较低，其中浓度1200 mg/L 时的动态指标变化见图1。在57℃下聚合物前置段塞和二元段塞体系的黏度均在10 mPa·s左右，聚合物前置段塞和二元段塞的注入压力均较低，因此，聚合物驱和SP 二元复合驱阶段采收率较低，最大仅为20.7%。

表4 保护段塞各阶段末期的注入压力

图1 保护段塞浓度1200 mg/L条件下注入压力、含水率、及低中高渗层分流率随注入体积变化

不同浓度下高、中、低渗岩心的保护段塞和后续水驱阶段低、中、高渗岩心采收率见表5。保护段塞聚合物浓度为1200 mg/L 时，中、低渗岩心“保护段塞+后续水驱”采收率均最高，分别为8.80%和3.63%。由于地下聚合物主要作用为封堵高渗透层，提高中低渗透层采收率，结合“保护段塞和后续水驱”阶段采收率及注入压力实验结果，可得出SP二元复合驱最优保护段塞为聚合物浓度1200 mg/L、段塞尺寸0.10 PV。

表5 保护段塞和后续水驱采收率

2.2 SP二元复合驱末期注入方式优化

3 支气测渗透率分别为500×10-3、1000×10-3和3000×10-3μm2的并联岩心在 SP 二元复合驱末期采用高浓度聚合物溶液与SP 二元复合体系交替注入方式进行优化实验，采收率和注入压力结果如表6、表7所示。由表6可知，3支并联岩心水驱采收率为26.8%数27.8%，水驱后聚合物驱+SP二元复合驱可提高采收率22.5%以上。在后续段塞总用量120 mg/L·PV情况下，高浓度聚合物段塞与二元体系交替一个周期，交替段塞采收率为3.2%数3.5%，“交替段塞+后续水驱”采收率为5.2数5.6%，聚合物浓度为2500 mg/L 的驱油效果略好于聚合物浓度为2000 mg/L 的。这是因为聚合物浓度越高，高浓度聚合物段塞对高渗透层的封堵效果越好，高浓聚合物段塞后的SP 二元复合驱可以更好地驱替中低渗透层的剩余油，进而提高采收率。

高浓度聚合物段塞与SP 二元复合体系交替两个周期时，“交替段塞”采收率为4.2%数4.9%，“交替段塞+后续水驱”采收率为7.0数8.3%，因此可见，高浓度聚合物段塞与SP 二元复合体系交替两个周期的驱油效果好于交替一个周期的。高浓度聚合物段塞与SP二元复合体系交替注入，高浓聚合物段塞可以及时对优势通道进行封堵，避免一次封堵后再次产生优势通道的问题。

由表7可知，3 支并联岩心水驱的注入压力较低，仅为0.017数0.024 MPa，聚合物前置段塞和SP二元复合体系段塞的注入压力在0.033数0.035 MPa。交替段塞中聚合物浓度越大，注入压力越高且与交替周期无关；交替段塞中聚合物浓度为2000 mg/L时，注入压力为0.037 MPa；交替段塞聚合物浓度为2500 mg/L时，注入压力为0.042 MPa。不论是一个周期注入还是两个周期交替注入，都是持续注入聚合物的过程，而且交替注入的SP二元复合体系段塞并没有起到降低注入压力的作用。由于聚合物段塞的浓度高导致注入压力一直很高，因此注入压力与交替周期无关。高浓度聚合物溶液与SP 二元复合体系交替注入时注入压力、采收率、含水随注入体积的变化以及低、中、高渗岩心的分流率见图2。通过图2也可以看出，化学驱阶段注入压力持续升高，中低渗岩心分流率得到提升。

表6 SP二元复合驱末期注入方式优化结果

表7 各阶段末期注入压力

图2 HPAM2500与二元交替二个周期条件下压力、含水率及采出程度以及低、中高渗层分流率随注入PV数变化

高浓度聚合物溶液与SP 二元复合体系交替注入时交替段塞和后续水驱低、中、高渗岩心采收率见表8。交替段塞中聚合物浓度为2500 mg/L 且交替两个周期时，低、中渗岩心交替段塞+后续水驱阶段的采收率为7.82%和6.72%。结合“交替段塞和后续水驱”阶段采收率及注入压力实验结果可得出，最优交替段塞为聚合物浓度2500 mg/L、段塞尺寸0.024 PV，高浓度聚合物段塞与SP二元体系交替两个周期注入方式最佳。

表8 交替段塞和后续水驱采收率

3 结论

海上油田二元复合驱末期条件下，聚合物保护段塞的注入压力随着聚合物浓度增加而增大，且与交替周期无关。高浓聚合物与SP 二元体系交替注入时，聚合物浓度越高、交替周期越多，提升化学驱效果越好。在化学剂用量不变的等经济条件下，驱替方案为“0.024 PV P（2500 mg/L）、0.05 PV 二元体系（1200 mg/L P+0.2%S），交替注入2周期”的中低渗岩心采收率最高，说明交替段塞较单一聚合物保护段塞更能有效控制聚窜提高采收率，在海上油田二元复合驱末期采用交替段塞注入的方式能够使油田开发整体效益最大化。