二元復(fù)合驅(qū)在江蘇沙7低滲透油藏的研究與應(yīng)用

張 莉，張 峰，許關(guān)利

(1.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國(guó)石化勝利油田分公司)

二元復(fù)合驅(qū)在江蘇沙7低滲透油藏的研究與應(yīng)用

張 莉1，張 峰2，許關(guān)利1

(1.中國(guó)石化石油勘探開(kāi)發(fā)研究院，北京 100083； 2.中國(guó)石化勝利油田分公司)

針對(duì)江蘇油田沙7低滲透油藏提高采收率的需要，開(kāi)展了二元復(fù)合驅(qū)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)試驗(yàn)研究。室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)試驗(yàn)均表明，二元復(fù)合驅(qū)在低滲透條件下具有良好的注入性，室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)提高采收率11.3%～14.2%，高于單一表面活性劑驅(qū)(5.4%)和單一聚合物驅(qū)(9.7%)；礦場(chǎng)試驗(yàn)取得了初步效果，井口注入壓力上升了3.8 MPa，縱向?qū)娱g矛盾得到改善，5口生產(chǎn)井見(jiàn)到明顯降水增油效果。

江蘇油田；沙七斷塊；二元復(fù)合驅(qū)；低滲透油藏；礦場(chǎng)試驗(yàn)

低滲透油藏由于存在啟動(dòng)壓力，地層能量補(bǔ)充困難，油井產(chǎn)能低，水井注入壓力高，“注不進(jìn)、采不出”矛盾突出[1-2]。同時(shí)，低滲透油藏物性較差，非均質(zhì)性較強(qiáng)，平面、縱向動(dòng)用不均衡，水驅(qū)采收率較低，進(jìn)一步提高采收率的潛力較大[3-4]。

中國(guó)石化低滲透油藏儲(chǔ)量規(guī)模較大，目前動(dòng)用儲(chǔ)量為15.3×108t，占中國(guó)石化總動(dòng)用儲(chǔ)量的25.3%，由于低滲透油藏開(kāi)發(fā)難度大，目前水驅(qū)采收率僅為21.7%，因此需要轉(zhuǎn)換開(kāi)發(fā)方式，探索新的提高原油采收率的有效方法。目前，二元復(fù)合驅(qū)在高滲透油藏得到了工業(yè)化推廣應(yīng)用，礦場(chǎng)試驗(yàn)提高原油采收率10%以上[5-7]。二元復(fù)合體系在低滲透油藏能否正常注入，驅(qū)替效果如何，本文以江蘇油田沙7低滲透油藏為例，開(kāi)展了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場(chǎng)試驗(yàn)研究。

1 室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料和方法

實(shí)驗(yàn)用油：江蘇沙7脫水原油和煤油配制的模擬油，模擬油黏度為2.0 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)用水：江蘇沙7模擬地層水，其礦化度為15 000 mg/L。

實(shí)驗(yàn)溫度: 83 ℃。

注入能力：將直徑為2.54 cm、長(zhǎng)度為10 cm、滲透率為50×10-3μm2的巖心模型飽和模擬配制水，水驅(qū)至壓力平衡(P1)后，注入1 000 mg/L聚合物或1 000 mg/L聚合物+3 000 mg/L表活劑的二元復(fù)合體系，待壓力穩(wěn)定(P2)，轉(zhuǎn)注模擬配制水至壓力穩(wěn)定(P3)，記錄各個(gè)階段模型兩端的壓差，其中P2/P1為阻力因數(shù)，P3/P1為殘余阻力因數(shù)。

驅(qū)油效果：將直徑為2.54 cm、長(zhǎng)度為30 cm、滲透率為50×10-3μm2左右的巖心模型飽和模擬配制水，飽和模擬油，水驅(qū)至采出液綜合含水率98%，注入0.3～0.4倍孔隙體積(0.3～0.4 PV)的表面活性劑或聚合物或二元復(fù)合體系，后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率98%以上，計(jì)算各驅(qū)油體系的采收率。

1.2 聚合物篩選

從聚合物分子量和黏度關(guān)系曲線看(圖1)，相同濃度下，聚合物分子量越大，聚合物溶液的粘度越高，驅(qū)替液與水的流度比就越大。但是，從聚合物注入性能室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果看(見(jiàn)表1)，低滲透條件下，高分子量聚合物的注入壓力較高，聚合物驅(qū)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，壓力一直保持平穩(wěn)，殘余阻力因數(shù)與阻力因數(shù)相差不大，說(shuō)明高分子量聚合物溶液在巖心模型中形成了堵塞。

圖1 聚合物分子量與黏度關(guān)系曲線

例如，滲透率為43×10-3μm2的4#巖心模型中，水驅(qū)注入壓力為0.025 MPa左右，注入1 000 mg/L分子量1400萬(wàn)的聚合物溶液后，注入壓力達(dá)到0.35 MPa，計(jì)算阻力因數(shù)為13.9，聚合物驅(qū)轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)后，注入壓力一直保持在0.35 MPa左右，殘余阻力因數(shù)與阻力因數(shù)相當(dāng)，表明聚合物溶液在巖心模型中形成了堵塞。

表1 不同分子量聚合物注入性實(shí)驗(yàn)結(jié)果

綜合考慮聚合物的黏度和注入性，低滲透條件下，聚合物分子量選擇600～900萬(wàn)較為合適。

1.3 二元體系注入性能

為考察聚合物+表活劑二元復(fù)合體系在低滲透條件的注入性能，室內(nèi)實(shí)驗(yàn)進(jìn)行了單管封堵能力測(cè)試，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。模型水驅(qū)壓差為0.03 MPa左右，注入1 000 mg/L聚合物+3 000 mg/L表活劑的二元復(fù)合體系后，壓差逐漸上升，最高上升到0.75 MPa，注入壓力是水驅(qū)壓力的25倍左右，表明二元復(fù)合體系能夠改善低滲透油藏的水油流度比，具有一定的封堵性。后續(xù)水驅(qū)階段壓差逐漸降低至平穩(wěn)，計(jì)算殘余阻力因數(shù)為16，說(shuō)明二元復(fù)合驅(qū)沒(méi)有發(fā)生堵塞，注入性能較好。

為了進(jìn)一步考察二元復(fù)合體系在低滲透油藏條件下的注入性能，2011年11月～2012年3月在江蘇沙7斷塊沙7-33井開(kāi)展了單井試注試驗(yàn)，圖3為沙7-33井注入曲線。試驗(yàn)期間，該井日注入量18 m3/d左右，井口壓力為23.5～24.5 MPa，注入正常，計(jì)算視吸水指數(shù)為0.18 m3/(d·MPa·m),與試驗(yàn)前水驅(qū)階段視吸水指數(shù)相近，說(shuō)明二元復(fù)合驅(qū)在低滲透油藏具有一定的注入能力。

圖2 江蘇沙7巖心注入實(shí)驗(yàn)壓差曲線

圖3 江蘇沙7-33井注入曲線

1.4 驅(qū)油效果實(shí)驗(yàn)

室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究了低滲透條件下表面活性劑驅(qū)、聚合物驅(qū)和二元復(fù)合驅(qū)不同驅(qū)油體系的驅(qū)油效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如表2所示。由表2可知，低滲透條件下，二元復(fù)合驅(qū)效果好于單一表活劑驅(qū)和單一聚合物驅(qū)，說(shuō)明低滲透條件下二元復(fù)合體系仍然能起到協(xié)同增效作用。

表2 不同驅(qū)油體系驅(qū)油效果統(tǒng)計(jì)

2 礦場(chǎng)試驗(yàn)

2.1 試驗(yàn)區(qū)概況

江蘇沙7斷塊油層物性較差，平均孔隙度為23%，平均滲透率為51.5×10-3μm2，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率變異系數(shù)為0.82，原始地層壓力為20.8 MPa，原始地層溫度為83 ℃，地下原油黏度為2.14 mPa·s，地層水礦化度較高，原始地層水礦化度為24 534～26 069 mg/L，鈣鎂離子含量為374 mg/L，目前產(chǎn)出水礦化度為14 938 mg/L，鈣鎂離子含量為87 mg/L。該單元于1994年投入開(kāi)發(fā)，目前綜合含水為85.1%，采出程度只有21.3%，水驅(qū)進(jìn)一步提高采收率潛力較小。

2.2 礦場(chǎng)注入方案

考慮油藏的非均質(zhì)性，為減緩驅(qū)油體系在油層中的“指進(jìn)”和“竄流”， 設(shè)計(jì)階梯型三段塞注入方式。第一段塞為前緣調(diào)剖及犧牲段塞，注入0.1 PV(PV為注入孔隙體積)1 200 mg/L聚合物溶液；主段塞注入0.25 PV二元復(fù)合驅(qū)油體系：表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%，聚合物濃度為1 000 mg/L；后續(xù)保護(hù)段塞注入0.05 PV濃度750 mg/L的聚合物溶液。2012年8月實(shí)施礦場(chǎng)注入，到2014年4月，累計(jì)注入孔隙體積0.12 PV。

2.3 實(shí)施效果

驅(qū)油體系具有較強(qiáng)封堵調(diào)剖能力，最明顯的表征是注入井壓力上升和吸水剖面得到調(diào)整。從注入井壓力變化情況看，井口平均注入壓力從18.8 MPa逐漸升高到22.6 MPa，上升了3.8 MPa，說(shuō)明二元復(fù)合驅(qū)油體系在油藏運(yùn)移過(guò)程中形成了有效的封堵。注入井口黏度為4.0～8.5 mPa·s，平均為5.3 mPa·s，與地層原油的黏度比為2.4。

縱向上層間矛盾得到改善，原來(lái)吸水少或不吸水層位吸水量增加，原來(lái)吸水多的層位吸水量明顯降低，各層吸水更加均衡，見(jiàn)表3。

表3 江蘇沙7-31井剖面相對(duì)吸水量 %

5口生產(chǎn)井于礦場(chǎng)實(shí)施3個(gè)月后相繼見(jiàn)到降水增油效果，試驗(yàn)區(qū)綜合含水率由見(jiàn)效前的85.1%下降到目前的80.3%，下降了4.8%，日產(chǎn)油量由見(jiàn)效前的16.1 t上升到目前的20.9 t，日增油1.3倍，見(jiàn)圖4。由于礦場(chǎng)試驗(yàn)仍在實(shí)施中，試驗(yàn)效果有待于進(jìn)一步觀察。

江蘇沙7為窄條狀低滲透油藏，見(jiàn)效生產(chǎn)井均為雙向受效井，單向受效井和邊井還未見(jiàn)到明顯降水增油效果，需要加強(qiáng)礦場(chǎng)實(shí)施效果影響因素分析和未見(jiàn)效井潛力分析，及時(shí)跟蹤調(diào)整，促進(jìn)邊角井見(jiàn)效。

圖4 沙7斷塊二元復(fù)合驅(qū)生產(chǎn)曲線

3 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

(1)江蘇油田沙7斷塊低滲透油藏二元復(fù)合驅(qū)適應(yīng)的聚合物分子量為600萬(wàn)～900萬(wàn)。

(2)確定的二元復(fù)合驅(qū)體系具有良好的注入性，室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)提高采收率10%以上，高于單一表面活性劑驅(qū)和單一聚合物驅(qū)，優(yōu)于同等注入量下聚合物驅(qū)效果。

(3)二元復(fù)合驅(qū)在江蘇沙7斷塊取得了初步效果，井口注入壓力上升了3.8 MPa，縱向?qū)娱g矛盾得到改善，5口生產(chǎn)井見(jiàn)到初步降水增油效果。二元復(fù)合驅(qū)是低滲透油藏進(jìn)一步提高采收率的有效方法。

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編輯：李金華

1673-8217(2015)01-0128-03

2014-08-20

張莉，高級(jí)工程師，1974年生，1999年畢業(yè)于西南石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)工程專(zhuān)業(yè)，現(xiàn)主要從事三次采油研究。

國(guó)家重大專(zhuān)項(xiàng)“高溫高鹽油田化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)”(2011ZX05011)部分研究成果。

TE357

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