聚合物驱油在G271长8油藏的应用

王璐 户彬 王榆菲

摘要：姬塬油田G271 区块为中含水期的超低渗透油藏，平面及剖面存在水驱动用程度不均、油藏含水上升快以及油井见水原因复杂等问题，常规调驱方法有效率低、有效期短。鉴于此，以G271区为先导试验区，系统研究了特低渗油藏聚合物驱油的调驱机理、最优工艺参数。根据现场试验微球球调驱的最优粒径为 50nm。

研究结果可为鄂尔多斯盆地及类似超低渗油藏后续调驱提供指导。聚合物驱油是一种性能优良的高分子材料，可以有效地改善水驱平面及剖面上的矛盾，提高水驱效率。

关键词：物性差;工艺参数;水驱效率

1.油藏开发矛盾

1.1油藏非均质性强

平面上：渗透性差异大，整体属于中等非均质性。渗透率高值区主要沿北西～南东向或南北向呈椭圆状、透镜状分布，平面水驱具有明显的方向性。

纵向上：水下分流河道和河口坝沉积，两种成因砂体在纵向上相互叠置，发育正、反韵律层或高低渗透段交替出现的复合韵律，存在优势通道。

1.2剩余油分布复杂

平面上，裂缝主向水淹，侧向注水见效困难，局部储量失控;纵向上，各低渗透层无法得到有效动用，剩余油富集，采出难度大。2019年测试结果显示均匀吸水比例仅为38.5%。

2.聚合物驱油机理

2.1聚合物驱油原理

所谓聚合物驱，指的就是往注入水中添加一定量的高分子可溶聚合物，以此来提高水相粘度，降低水相有效渗透率，使得油水速度比变大，进一步增大波及系数，最终增加采收率的技术方法。

聚合物驱的主要原理就是增加注入水的粘度，增加油与水的速度之比，通过平面绕流以及纵向调剖作用增加注入水在油层中的波及体积，提高其微观驱油效率，最终达到提高采收效率，增强作业效果的目的。

2.2两种驱油聚合物基理

2.2.1聚合物微球（聚丙烯酰胺）

聚合物微球进入地层后，由于微球颗粒的存在使得其仅能够顺利进入大孔道，从而实现对优势渗流通道的有效封堵。聚合物微球能够选择性地封堵水驱优势通道，改善平面及纵向水驱效果，其主要调驱机理表现在聚合物微球具有良好的封堵性、膨胀性和滞留性。封堵性是聚合物微球进行堵水调剖的基本保证，膨胀性和滞留性是决定油藏深部调驱效果的重要条件。

2.2.1聚合物驱油剂（表面活性剂）

表面活性剂驱油技术作为化学驱油技术中的一种，作用对象为油藏孔隙中的残余油和剩余油。化学驱油技术提高采收率的原理主要有三点：（1）改变原油在油藏孔隙中的运动特征和运动性能;（2）优化原油和驱替介质之间相互作用时的物理性质和化学性质;（3）优化油藏的物理性质和化学性质 。真正理想的驱油技术应该同时满足上述三点而且满足各类油藏条件，但是目前还未找到完全满足以上条件的理想驱油技术。表面活性剂驱油技术作为化学驱油技术的一种，其作用主要是降低油水混合物的表面张力，以此改变残余油和剩余油在油藏孔隙中的运动特征，减少能量损失，提高油水混合物运移效率，达到提高原油采收率的目的。

3.矿场试验效果

3.1现场总体实施情况

采用室内试验和矿场分析相结合的方式，以耿271区块为例对特低渗油藏的聚合物微球关键调驱机理及适应性进行研究。

3.2分区域实施效果分析

3.2.1区域一

区域一位于G223及G245单元，该区域共计开注水井47口，油井开井149口，针对该区主向裂缝发育油井多水淹，侧向注水见效差，由于表面活性剂对裂缝封堵，且聚合物微球平面调驱效果好，从18年12月开始实施注聚合物微球，改善水驱平面。

根据现场实施效果及室内分析评价，对注入粒径、浓度及合理注入量进行进一步优化，具体参数如下：

（1）注入粒径匹配

以增大比面降低渗透率理论，结合填砂管封堵实验，对比不同粒径聚合物微球在不用渗透率填砂管中的封堵率，确定最佳粒径匹配公式。

式中：D为微球扩散系数，数值;F为微球融合系数，数值;?为注微球后岩心封堵率，%;K为高渗透层注微球前渗透率，×10-3μm2;Φ为高渗透层注微球前孔隙度，小数;Ci为微球注入浓度，mg/L;Ca为微球有效含量，小数;τ为迂曲度，数值;ρ为微球原液密度，g/cm3;Rm为微球初始粒径，nm;Em为膨胀倍率，数值。

G271区长8油藏采用YPS粒径匹配方法，计算其合理注入微球初始粒径为100nm，确定G271区块微球驱主体粒径为100nm。计划开展集中整体调驱矿场试验，并根据现场实施情况进行实时调整优化。2018年12月至2019年4月场试验效果差，导致6口水井因注微球导致水井堵塞。2019年4月中旬將6口水井治理后将微球驱主体粒径改为50nm，未再出现堵塞现象。

（2）注入浓度确定

根据室内评价结果，随着聚合物微球浓度的增加，阻力因子和残余阻力因子逐渐变大，但在聚合物微球浓度高于1500mg/L后，残余阻力因子增加幅度明显变小。聚合物微球浓度为1500mg /L 时，其阻力因子和残余阻力因子分别为18.5 和5.7，说明聚合物微球在岩心中形成了有效的封堵，大于1500mg/L之后残余阻力因子增幅不大，见图3-1，综合考虑聚合物微球性能与现场操作因素，选定该区域聚合物微球使用浓度为1500mg/L，根据现场实施情况进行实时调整。

油井效果：该区域压力保持水平由82.4↑85.7%，主向井压力整体压力下降2Mpa，侧向井压力上升1.2Mpa，该区累计增油5456t，单井日增油0.12t，调驱效果一般。

3.2.2区域二

区域二位于G269单元，该区域共计开注水井8口，油井开井47口，针对该区主侧向油井剖面剩余油呈“互层式”分布，该区从2019年4月开始选择实施注表面活性剂。

根据室内实验的结果，以及前期试验井的效果，对注入浓度、注入量进行进一步优化，具体参数如下：

（1）注入段塞组合

室内按2，3，4个段塞进行注入（表3-1），结果表明多段塞注入效果要好于单个段塞连续注入，这是因为分段塞注入延长了表面活性剂的有效驱替时间，减少了表面活性剂在油层中的无效流动。但多段塞注入方式现场实施复杂，增加作业费用，通过在前期注水井的试验效果，综合考虑采用3段塞注入方式，三个段塞用量比为6：15：2。

（2）注入浓度确定

室内对表面活性剂的界面张力及表面张力进行测试，确定G271区块表面活性剂注入浓度为0.1-0.3%。确定耿271区块表面活性剂注入浓度为0.1-0.3%。

（3）注入量确定

根据现场配液的情况，在不改变配注的情况下，采用原注水量进行注入，注入时间200天。

油井效果：该区域压力保持水平由80.4↑83.2%，高渗层吸水强度2.32↓1.81m?/m.d，该区累计增油14115t，单井日增0.99t，增油效果好。

4.结论和认识

1、聚合物驱油有效提高注水波及效率，控制井组含水上升，是改善非均质油藏开发效果的一种有效途径。

2、结合现场实验G271区油藏注微球粒径为50nm。

3、针对高含水区域及主向水淹区域，注聚合物微球效果更佳;针对剖面剩余油复杂的，注表面活性剂效果好。

4、注聚合物驱油剂效果较注聚合物微球好。

参考文献：

[1]任鹏著.《周期注水提高水驱效率技术研究》【J】.山东化工，2018.

[2]赵欢编著.《低渗透油田周期注水方案优选》【J】.石油化工，2015.

[3]解伟编著.《特低渗透非均质油藏周期注水方案研究》【M】.非常规油气，2016.

作者简介：

王璐，男，1993年4月出生，2015年7月毕业于西安石油大学，资源勘查工程，学士学位，现为长庆油田第九采油厂刘峁塬采油作业区生产技术室技术员.