海上稠油油藏弱凝胶调驱提高采收率技术

潘广明，张彩旗，刘 东，吴金涛，李 浩

(中海石油(中国)有限公司天津分公司，天津 300459)

0 引 言

中国渤海油田稠油储量丰富[1-3]。BN油田是渤海油田投入开发最早的弱水体非常规稠油油田，其地下原油黏度为413～741 mPa·s。从2008年开始，为改善油田开发效果，开展了多元热流体吞吐先导试验，油田采油速度由天然能量开发时的0.3%升至0.6%。多元热流体吞吐已对井周储量起到较好的动用作用[4]，但对井间储量动用程度相对较低。而海上油田井距相对较大，为250～350 m，井间储量相对丰富[5]。受海上平台空间和注热设备注入能力的限制，目前海上吞吐后转热驱技术存在工艺瓶颈[6]，不能照搬陆上吞吐后转热驱的模式[7]。为更好地动用井间储量，从2013年开始，BN油田开展了弱凝胶调驱先导试验。由于地下原油黏度高，为降低水油流度比差异，2013年至2016年采用了连续注入弱凝胶的调驱模式，周边9口生产井累计增油达15.8×104m3[8]，证实注入弱凝胶对非常规稠油具有较好的驱替作用。然而随连续注入时间的延长，先导试验区面临着注入能力和增油效果逐年变差等问题。为探索适用于海上非常规稠油的弱凝胶调驱技术，以室内实验数据为基础，并结合矿场实践，对弱凝胶注入模式进行研究，提出了弱凝胶连续注入后转弱凝胶(水)交替注入模式。

1 弱凝胶连续调驱实验

实验采用美国TEMECO公司生产的化学驱驱替实验系统。该系统控温精度为±0.5 ℃，气体质量流量控制器的控制流量为0～30 mL，回压阀控压为0～10 MPa，回压阀控压精度为0.01 MPa，数字压力表的精度为0.01 MPa。实验装置主要由驱动系统、实验模型、压力测量系统、采出液收集系统及温度控制系统等组成。根据BN油田储层物性分布，设计了级差为5的平行双管驱替实验，实验岩心为人造岩心，管长为30 cm，内径为2.54 cm，低渗管渗透率为1 624×10-3μm2，高渗管渗透率为8 488×10-3μm2。实验温度为55 ℃，与BN油田地层温度一致。弱凝胶采用“聚+铬”交联体系，聚合物为大庆炼化公司生产的部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量为1 900×104，有效含量为90%。交联剂为有机铬，有效含量为2.89%。实验用油取自BN油田地下原油，黏度为650 mPa·s。实验用水取自BN油田水源井水，矿化度为4 441.76 mg/L。

实验流程包括岩心抽真空、饱和地层水、获取岩心孔隙体积、饱和模拟油、计算含油饱和度、水驱到指定含水率、连续注入弱凝胶体系以及计量整理数据。实验注入速度为0.2 mL/min，注入孔隙体积倍数为0.6。BN油田发育弱边水，2013年开展弱凝胶驱时井组油井含水率为60%～90%，设计实验方案主要包括水驱阶段和弱凝胶调驱阶段。调驱阶段注入浓度为聚合物(3 000 mg/L)+铬离子交联剂(800 mg/L)，注入方式为连续注入。

图1为双管模型分液量变化曲线。高(低)渗管分液量是指高(低)渗管产液量占高、低渗管产液量之和的百分数，其表征化学剂调剖封堵的效果[9]。由图1可知：水驱阶段末(A点)高渗管分液量基本维持在90%以上，低渗管低于10%，高渗管分液量明显高于低渗管，这是因为在相同的驱替压差下，注入水更倾向于从高渗管窜流，形成优势通道后，高渗管分液量越来越多，低渗管分液量越来越少；进入调驱阶段后，弱凝胶溶液优先进入高渗管的优势通道，对高渗管形成有效封堵，高渗管分液量大幅降低，低渗管分液量大幅增加(B点)；但高渗管产液量不会一直降低，低渗管产液量不会一直增加，B点后高渗管分液量逐渐升高，低渗管分液量又逐渐降低(C点)。以B点为界，吸液剖面发生反转。高、低渗管阻力系数变化是其吸液比例有规律变化的主要原因[10]。阻力系数是水的流度和化学剂溶液流度的比值[11]，结合达西公式可推导出阻力系数的计算公式为：

图1 双管模型分液量变化

(1)

式中：RM为阻力系数；QW和QG分别为水驱和弱凝胶驱时的流量，mL/min；ΔpW和ΔpG分别为水驱和弱凝胶驱时模型两端的压差，MPa。

表1为不同时刻高(低)渗管阻力系数变化情况。由表1可知，在弱凝胶调驱后，高渗管的阻力系数先快速增加后缓慢增加，而低渗管阻力系数先缓慢增加后快速增加，阻力系数的变化特征导致了高、低渗管吸液比例的变化。即高渗管吸水比例先快速减小，B时刻后缓慢增加；低渗管吸液比例先快速增加，B时刻后缓慢减小，B时刻是高、低渗管剖面反转的时机。此外，随着连续注入时间的延长，高、低渗管的阻力系数变化特征不同，其阻力系数均增加，这也是矿场上连续注入弱凝胶过程中注入压力逐年升高的原因。

表1 不同时刻高(低)渗管阻力系数变化

2 弱凝胶(水)交替调驱模式

大庆油田和胜利油田的化学驱经验表明，化学剂连续注入后转后续水驱，可取得明显的增油效果[12]。胜利油田后续水驱阶段的增油量比例达60%，这是由于后续水驱阶段能实现化学剂的解吸附，降低水相黏度，提高注入能力，从而进一步发挥化学剂的增油效果。然而非常规稠油地下原油黏度高，水油流度差异大(BN油田的水油流度比为1 300)，直接转后续水驱易发生指进。为提高注入能力，改善流度比，抑制水窜，针对非常规稠油油田，提出了弱凝胶(水)交替调驱模式，并开展了室内双管对比实验：方案1为连续调驱，即水驱至含水率为90%+弱凝胶一直连续调驱(3 000 mg/L聚合物+800 mg/L交联剂)；方案2为交替调驱，即水驱至含水率为90%+弱凝胶连续调驱0.20倍孔隙体积(3 000 mg/L聚合物+800 mg/L交联剂)+弱凝胶(水)交替调驱(注弱凝胶阶段浓度同上，交替周期为0.01倍孔隙体积)。

综合含水率变化和最终采出程度可直接表明不同驱替方式的开发效果。绘制各实验方案含水率与采出程度变化曲线(图2)。由图2可知，2组实验方案调驱前综合含水率为90%时，连续调驱方案和交替调驱方案的采出程度分别为17.9%和18.0%，采出程度相差不大，这使得2组方案后续开发方式结果具有对比性。水驱后连续调驱方案在综合含水率达到98%时，采出程度为27.2%，相比调驱前采出程度提高9.3个百分点。而交替方案在综合含水率达到98%时，采出程度为29.8%，相比调驱前采出程度提高11.9个百分点；与连续调驱相比，交替调驱能提高采出程度2.6个百分点。

图2 连续调驱与交替调驱含水率与采出程度变化

图3为高、低渗层采出程度变化曲线。由图3可知：2种开发方式下高渗层的采出程度相差不大；交替注入下对低渗层的开发效果更好，连续调驱低渗层采出程度为16.6%，交替调驱低渗层采出程度为22.3%，采出程度提高5.7个百分点。这主要是由于交替注入下，有效降低了注入相黏度，能够对剖面反转起到一定的抑制作用，从而导致低渗管的分流量更高，开发效果也相应变好。交替模式下注水阶段能解吸附，进而改善剖面反转，降低注入压力；注弱凝胶阶段提高了注入流体相黏度，延缓指进，从而改善油田开发效果。

图3 连续调驱与交替调驱高、低渗层采出程度变化

3 应用效果

BN油田位于渤海西部海域，油藏埋深为900～1 100 m，具有高孔、高渗的储层物性特征。油藏沉积时属高弯度曲流河沉积环境，泥包砂沉积特征明显，单层厚度为5～8 m，地下原油黏度为413～741 mPa·s，储层渗透率为4 000×10-3μm2。BN油田共有3口井实施弱凝胶(水)交替调驱先导试验，3口井的工艺设计方案见表2。

表2 交替注入工艺设计方案

以I-20井组为例说明井组的实施效果。注入井I-20井的受效井为P43井，在交替调驱前，I-20井的注入压力高达9 MPa，P43井的含水率为68%，日产油为25 m3/d；在交替调驱后，I-20井的注入压力降至7 MPa，注入能力明显提高，P43井含水率降至61%，日产油升至40 m3/d。弱凝胶由连续注入转交替注入后，化学剂浓度未进行调整，3口注入井的化学剂用量降低50%，注入能力提高20%。注入井周边共有9口井取得了明显的降水增油效果(图4)。由图4可知，交替注入后区块含水率由73%降至59%，含水率下降14个百分点，日产油由321 m3/d升至470 m3/d，日产油提高了149 m3/d。可见，弱凝胶由连续注入转为交替注入后，区块降水增油效果明显。矿场试验结果表明，连续注入转交替注入后，有效抑制了弱凝胶驱的剖面反转现象，提高了注入井的吸液能力，通过改善纵向波及能力，有效改善了对应油井的开发效果。

图4 2016年BN油田日产油和含水率变化

4 结 论

(1) 弱凝胶连续注入后剖面反转是必然规律，高、低渗管阻力系数的变化特征不同是剖面反转的原因。

(2) 连续注入与弱凝胶(水)交替注入对比实验结果表明，转交替注入开发效果优于继续连续注入，交替注入下低渗层采出程度能够提高5.7个百分点。交替注入下注水阶段能解吸附，改善剖面反转，降低注入压力；注弱凝胶阶段可提高注入流体相黏度，延缓指进，改善开发效果。

(3) 3口井实施弱凝胶(水)交替调驱后，区块含水率由73%降至59%，日产油由321 m3/d升至470 m3/d。实践表明，连续注入转交替注入对改善非常规稠油开发效果是行之有效的，可为类似稠油油田的高效开发提供借鉴。

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