变黏度聚合物驱注入参数优化研究与应用

魏 俊，吴雅丽，张志军，王宏申，李百莹，尹 鹏

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300452）

海上油田聚合物驱经过多年研究与试验，取得了较好的降水增油效果［1-2］。但由于海上油田储层非均质性强、原油黏度高等特点，持续采用单一浓度段塞注入时，易发生剖面返转，注入液沿高渗层突进，中低渗层动用程度减弱，大量剩余油未动用，聚驱效果变差。若一直采用高浓度聚合物注入，会出现注入困难，聚合物用量大等问题，导致经济效益降低，不利于聚合物驱的推广。为进一步提高聚合物驱提高采收率效果，前人已开展变黏度聚合物驱注入技术研究［3-10］，但主要集中在交替注入方式、注入轮次等方面，对于变黏度各段塞注入速度尚缺乏研究。本文在前人研究的基础上，利用数值模拟及树脂胶结岩心三管并联物理模拟实验，对变黏度聚合物驱注入参数进行优化，并在现场开展井组试验，为渤海油田聚合物驱高效开发提供指导。

1 注入参数优化

1.1 模型建立

参考渤海油田储层物性，建立井组级别数值模型，模型为三层非均质油藏，采用五点法井网，井距300 m，垂向有效厚度9 m，孔隙度33%，平均渗透率2 600×10-3μm2，地层原油黏度71 mPa·s，相渗等其他参数采用油田实际数据。模拟油田水驱至含水90%时，开展聚合物驱，在同样聚合物用量的条件下，进行变黏度聚合物驱注入参数优化研究。

1.2 注入方式优化

在均质油藏、渗透率级差分别为3，6，9条件下，开展变黏度聚合物驱注入方式优化。设计3 种方案：方案1 为单一黏度段塞注入，注入浓度为1 200 mg/L，方案2 为高黏+低黏段塞注入，高黏段塞注入浓度为2 000 mg/L，低黏段塞注入浓度为800 mg/L，方案3 为低黏+高黏段塞注入。从图1 可以看出，当级差＜6时，高黏+低黏段塞注入最终采收率明显高于单一黏度段塞；当级差＞6 时，高黏+低黏段塞注入最终采收率比单一黏度段塞注入略高；低黏+高黏段塞注入提高采收率效果始终最差。

图1 不同渗透率级差下注入方式优化结果

1.3 高、低黏段塞大小优化

在6倍渗透率级差条件下，开展高、低黏段塞大小优化。在相同聚合物用量下，高黏段塞依次取0.014，0.032，0.050，0.072，0.090，0.110 PV，高、低黏段塞大小比分别为0.05，0.15，0.30，0.60，1.20，4.40。从图2可以看出，随着高黏段塞尺寸的增加，最终采收率先缓慢下降再大幅下降，优选高、低黏段塞大小比≤0.3。从不同时刻注入井聚合物浓度分布剖面可以看出，高黏段塞尺寸过大时，会造成中低渗层残留高黏聚合物多，后续注入水过早在高渗层突破，含水回升加快，导致最终采收率减小，见图3。

图2 高、低黏段塞大小优化结果

图3 不同时刻注入井聚合物浓度分布剖面

1.4 高、低黏段塞注入速度优化

在6 倍渗透率级差，高黏段塞0.05 PV，高、低黏段塞大小比0.30 条件下，开展高、低黏段塞注入速度优化。从图4可以看出，高、低黏段塞注入速度比不影响最终采收率，但对采油速度影响较大，在相同时间内，注入速度比为1:2 的采收率明显高于注入速度比为1:1 的采收率，由此提出“高黏低速+低黏高速”的变黏度聚合物驱注入方式。

图4 不同高低黏段塞注入速度下采收率曲线

2 变黏度聚合物驱油实验

2.1 实验材料及设备

实验用水为模拟地层水，矿化度3 418 mg/L，Ca2+、Mg2+含量5 mg/L，油为原油与煤油稀释配制的模拟油，65 ℃条件下黏度71 mPa·s。聚合物分子量2 700×104，配制目标液后用Wraing 剪切机1 档（3 500 r/min）剪切20 s模拟井筒筛网对聚合物的剪切。实验模型为树脂胶结岩心，尺寸为30 cm×4.5 cm×4.5 cm，每组实验均为三个长方树脂胶结岩心并联组成，各管岩心渗透率分别为700×10-3μm2、2 600×10-3μm2和4 200×10-3μm2。

实验设备包括HQY 多功能化学驱物理模拟系统、压力传感器、精密压力表、Brookfield DV-II 旋转黏度计、电子天平、气瓶、容器等。

2.2 实验方案及步骤

实验方案见表1，所有方案聚合物用量均为480 PV·mg/L，实验温度恒定在65 ℃。

表1 驱油实验方案

驱油实验步骤如下：

（1）抽真空对岩心饱和水，测定孔隙体积，建立束缚水，饱和油至不出油结束。

（2）采用三管并联的方式进行一次水驱，至模型出口总含水90%（模拟油田目前实际含水）结束，分别记录各时段注入压力、产液量、产水量及产油量。

（3）按实验方案注入聚合物段塞，分别记录各时段注入压力、产液量、产水量及产油量。

（4）转后续水驱至模型出口总含水98%结束，分别记录各时段注入压力、产液量、产水量及产油量。

2.3 不同注入方式驱油效果对比

从图5可以看出，方案2与方案1综合提高采收率效果差别不大，但交替注入2 轮次提高采收率效果明显增加，相比单一黏度段塞恒速注入提高采收率2.43%。从各层提高采收率效果来看，单一黏度段塞恒速注入时，高中低渗层提高采收率呈阶梯状下降，高渗层提高采收率幅度最大。当采用高黏+低黏段塞恒速注入时，中低渗透层提高采收率明显提高，且各层提高采收率阶梯状的差别减小，尤其交替2 轮次注入时，中渗层提高采收率幅度与高渗层基本一致。结合各层分流率（见图6、图7）分析认为，高黏+低黏段塞恒速注入时，高黏段塞首先进入高渗层，降低高渗层流速，迫使后续低黏段塞进入中低渗层，增加中低渗层吸液量，使得各层驱替液流度差异减小，进而实现各层聚合物段塞的均衡驱替。特别是交替2 轮次注入时，中低渗层吸液量明显从“∧”型向“∩”型转变，延缓剖面返转的发生，从而大幅提高中低渗层采收率。

图5 不同注入方式下各层及综合提高采收率对比

图6 单一黏度段塞恒速注入分流率曲线

图7 高黏+低黏段塞恒速交替注入2轮次分流率曲线

2.4 不同注入速度驱油效果对比

从图8、图9可以看出，方案3相比方案2驱油效果更好，不仅降水幅度更大，而且降水漏斗持续时间更长，综合采收率提高4.78%，其中中高渗层提高采收率幅度大幅增加，分别提高6.46%，5.35%，低渗层采收率也提高了2.42%。采用高黏低速、低黏高速的注入方式，有利于高黏段塞尽可能多地进入高渗层，从而减少对中低渗层的污染。在高渗层流速降低的同时，提高速度注入低黏段塞，较大的压力梯度迫使低黏段塞进入中低渗层，有效启动中低渗层，增加中低渗层吸液量，最大程度改善吸液剖面。从图10 可以看出，高黏低速、低黏高速段塞注入下，压力缓慢上升，在聚驱结束时压力达到最大值，有利于保持不同渗透层间注采压差的均衡，延缓剖面的返转，实现均衡驱替。分流率曲线（见图11）显示中低渗层吸液量从“∧”型完全向“∩”型转变，中低渗层吸液量大幅增加，且一直持续到注聚结束，剖面返转时间得到有效延缓，采收率得到大幅提高。

图8 不同注入速度下含水率曲线

图9 不同注入速度下各层及综合提高采收率对比

图10 不同注入速度下注入压力曲线

图11 高黏低速+低黏高速段塞注入分流率曲线

3 现场应用

根据室内研究成果，在S 油田优选4 个井组开展变黏度聚合物驱注入试验，试验方案见表2。4个井组试验前均处于聚合物驱中后期，注聚浓度为1 750 mg/L。A2、J3井组2016年10月开始实施，A8、J14 井组2017 年7 月开始实施，截至2018 年1 月，4个井组均按方案完成注入。实施后平均单井注液量提高15%～25%，含水下降0.5%～1.0%，年增油4 000 m3左右，变黏度聚合物驱效果明显。

表2 试验井组变黏度聚合物驱注入方案

4 结论

（1）物模实验及数值模拟表明，变黏度聚合物驱注入驱油效果好于单一段塞注入，它可有效改善吸液剖面，增加中低渗层吸液量，使得各层驱替液流度差异减小，实现均衡驱替。

（2）高低黏段塞大小、注入速度、注入轮次是影响变黏度聚合物驱注入效果的关键因素。在6倍渗透率级差下，高低黏段塞大小比为0.3 时，高低黏段塞恒速交替注入2 轮次相比单一段塞提高采收率2.42%，高低黏段塞注入速度比为1：2时，高黏低速+低黏高速段塞注入相比单一段塞提高采收率4.84%。

（3）现场试验结果表明，变黏度聚合物驱技术是聚驱中后期提高聚驱效果的有效措施。