低渗中高温油藏聚驱方案优化设计探讨与应用

吕昌森,崔长玉,郭松林,李阳阳

1.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）2.国家能源陆相砂岩老油田持续开采研发中心（黑龙江 大庆 163712）3.中国石油大庆油田有限责任公司 第九采油厂地质研究所（黑龙江 大庆 163853）

0 引言

大庆外围空气渗透率在（50～150）×10-3μm2的低渗油田地质储量3 000×104t以上。目前综合含水89.7%，水驱可采储量采出程度90.7%，水驱剩余可采储量潜力小，产油规模不断减小，低产低效井数多，开发效果和效益变差[1-2]。为此，有必要开展低渗油藏聚驱试验，为水驱后提高采收率储备技术。依据低渗油田化学驱优选要求，优选了储层物性好、注采井距小、连通性好的龙虎泡油田为化学驱提高采收率试验区[3-4]。

低渗油藏与中高渗透率油藏相比，其具有地层条件差、渗透率低、注采井距大、油藏温度高的特点[1-4]。因此应用常规聚驱方案设计在执行过程中，常出现注入压力达到油藏破裂压力，无法正常注入，或注入压力正常，但聚合物用量过大，经济效益较差等问题[5-8]。应用质量管理方法优化聚合物驱方案[9-11]，针对低渗油藏渗透率低且温度高特征，依次通过优化聚合物类型、聚合物相对分子质量、聚合物浓度、聚合物注入速度和聚合物用量参数，得到适用于大庆低渗油藏的聚驱方案，为大庆外围低渗油田有效开发提供技术支撑。

1 实验部分

1.1 实验药品

聚合物P800 和P1200 由大庆炼化公司生产，其余聚合物由中石油勘探开发研究院生产，代号分别为LH2500、SNF700、TS400和TS700。实验用水为现场用清水和污水，清水总矿化度为991 mg/L，组成包括：Ca2+（56.1 mg/L）、Mg2+（24.3 mg/L）、Na+（200 mg/L）、Cl-（116 mg/L）、SO42-（110 mg/L）；污水总矿化度为6 070 mg/L，组成包括：Ca2+（16 mg/L）、Mg2+（9.7 mg/L）、Na+（1 930 mg/L）、Cl-1（1 490 mg/L）、SO42-（149 mg/L）。实验用油为大庆油田脱水原油与煤油混合而成的实验用模拟油，模拟油黏度为2.3 mPa·s，模拟油密度为0.85 g/cm3，岩心为大庆油田天然岩心。

1.2 黏度测量

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测量聚合物溶液黏度，测量转子为0 号，转速为6 r/min，实验温度为70 ℃。聚合物溶液在转速为1 200 r/min 的剪切装置内剪切30 s后的黏度为剪切后黏度。聚合物剪切黏度保留率为同一聚合物溶液的剪切后黏度与未剪切黏度的比值。聚合物溶液在70 ℃恒温箱内放置90 d 后测量得到的黏度为聚合物老化90 d 黏度。老化黏度保留率为同一聚合物溶液的老化后黏度与未老化黏度的比值。以上黏度值均在曝氧条件下测量得到。

1.3 流动性能测量

聚合物流动性能测量分为以下步骤：①在70 ℃岩心抽真空至-1.0 MPa，通过饱和水测量孔隙体积；②注入实验用水至注入压力平稳为止，记录注入压力和注入量；③注入聚合物溶液至注入压力平稳为止，继续注入实验用水至压力平稳，记录注入压力和注入量。注入速度为0.2 mL/min，计算聚合物阻力系数和残余阻力系数。

1.4 驱油效果测量

驱油效果测量步骤如下：①在70 ℃岩心抽真空至-1.0 MPa，先饱和水，通过饱和水测量孔隙体积，再饱和模拟油，通过饱和油和饱和水体积确定含油饱和度，老化12 h 以上；②水驱至含水98%以上；③注入聚合物溶液，再后续水驱至含水98%以上。注入速度为0.2 mL/min，记录实验过程的注入压力、产水和产油量，计算聚合物驱油效率。

1.5 压汞实验

压汞实验采用的是9510 Ⅳ型压汞仪。岩心在70 ℃恒温箱中，恒温干燥12 h，然后装入仪器进行测试。压汞实验岩心最大进汞压力为30 MPa。

2 聚合物驱方案参数优化设计

2.1 聚合物类型优化

2.1.1 聚合物黏度性能

低渗中高温油藏聚驱需选用耐温和抗剪切的聚合物，采用与温度和剪切直接相关的黏度、剪切黏度保留率和老化黏度保留率3个参数评价聚合物黏度性能。现场清水配制浓度为5 000 mg/L聚合物母液，再用现场污水稀释至不同浓度1 000 mg/L的目的液，在温度70 ℃下，不同聚合物的黏度性能见表1。

表1 聚合物黏度性能评价结果

由 表1 可 知，聚 合 物P800、P1200、LH2500、SNF700 和TS400 剪切黏度保留率较高达到60%以上，其中聚合物LH2500 和SNF700 黏度保留率超过80%。 聚 合 物P800、P1200、LH2500、SNF700 和TS700老化90 d黏度保留率较好，可达45%以上，其中聚合物SNF700老化黏度保留率超过76%。因此，聚合物TS400 和TS700 黏度性能较差，其余聚合物黏度性能较好。其中聚合物SNF700 在油层深部可发挥更好的扩大波及体积作用。

2.1.2 聚合物流动性能

聚合物流动性能评价参数主要包括注入压力、阻力系数和残余阻力系数。低渗油田注采井距大、油藏渗透率低，在聚合物驱时受破裂压力限制，压力升幅空间有限仅4～8 MPa。因此，直接采用以上参数评价不适用于低渗油藏的聚合物。

天然岩心注入能力实验，在聚合物黏度为10 mPa·s，将长短粗细不同的天然岩心压力归一化尺寸为5 cm2×10 cm条件下，实现科学合理评价聚合物的流动性能。不同类型聚合物的流动实验结果见表2。在等黏条件下，聚合物SNF700、P800和TS700的阻力系数、残余阻力系数和注入压力较低，聚合物P1200和LH2500的阻力系数、残余阻力系数和注入压力较高。聚合物TS400 的阻力系数、残余阻力系数和注入压力极高，不适合在低渗油藏应用。相同黏度不同种类聚合物阻力系数、残余阻力系数和注入压力差别较大，这主要是由于聚合物的相对分子质量和支链结构差异引起的。

通过数值模拟，在破裂压力22 MPa，水测渗透率为26.7×10-3μm2，行列井网，注采井距为212 m 的模型下，计算聚合物黏度为10 mPa·s，注入速度为0.2 mL/min 时，归一化岩心的注聚压力界限为0.22 MPa。由表2 可知，在相同聚合物黏度条件下，聚合物P800 和SNF700 的注入压力低于注聚压力界限，可以在大庆外围低渗油藏顺利注入。其余4种聚合物注入压力偏高，注入困难。

表2 聚合物流动性能实验结果

2.2 聚合物相对分子质量优化

通过低渗油藏岩心压汞实验数据分析，得到油藏孔隙半径中值与渗透率关系曲线，如图1 所示。根据聚合物分子水动力学半径与油藏孔隙半径中值对应关系，结合图1关系曲线，得到油藏渗透率与聚合物相对分子质量的匹配关系图版，如图2所示。

图1 油藏孔隙半径中值与渗透率关系曲线

大庆低渗油层试验区空气渗透率（50～150）×10-3μm2，由图2可知，试验区适合注入400～600万相对分子质量的聚合物。聚合物SNF700 和聚合物TS400 检测相对分子质量满足条件，聚合物TS400的注入压力高、阻力系数及残余阻力系数高，不适合低渗油田。结合以上实验结果，试验区优先考虑流动性能较好的超低相对分子质量聚合物SNF700。

图2 油藏渗透率与聚合物相对分子质量匹配关系图版

2.3 聚合物浓度优化

聚合物种类和分子量确定之后，聚合物溶液的浓度是直接影响黏度的参数。为了获得较好的聚驱效果，对聚合物SNF700 的浓度进行优化设计。聚合物SNF700天然岩心流动实验结果见表3。

由表3 可知，聚合物SNF700 体系黏度在15 mPa·s 时，注聚压力0.24 MPa，阻力系数高，注聚压力高，试验区无法顺利注入。当SNF700 聚合物体系浓度为1 350 mg/L 时，体系黏度达到10 mPa·s，注聚压力仅为0.15 MPa，注入压力和阻力系数适宜；当SNF700 黏度5 mPa·s 时，注聚压力进一步降低。因此，试验区整体聚合物SNF700 注入黏度设计为10 mPa·s，浓度为1 350 mg/L。如果现场注入压力升幅过快，可下调注入浓度到7.5 mPa·s，仍能保持较好的流度控制，为后期跟踪调整留有调整空间。

表3 聚合物SNF700天然岩心流动实验结果

聚合物SNF700 浓度与提高采收率的关系如图3 所示。由图3 可知，随着聚合物浓度增大，提高采收率值增加，但当浓度大于1 350 mg/L，曲线上升速度变缓，采收率提高值幅度减小。试验区地下原油黏度为2.3 mPa·s，当注入浓度为1 350 mg/L 时，溶液黏度10 mPa·s 左右，聚合物经炮眼剪切、孔喉剪切、热降解等影响后仍可获得较为理想的流度控制。因此试验区整体注入聚合物浓度为1 350 mg/L，体系黏度在10 mPa·s 左右，在保证顺利注入的同时获得较好的驱油效果。

图3 聚合物SNF700浓度与采收率的关系曲线

2.4 聚合物注入速度优化

根据聚合物驱动态规律变化，在优化注入速度时，应考虑以下3个因素：①注入井的注入压力不能超过油层的破裂压力；②适当控制注入速度，可以降低聚合物溶液通过油层时的剪切降解；③区块的整体注入速度与各注入井的注入能力兼顾。

根据马斯凯特公式计算聚合物SNF700，浓度为1 350 mg/L 时，注入速度与井口最高注入压力的关系见表4。参考聚合物驱先导试验，注聚后最大视吸水指数下降40%～60%时，试验区注采井距212 m，油层最高允许注入压力为18.6 MPa，计算得出最大注入速度为0.083 PV/a。由不同注入速度井口允许的最高注入压力计算结果得出：在最大视吸水指数下降50%的条件下，当注入速度小于0.08 PV/a时，注入压力都不会超过最高允许注入压力。最终确定试验区在不超过破裂压力的限制条件下，注入速度为0.08 PV/a，在实施过程中要根据单井压力变化情况适当调整注入速度。

表4 不同注入速度条件下的井口最高注入压力

2.5 聚合物用量优化

聚合物用量是决定聚合物驱提高采收率大小和经济效益好坏的一个重要参数，合理的聚合物用量直接关系着聚合物驱的技术效果和经济效益。利用数值模拟计算得到聚合物SNF700 在注入速度为0.08 PV/a、浓度为1 350 mg/L 条件下，不同用量下聚合物驱油效果如图4 所示。由图4 可知随着聚合物SNF700 用量的增加，采收率始终增加，但当聚合物用量达到800 mg/L·PV 时，曲线变平缓，增加幅度越来越低。因此，结合实际情况，建议试验区聚合物SNF700 用量为810 mg/L·PV，并可根据现场实施情况进行调整。

图4 聚合物SNF700用量与采收率关系曲线

3 聚合物驱方案设计及应用

3.1 聚合物驱方案设计

依据上述实验结果，同时结合3 类油层聚合物驱试验结果，初步确定试验区聚合物驱体系配方、浓度、相对分子质量、注入速度等如下：①试验区选用聚合物SNF700 作为聚合物驱体系；②聚合物SNF700溶液采用清配污稀方式配制，以满足实际生产需求，聚合物SNF700 浓度为1 350 mg/L；③注入孔隙体积为0.6 PV，SNF700 聚合物用量为810 mg/L·PV，注入速度为0.08 PV/a；④试验采用单一整体段塞注入方式，井口聚合物SNF700 黏度保持在10 mPa·s左右。

3.2 聚合物驱开发指标预测

采用数值模拟方法，对聚合物SNF700 驱油的效果进行预测结果，如图5 所示。由图5 可知，试验井组注入前含水为94.83%，当聚合物SNF700 注入孔隙体积为0.05 PV 时，试验井组综合含水达到最高值95.02%。当注入孔隙体积0.27 PV 时，试验井组综合含水达到最低值89.98%，含水下降幅度5.04%。与水驱开发效果相比，聚驱提高采收率5.03%，试验井组最终累积增油1.07×104t。低渗试验区块聚驱方案已经实施，截至目前注聚井注入压力均在方案设计范围内，试验区含水下降幅度和采收率均好于数值模拟预测结果。

图5 试验井组聚合物驱试验开发指标预测曲线

4 结论

1）采用剪切保留率和老化保留率聚合物黏度参数，优选出聚合物SNF700 黏度性能最优。运用岩心归一化处理方法，优选出聚合物P800 和SNF700 可以在低渗油层顺利注入，其余4 种聚合物注入压力偏高，注入困难。

2）通过油藏渗透率与聚合物相对分子质量的匹配图版优化出，聚合物SNF700 适合大庆低渗油层聚合物驱。聚合物SNF700 最佳注入浓度为1350 mg/L，可提高采收率5%。

3）数值模拟预测试验井组综合含水达到最低值89.98%，含水下降幅度5.04%。与水驱开发效果相比，聚驱提高采收率5.03%，试验井组最终累积增油1.07×104t。目前注聚井注入压力均在方案设计范围内，试验区含水下降幅度和采收率均好于数值模拟预测结果。