特高含水后期提高采收率物理模拟实验

张莉 岳湘安 王友启

1.中国石化石油勘探开发研究院；2.国家能源陆相砂岩老油田持续开采研发中心；

3.中国石油大学（北京）石油工程学院

我国东部老油田中高渗整装与断块油藏的原油以中高黏度的稠油为主，经过近50年的开发，大部分进入特高含水后期开发阶段［1-3］，平均综合含水接近95%；由于储层平面、纵向非均质性较强，采收率只有30%～40%，具有大幅度提高采收率的潜力［4-5］。

矿场实践表明，油田进入特高含水后期开发阶段，剩余油高度分散且分布不均，与具有明显剩余油富集区的油藏相比，进一步提高采收率的难度更大，既要求注入的驱油体系能够进入剩余油潜力区，又要求进入剩余油潜力区的驱油体系具有较高的驱油效率［6-7］。为此，采用三维大模型物理模拟实验，探索了特高含水后期剩余油的潜力区和不同驱油方法进一步提高采收率的机理。

1 实验模型与方案设计

1.1 物理模型

实验模拟胜坨油田某区块特高含水后期油藏条件，平均渗透率为1 000×10−3μm2，平均孔隙度为32%，原始含油饱和度为73%，油藏温度为80℃，地层原油黏度为5～20 mPa · s，地层水矿化度为17 400 mg/L。该区块经历水驱多次综合调整，目前综合含水为97.6%，采出程度为49.7%。

以相似准则为基础，将目标油藏转化为实验室物理模型，模型设计为三维均质大模型，长和宽均为30 cm，厚度为1.5 cm，模型平均渗透率为1 000×10−3μm2，平均孔隙度为32%，模拟一注一采井网，注采井距离模型底部0.5 cm。

试验用油为航空煤油配制的模拟油，黏度为10.7 mPa · s；试验用水为模拟地层水，矿化度为17 400 mg/L；试验温度设定为80℃；试验用聚合物为耐温耐盐型部分水解聚丙烯酰胺，质量浓度为1 500 mg/L，黏度为18 mPa · s左右；试验用表面活性剂由阴离子型和非离子型活性剂复配而成，质量分数为0.3%，界面张力达10−4mN/m；二元复合体系为1 000 mg/L聚合物+质量分数0.3%的表面活性剂；微球-乳化剂体系为质量分数0.2%的自主研发具有自聚集特性的聚合物微球+质量分数0.3%的乳化剂。

主要试验仪器：RS-6 000流变仪(德国HAAKE公司)、DV-II+旋转黏度计(美国Brookfield公司)、PM200电子天平(精度为0.000 1 g，华仪电子)、2PB00C型平流泵(量程为0.01～5.00 mL/min，北京星达)、JB-3型手动泵(江苏中能)、MCGS压力动态监测系统、刻度量筒、恒温箱等。

1.2 实验方案

高倍数水驱：模型水驱至综合含水率98%后，继续水驱至200 PV(200倍孔隙体积)，分析不同水洗区域的面积占比和含油饱和度变化情况。

化学驱：模型水驱至综合含水率98%后，分别注入0.3 PV (0.3倍孔隙体积) 的表面活性剂体系、聚合物体系、二元复合体系、微球-乳化剂体系，后续水驱至综合 含水率100%结束。

试验过程中测取各驱替阶段的产油量和含油饱和度分布，计算综合含水率、波及系数和采收率的变化。含油饱和度采用实验室常用的电阻率法测定，在模型上均匀布置着电极测试点，通过测试模型各位置不同驱替时刻的电阻率值，利用阿尔奇公式，将电阻率转化为含水饱和度并进行插值，可以得到整个模型含油饱和度的分布［8］，实现含油饱和度的实时监测。

2 实验结果与讨论

2.1 特高含水后期提高采收率的潜力

油藏进入特高含水后期开发阶段，剩余油高度分散，含油饱和度分布严重不均［9-11］。根据剩余油饱和度与原始含油饱和度的比值，将三维物理大模型分为几个区域，定义剩余油饱和度/原始含油饱和度≤20%的区域为强水洗区，20%＜剩余油饱和度/原始含油饱和度≤50%的区域为中水洗区，50%＜剩余油饱和度/原始含油饱和度≤80%的区域为弱水洗区，80%＜剩余油饱和度/原始含油饱和度≤100%的区域为未水洗区。不同区域，提高采收率的机理和方法不同。

2.1.1 高倍数水驱

模型水驱至综合含水率98%时，采出程度为62.1%，继续水驱到200 PV，采收率仅提高了5.0%左右，最终采收率为67.0%，提高采收率效果不明显。如图1所示，从综合含水率98%到水驱至200 PV，产油量由10.9 g上升到12.3 g，增加的采油量仅占总产油量的11.4%，而耗水量由13.4 mL/g急剧上升到100 mL/g以上，最终高达357.4 mL/g，耗水量为总耗水量的95%以上；说明特高含水后期持续高倍数水驱提高采收率潜力较小，注入的水多为无效水循环，经济效益低。

图2不同水洗区面积占比统计Fig.2 Statistical area proportion of different water flushed areas

图1高倍数水驱吨油耗水量统计Fig.1 Statistical water consumption per ton of oil in highexpansion water flooding

分析不同水洗区域的面积占比如图2所示，从综合含水率98%到水驱至200 PV，强水洗区的面积占比由39.2%增加到43.5%，中水洗区的面积占比由28.4%增加到31.2%，弱水洗区的面积占比由16.5%降低到9.4%，未水洗区的面积占比未发生变化；说明特高含水后期继续进行高倍数水驱，增采的原油只是水洗区内的剩余油，未动用未水洗区的剩余油，波及系数未提高。

2.1.2 不同化学驱

模型水驱至综合含水率98%后，分别注入0.3 PV的表面活性剂体系、聚合物体系、二元复合体系、微球-乳化剂体系，后续水驱至含水100%结束，统计不同水洗区的采收率结果见表1。

表 1不同化学驱油方法驱替结果Table 1 Displacement results of different chemical flooding methods

从表1不同水洗区化学驱油方法提高采收率的幅度看，强水洗区进一步提高采收率的潜力较小，聚合物驱仅提高采收率6.8%，二元复合驱和微球-乳化剂驱可提高采收率10%以上；中水洗区进一步提高采收率的潜力较大，聚合物驱、二元复合驱和微球-乳化剂驱提高采收率幅度分别为9.8%、12.6%和16.7%，3种化学驱方法提高采收率的幅度差别较明显，微球-乳化剂驱提高采收率幅度最大；弱水洗区除了活性剂驱，其它3种方法提高采收率幅度均在20%以上。因此，特高含水后期进一步提高采收率的潜力是中、弱水洗区内的剩余油，而不是强水洗区；进一步提高采收率仅靠超低界面张力的活性剂驱效果较差，既提高波及系数又提高已波及区域驱油效率的二元复合驱和微球-乳化剂驱效果较好，提高采收率幅度在10%以上。

2.2 不同化学驱提高采收率机理

2.2.1 微球-乳化剂性能

自主研发的具有自聚集特性的聚合物微球，粒径可在纳米～微米范围内调控，通过控制制备工艺参数和调整反应组分，其聚集特性可在非自聚集至强自聚集间调控。矿场应用时，根据不同油藏水流通道的分布特征，可以选择几种不同粒径的组合。

(1)耐温耐盐性。如图3所示，在目标区块油藏条件下(温度80℃、地层水矿化度17 400 mg/L)，微球-乳化剂体系放置100 d以上，形态未发生改变，未出现絮状物和沉淀物，说明该体系具有良好的耐温耐盐性和悬浮稳定性。

图3高温高矿化度水中微球-乳化剂体系Fig.3 Microsphere-emulsifier system in high-temperature and high-salinity water

(2)注入性和封堵性。观察模型中微球-乳化剂体系的注入过程如图4所示，在模型中、下方的大孔隙中，可以观察到聚集的微球颗粒(图4b)，说明体系在岩心中形成了有效的封堵；在模型出口的采出端，可以观察到细小的颗粒(图4c)，说明体系具有良好的注入性，并且能够运移。

通过计算得到模型沿程的阻力系数和残余阻力系数如表2所示，阻力系数在9～28之间，残余阻力系数为10～16之间，远大于聚合物驱的残余阻力系数(一般为2～5)，说明体系具有较强的封堵能力。

2.2.2 不同化学驱油方法

模型水驱至综合含水率98%后，分别注入0.3 PV不同化学驱油体系，后续水驱至综合含水率100%结束，如图5所示为不同驱油方法结束时的含油饱和度分布状况。

低张力活性剂驱结束后的含油饱和度分布状况如图5(b)所示，与水驱结束时相比(图5a)，低张力活性剂驱的波及面基本没有扩大，仅仅提高了水驱波及区域内的驱油效率，强、中水洗区的提高采收率幅度较小，分别为3.5%和4.9%，剩余油富集的弱水洗区提高采收率幅度也只有8.2%(表1)，说明特高含水后期仅仅依靠降低界面张力进一步提高采收率的潜力不大。

图4驱替过程中的微球-乳化剂体系Fig.4 Displacement of the microsphere-emulsifier system

表2模型沿程阻力系数和残余阻力系数Table 2 On-way resistance coefficient and residual resistance coefficient in the model

聚合物驱结束后的含油饱和度分布状况如图5(c)所示，与水驱结束时相比(图5a)，模型左下角注入井周围的波及面明显扩大，波及系数提高了29.2%，分析认为聚合物溶液滞留而产生的调剖效应是聚合物驱提高采收率的主要机理，驱替剖面明显改善，与水驱相比，总的采收率提高了10.6%(表1)。

二元复合驱结束后的含油饱和度分布状况如图5(d)所示，与水驱结束时相比(图5a)，波及系数提高了29.7%，与聚合物驱差不多，分析认为聚合物的滞留起到了调剖作用；波及区域内的驱油效率也明显提高，说明超低界面张力的活性剂起到了微观洗油效应，与水驱相比，总的采收率提高了14.8%(表1)。但是扩大的波及区主要位于模型左下角的注入井附近，模型右上角生产井附近的剩余油未动用，说明二元复合驱调剖作用的范围有限。

图5不同驱油方法结束后含油饱和度分布Fig.5 Distribution of oil saturation after the ending of different displacement methods

微球-乳化剂驱结束后的含油饱和度分布状况如图5(e)所示，后续水驱结束时不仅注入井两侧的波及面明显扩大，生产井两侧的波及面也显著增大，统计波及系数比水驱提高了38.6%，比二元复合驱扩大了近1/3，计算最终提高总采收率为19.1%(表1)。

不同化学驱注入压力变化曲线如图6所示。微球-乳化剂驱替过程中，注入微球阶段，注入压力由0.3 MPa上升到0.8 MPa，说明微球能够运移至模型深部进行封堵，增加了渗流阻力。注入乳化剂后压力进一步升高到0.9 MPa，是注入前的3倍，大于聚合物驱和二元复合驱的压力上升幅度，聚合物驱压力上升到注入前的2.3倍，二元复合驱压力上升到注入前的2.6倍，说明微球-乳化剂驱封堵能力强，强于聚合物驱和二元复合驱；后续水驱阶段，注入压力下降，稳定在0.2 MPa左右，与聚合物驱、二元复合驱压力基本相当，分析认为注入的微球-乳化剂体系被后续水驱冲散，能够向前运移。

图6不同化学驱注入压力变化曲线Fig.6 Variation of injection pressure in the process of different chemical flooding

不同化学驱综合含水率变化曲线如图7所示.微球-乳化剂驱的含水下降时间晚于聚合物驱和二元复合驱，进一步说明注入的微球首先是运移至模型深部进行封堵，然后综合含水率波动下降，说明后续注入的乳化剂具有微调的功能，能够不断调整后续驱油剂的流向，使得后续驱油剂在模型中封堵，引起综合含水率上升-然后驱替，使得产油量增加，综合含水率下降-再封堵-再驱替，相应的综合含水率表现出上升-下降-再上升-再下降的波动下降趋势，综合含水率由98.5%最低下降到64.5%，含水下降的深度和宽度均大于聚合物驱和二元复合驱。

图7不同化学驱综合含水率变化曲线Fig.7 Variation of composite water cut in the process of different chemical flooding

综合上述分析，微球-乳化剂驱具有深部调堵+微调驱油的双重功能，可大幅度提高特高含水后期的原油采收率。自聚集微球能够运移至油藏深部封堵，乳化剂可以持续助调，不断调整后续驱油剂的流向，具有封堵-驱替-再封堵-再驱替的特点，有效作用范围大，并且能够明显提高波及区域内的驱油效率，从而大幅度提高原油采收率。

3 结论及建议

(1)特高含水后期提高采收率的潜力区为未波及区的剩余油和已波及的弱水洗区和中水洗区，继续进行高倍数水驱和超低界面张力活性剂驱不能进一步扩大波及系数，提高采收率潜力小，需采用深部调堵+微调驱油相结合的技术。

(2)三维物理大模型实验表明，特高含水后期采用自聚集微球-乳化剂驱可扩大波及系数38.6%，提高采收率19.1%，其封堵能力、波及范围和驱油效率均明显高于聚合物驱和二元复合驱。

(3)自聚集微球能够运移至油藏深部封堵，乳化剂可以持续助调，具有封堵-驱替-再封堵-再驱替的特点，可发挥深部调堵+微调驱油的双重功能，从而大幅度提高特高含水后期的原油采收率。