特高含水油藏聚驱后非均相驱渗流规律

刘海成

中国石化胜利油田勘探开发研究院

随着油气勘探开发力度的加大，老油田挖潜备受关注。我国东部大部分油田在经历长周期的注水开发后已全面进入特高含水阶段[1-6]。由于聚合物制备简单、价格低廉、调堵高效[7-8]，因此，聚合物驱是许多油田普遍采取的提高采收率方法之一。聚合物驱通过提高注入流体的黏度来提高油水流度比，基于流度的有效控制，聚合物驱相对于水驱可以提高波及系数[9-14]。然而，聚合物驱的微观流度控制能力仍然有限，影响了聚合物驱对高含水乃至特高含水阶段的复杂剩余油的动用效果，提高采收率程度亟待提高。为了进一步提高特高含水油藏的采收率，近年来研发出了新型非均相复合调驱体系，但目前对非均相驱的研究普遍为非均相复合体系配方的研发及性能的评价[15-17]，可通过调整制备过程中的主剂、交联剂、引发剂等的质量分数而控制预交联颗粒的膨胀倍数，改善地层温度、矿化度等对非均相体系性能的影响[18]。此外，设计了pH值响应型等功能型预交联颗粒，实现非均相体系性质的有效控制[19]。然而，目前研究仍缺少从微观角度对非均相驱微观渗流特征的分析。本研究评估了特高含水阶段聚驱后非均相驱提高采收率的能力，研究了特高含水阶段非均相复合调驱体系的微观渗流规律，分析了微观剩余油在驱替过程中的动态演化特征，在微观孔喉尺度上明晰了聚驱后非均相驱的渗流规律和剩余油的动用规律。

1 实验部分

1.1 实验材料及装置

1.1.1实验材料

聚合物(部分水解聚丙烯酰胺，HPAM)和支化预交联凝胶颗粒(B-PPG)，胜利油田勘探开发研究院提供；α-烯烃磺酸钠(AOS)，化学纯，麦克林公司；NaCl、CaCl2、MgCl2·6H2O，麦克林公司；去离子水；模拟地层水，矿化度为7 954 mg/L；原油由胜利油田提供，在70 ℃时，黏度为65 mPa·s；石英砂，粒径为0.10～0.21 mm。

1.1.2实验装置

实验装置由岩心驱替系统和微观渗流系统两个核心部分组成，如图1所示。岩心驱替系统包括：填砂管、采出液收集系统、平流泵、回压阀、压差传感器；其中，填砂管长度为30 cm，内径为2.5 cm，内填装石英砂制备获取不同渗透率参数。微观渗流系统包括：微观可视化渗流模拟装置、微观可视化模型(长宽比为1∶1，边长为40 mm)、高清摄像机(北京视界通仪器有限公司)，其中，微观可视化模型以胜利油田疏松砂岩为样本刻蚀制备而成。

1.2 实验方法

1.2.1溶液配制

(1) 根据胜利油田地层水组成，采用NaCl、CaCl2、MgCl2·6H2O和去离子水配制模拟地层水。由HPAM和模拟地层水配制得到聚合物溶液，质量分数为0.16%，配制完成后，用磁力搅拌器搅拌24 h，使聚合物充分溶解。70 ℃时，聚合物溶液黏度约为23 mPa·s。

(2) 非均相体系的配制方法：首先向模拟地层水中加入表活剂，低速搅拌，然后加入聚合物干粉和B-PPG颗粒，确保溶液中不产生团聚物，持续搅拌2 h，即得到非均相体系。B-PPG粒径为0.10～0.15 mm，膨胀系数为40.2。

(3) 由HPAM、表面活性剂AOS、B-PPG颗粒和模拟地层水配制得到非均相复合调驱体系配方为：0.16%(w)HPAM+0.4%(w)AOS+0.08%(w)B-PPG。

1.2.2填砂管模型驱油实验

(1) 均质填砂管驱油实验。采用均质填砂管驱油实验评价聚合物驱后非均相体系驱油规律。首先制备填砂管模型，抽真空，饱和模拟地层水，计算孔隙度和水测渗透率，然后饱和油。以1.0 mL/min的流量进行水驱4.0 PV，再以相同的注入流量进行聚合物驱1.0 PV、非均相驱1.0 PV和后续水驱4.0 PV。记录驱替压差，计算采收率。

(2) 非均质填砂管调驱实验。采用非均质填砂管调驱实验评价聚合物驱后非均相体系调驱规律。制备两个不同渗透率填砂管模型，采用合注分采的方式进行分流调驱实验，即同时向两个模型以相同的注入流量(1.0 mL/min)进行水驱、聚合物驱、非均相驱和后续水驱，分别收集两个模型的采出液并计算采收率。

在均质填砂管驱油实验中，填砂管渗透率为3 422×10-3μm2，孔隙度为38.5%，初始含油饱和度为89.5%；在非均质填砂管调驱实验中，填砂管渗透率分别为3 328×10-3μm2和1 025×10-3μm2，渗透率级差为3.25，孔隙度分别为37.6%和35.9%，初始含油饱和度分别为88.6%和87.7%。

1.2.3微观可视化模型驱油实验

微观可视化模型抽真空处理，然后依次注入模拟地层水和原油。首先水驱至特高含水期，流量为0.005 mL/min，至采出液中不含油；然后以相同的流量注入1.0 PV聚合物、1.0 PV非均相体系。记录过程中微观驱油特征及聚合物、非均相体系渗流规律。

2 结果与讨论

2.1 宏观渗流特征

2.1.1均质条件下驱油规律

均质条件下非均相体系驱油规律如图2所示。由图2可知，水驱初期，驱替压差迅速上升至峰值，原油采收率大幅度提高，然后驱替压差迅速下降，表明此时注入水已突破。注入聚合物后，驱替压差再次上升，同时采收率提高，注入1.0 PV后转注非均相体系，驱替压差及采收率进一步上升，表明非均相体系封堵能力强。后续水驱进行后，驱替压差逐渐下降，采收率提升幅度放缓。实验发现，特高含水阶段注入聚合物和非均相体系，封堵效果显著，采收率大幅度提高，最终采收率较水驱提高了32.8%。

2.1.2非均质条件下调驱规律

非均质条件下的调驱实验研究中，分流量随注入孔隙体积的变化情况如图3所示。由图3可知，注水初期，水主要进入高渗透率填砂管，高渗管分流量远高于低渗管。水驱至特高含水期后，高渗透率填砂管中形成窜流通道，渗流阻力小，因此，聚合物注入后主要进入高渗管中封堵窜流通道，改善注水剖面。由于低渗管渗流阻力聚合物进入量少，注入非均相体系后，进一步强化了对高渗管窜流通道的封堵效果，长时间后续水驱过程两管分流量仍保持相近水平，表明聚驱后非均相驱可有效封堵窜流通道。水驱阶段高渗管采收率高于低渗管，注聚后二者差距缩小，非均相体系注入后低渗管采收率提高幅度超过高渗管，最终原油采收率高渗管和低渗管接近(见图4)，特高含水期聚合物驱后转注非均相体系，调驱效果显著。

在孤岛油田中一区先导试验区实施非均相调驱作业，注入井共15口，生产井共10口。本次非均相体系调驱施工共注入两个段塞，前置段塞注入量为0.08 PV，聚合物溶液和B-PPG驱油剂的平均注入质量浓度均为1 663 mg/L，主体段塞注入量为0.25 PV，聚合物溶液和B-PPG驱油剂的平均注入质量浓度均为1 296 mg/L，表面活性剂的平均注入质量浓度为2 400 mg/L。以见效井9X3009为例，日产油量由实施前的1.8 t升至9.1 t，含水率由实施前的89.7%下降到81.5%。试验区调驱后综合含水率由98.2%降至89.1%，累计增产原油10.9×104t，已提高采收率6.4%，预测最终采收率提高8.5%。

2.2 微观渗流特征

2.2.1水驱渗流特征

利用微观可视化模型对水驱渗流特征进行研究。渗流方向如图5标注所示，注入端和采出端沿模型对角线设置。当水进入多孔介质后，很快突破至模型采出端，水窜通道形成。水驱0.4 PV与水驱4.0 PV时相比，注入端波及范围和洗油效率变化不大，这是由于当水驱0.4 PV后突破，形成水窜通道，后续水驱难以有效动用未波及区域内原油，大部分沿优势通道窜流。通过微观可视化手段可清晰观察渗流过程中注入水流动方向及窜流通道的形成。采出端在水突破时仅形成一条窄流道(如图5(e)蓝色箭头所示)，继续注水可进一步动用剩余油，这是由于后续水通过窄流道时，水驱流速较高，对油剪切作用较强，高剪切作用有利于剥离通道内的原油。当水驱至4.0 PV后形成宽窜流通道时(如图5(f)蓝色箭头所示)，剩余油难以被动用，这是由于窜流通道较宽时，水驱流速较低，低剪切作用不足以驱动通道内的原油。

特高含水期有大量剩余油赋存，导致水驱采收率较低。波及区域内剩余油主要被分为4类：如图6(a)绿色圈所示的膜状剩余油，指的是由于油的强黏附性而以膜状赋存于水窜通道壁面的剩余油；如图6(b)橙色圈所示柱状剩余油，指的是由于强毛管阻力而导致驱替流体绕流形成的、位于单一喉道内的剩余油，柱状剩余油两端与驱替流体接触；如图5(b)、图5(c)、图5(e)、图5(f)和图6(c)红色圈所示的多孔状剩余油，指的是赋存于相互连通的多个孔喉中、由于高渗流阻力导致驱替流体沿该区域绕流形成的剩余油，多孔状剩余油与驱替流体接触面为3个及以上；如图5(b)、图5(c)和图6(d)紫色圈所示的盲端剩余油，指的是位于盲端(即只有单一端与孔喉网络相连)中的剩余油，因此只有一端与驱替流体接触。

2.2.2聚合物驱渗流特征

由于水油流度的差异，水驱过程中窜流通道(如图7(a)蓝色箭头所示)建立，形成了波及区(图7(a)Ⅱ区域)和未波及区(图7(a)Ⅰ区域)两个区域，其中未波及区内剩余油被称为连片剩余油。由于聚合物黏度高，聚驱水油流度比低，聚合物能进入水驱未波及区域，形成新的流道(如图7(b)蓝色箭头所示)，波及面积扩大。

聚驱后期窜流通道形成(如图7(c)蓝色箭头所示)，波及范围难以继续扩大，采油量增长缓慢。剩余油的演化现象主要存在两类：第一类是水驱未波及区内的连片剩余油在聚驱后演化为多孔状剩余油、膜状剩余油等新的剩余油，如图7所示；第二类是波及区内剩余油在聚驱的作用下演化为其他类型的剩余油，如图8所示，多孔状剩余油和柱状剩余油被启动，大量剩余油被驱替出原赋存位置，演化形成低含量剩余油。然而，由于聚合物控制流度能力有限，仍有大量剩余油难以被有效动用，如图8(b)所示，大量剩余油如多孔状剩余油、膜状剩余油、盲端剩余油等仍残留于孔喉中，这表明特高含水油藏聚驱仍有局限性。

2.2.3非均相驱渗流特征

聚驱后窜流通道(如图9(a)中蓝色阴影区域所示)的形成导致仍有部分区域难以被波及，演化为波及区(图9(a)Ⅱ区域)和未波及区(图9(a)Ⅰ区域)两个区域，相比于水驱，聚驱后未波及区域缩小。非均相驱是B-PPG颗粒与聚合物、表面活性剂协同作用的复合调驱技术，B-PPG颗粒被携带进入聚驱窜流通道形成有效封堵，后续流体渗流通道拓展(如图9(b)箭头所示)，既能进入未波及区启动连片剩余油，也能驱替波及区内剩余油，剩余油被有效动用，如图9所示。

非均相驱主要通过封堵窜流通道，提高窜流通道渗流阻力，从而拓展新的渗流通道动用剩余油。由于B-PPG颗粒的高封堵能力，在窜流通道处堆积堵塞(见图10)，促使液流转向，形成新的流线，同时也提高了原窜流通道的洗油效率。如图11所示，在非均相体系的高封堵作用下，后续流体对剩余油的驱动力提高，更易于将剩余油分割、剥离形成小块剩余油。此外，由于非均相体系中存在一定量的表面活性剂，从而对剩余油起到一定的乳化作用。因此，在非均相驱的作用下，原大块剩余油演化为小块剩余油和油滴被从原赋存位置中驱替出。

通过对水驱、聚合物驱、非均相驱各驱替阶段不同剩余油含量及采收率分析(见图12)可知，水驱采收率处于较低水平(29.5%)，各类剩余油含量较高。聚驱后各类剩余油含量均降低，连片剩余油和多孔状剩余油含量降低幅度大，而膜状、柱状、盲端剩余油变化幅度较小，表明聚驱主要作用为提高波及系数，将大块剩余油分割动用。非均相驱后连片剩余油和多孔状剩余油大幅度降低，膜状、盲端、柱状剩余油进一步降低，表明非均相驱剩余油动用效果显著，既大幅度提高了波及系数，又提高了洗油效率，聚驱、非均相驱后相较水驱采收率提高了约50%。

3 结论

(1) 宏观驱油实验表明，在均质条件下，特高含水阶段注入聚合物和非均相体系后，驱替压差迅速提高，水窜通道被有效地封堵，整体原油采收率较水驱提高了32.8%；在非均质条件下，低渗填砂管采收率较初始水驱阶段提高了38.1%，双填砂管整体采收率提高了35.2%。表明聚合物和非均相体系能够有效封堵窜流通道，提高剩余油动用程度。

(2) 微观可视化驱油实验表明：特高含水阶段窜流通道形成，各类剩余油赋存于多孔介质中；注入聚合物后，水油流度比降低，波及范围扩大，但仍形成新窜流通道，流度控制能力有限；注入非均相体系后，B-PPG颗粒在窜流通道中形成高效封堵，窜流通道中的流动阻力增加，促使液流发生转向进入微小孔道和盲端，连片剩余油和多孔状剩余油大幅度降低，膜状、盲端、柱状剩余油进一步降低，剩余油动用效果显著，聚驱、非均相驱后相较水驱采收率提高了约50%。

(3) 油田现场采用非均相驱时，可在聚合物驱后采出液含水量快速上升时立刻转注非均相体系段塞，可有效封堵储层窜流通道，降低含水率，提高原油采收率。