闫文华， 付 强， 杨兆明， 郑晓松， 崔洪志

(1.东北石油大学提高采收率国家重点实验室，黑龙江大庆 163318；2.辽河油田公司锦州采油厂，辽宁盘锦 121209)

不同尺寸段塞组合等流度二元驱驱油效果评价

闫文华1， 付 强1， 杨兆明1， 郑晓松2， 崔洪志2

(1.东北石油大学提高采收率国家重点实验室，黑龙江大庆 163318；2.辽河油田公司锦州采油厂，辽宁盘锦 121209)

辽河油田锦16块实施二元复合驱以来，仍存在部分注入井单层吸液量过大，使注入液在各层中的推进速度不一致，从而导致相应的采油井聚合物质量浓度上升较快的问题。通过室内驱替实验，采用均质岩心和非均质岩心，对比不同段塞组合的等流度二元驱驱油方法在非均质岩心上的驱油效果。结果表明，在相同聚合物用量和总注入孔隙体积倍数条件下，在三层非均质岩心上等流度驱油方法比常规单段塞驱油方法化学驱采出程度高出3.54%；多段塞等流度驱油方法可以明显提高中、低渗层分流率，降低高渗层分流率。因此，合理段塞组合等流度二元驱油方法可有效提高高渗透非均质油藏的采收率。

二元驱； 等流度； 多段塞； 非均质； 采收率

我国部分油田已经开展了二元复合体系驱油的现场试验。辽河油田锦16块自1998年以来，进入特高含水开发期。目前，对于锦16块实施二元驱的研究已经有文献[1-6]报道，但涉及二元复合体系注入方式优化的研究并不多。由于采用常规二元驱注入方法会产生注入液在各渗透层中推进速度不一致现象，造成注剂无效循环、利用率低，非均质性严重的高渗透地层表现更为突出[7-10]。如上问题制约着二元驱在高渗透非均质地层的驱油效果，在保证二元驱效果基础上，优化二元段塞注入方式，将是解决锦16块开发问题的一种新方法。本文针对辽河油田锦16块实施二元复合驱产生注剂无效循环的问题，进行了等流度二元驱提高采收率方法研究。

1 实验部分

1.1实验仪器

Brookfield-Ⅱ型黏度计，美国Brookfield公司；ISCO高精度柱塞泵，美国Teledyne ISCO公司；Model TX500C界面张力仪，美国科诺工业有限公司；电子天平，上海精密科学仪器有限公司；磁力搅拌器，郑州研理仪器设备有限公司；恒温箱、岩心夹持器、中间容器、真空泵，江苏海安华达石油仪器厂。

1.2实验用水

实验所用模拟地层水为根据试验区实际地层水矿化度用蒸馏水人工配制，其矿化度为2 467.2 mg/L；实验水驱阶段用水为现场提供实际驱替用水；实验配制聚合物母液用水为锦州采油厂提供的清水和软化水，稀释用水为锦州采油厂提供的低压污水。使用前分别经0.2 μm微孔滤膜过滤，除去杂质。

1.3实验用油

实验用油为锦州采油厂提供的外输原油和煤油按一定比例配制而成的模拟油，55 ℃时黏度为14.3 mPa·s，使用前微孔滤膜过滤。

1.4实验药品

实验用聚合物为大庆炼化生产的聚丙烯酰胺，相对分子质量为2 500×104，表面活性剂为大庆炼化生产的石油磺酸盐。

1.5实验岩心

实验岩心规格：30 cm×4.5 cm×4.5 cm。均质岩心渗透率分别为4 000×10-3、2 500×10-3、1 000×10-3μm2。非均质岩心渗透率为2 500×10-3μm2。

1.6实验温度

实验温度为55 ℃。

1.7实验方案

表1为驱油实验方案中二元驱阶段的段塞组合设计，各方案中表面活性剂质量分数均为0.2%，通过改变聚合物质量浓度调节不同段塞黏度。驱替过程为水驱至含水率98%转二元驱、后续水驱至含水率98%止。

*注：每PV数所使用的总聚合物质量浓度。

2 结果及分析

2.1驱油效果分析

驱油实验结果见表2和表3。

表2 三管并联岩心驱油实验结果Table 2 The three tube parallel core flooding experiments

续表2

序号岩心编号气测渗透率×103/μm2水驱采收率/%化学驱采出程度/%最高驱替压差/MPa总水驱采收率/%总化学驱采出程度/%实施方案a-3420062.2127.503b-3259349.5325.310.22051.1825.68方案3c-3102540.1723.97a-4428160.6428.234b-4226349.4025.050.20050.2725.53方案4c-497239.0822.92

方案1和方案2分别为聚合物用量相同、注入孔隙体积倍数相同情况下，常规单段塞和等流度三段塞驱油实验方案。从表2和表3可以看出，在相同聚合物用量和注入孔隙体积倍数条件下，常规单段塞驱油和多段塞等流度驱油方法的驱油效果是不同的。三管并联岩心驱油实验中，方案1总化学驱采出程度为24.2%，方案2总化学驱采出程度为26.4%，多段塞等流度驱油方法比常规单段塞驱采出程度高出2.2%，方案1单段塞驱高、中、低渗透层化学驱采出程度分别为28.6%、24.47%、19.92%，方案2多段塞等流度驱高、中、低渗透层化学驱采出程度分别为27.47%、26.86%、24.73%。两种驱油方法高渗透层采出程度相差不多，等流度多段塞驱油时中、低渗透层化学驱采出程度更高。说明多段塞等流度驱油方法高黏度第一段塞的注入，有效阻挡后续低黏段塞在高渗透层的突进，致使后续段塞液流转向进入中低渗透层，从而有效增加中低渗透层的吸液量，扩大二元体系在中低渗透层的波及体积，进一步提高中低渗透层采出程度。三层非均质岩心驱油实验中，方案1化学驱采出程度为41.58%，方案2化学驱采出程度为45.12%，等流度三段塞驱油实验方案比常规单段塞驱油实验方案化学驱采出程度高出3.54%。综上结果分析可知，在相同聚合物和表面活性剂用量和相同注入孔隙体积倍数条件下，无论是在三管并联岩心还是三层非均质岩心上，多段塞等流度驱油方法的驱油效果都要好于常规单段塞驱。两种驱油方法高渗透层采出程度相差不多，等流度多段塞驱油时中、低渗透层化学驱采出程度更高。多段塞等流度二元驱驱油方法采收率增幅主要贡献于中、低渗透层。

方案2、方案3和方案4为在流度不变，总段塞注入孔隙体积倍数均为0.6 PV情况下，进行不同体积段塞组合驱油实验。方案2三段塞注入孔隙体积倍数分别为0.3、0.2、0.1 PV，方案3三段塞注入孔隙体积倍数分别为0.2、0.2、0.2 PV，方案4三段塞注入孔隙体积倍数分别为0.15、0.2、0.25 PV。从表2可以看出，对不同段塞体积组合时驱油效果是不同的。方案2总化学驱采出程度为26.4%，高、中、低渗透层采出程度分别为27.47%、26.86%、24.73%；方案3总化学驱采出程度最高为25.68%，高、中、低渗透层采出程度分别为27.5%、25.31%、23.97%；方案4总化学驱采出程度最高为25.53%，高、中、低渗透层采出程度分别为28.23%、25.05%、22.92%。综上结果分析可知，多段塞等流度驱油方法第一段塞注入体积倍数越大，二元驱采收率越高，中、低渗透层驱油效果越好。

2.2注入压力分析

图1为非均质岩心驱替压差与注入孔隙体积倍数关系曲线。从图1中可以看出，各方案驱替压差在二元驱阶段均随注入孔隙体积倍数增加而上升，后续水驱开始缓慢下降。方案1曲线形态近似倒立的“V”字型，二元段塞注入阶段驱替压差和注入孔隙体积倍数关系成近似正比例函数，全段塞0.6 PV注毕驱替压差达到最大值0.193 MPa，后续水驱压差逐渐下降。等流度方案2、3、4曲线形态呈梯形，即先快速上升一定值，然后缓慢上升，最后缓慢下降。方案2随第一段0.3 PV高黏度段塞注入，驱替压差持续上升至0.15 MPa，第二段0.2 PV中黏段塞注入，驱替压差继续上升，但上升幅度明显变缓，第三段0.1 PV低黏度段塞注入，压差基本平稳，0.6 PV段塞注毕，驱替压差达到最大值0.177 MPa，后续水注入后，驱替压差缓慢下降。方案2在段塞注入孔隙体积倍数为0.3 PV时，驱替压差即达到0.15 MPa，并维持0.3 PV至全部段塞注入完毕，而方案1在注入体积倍数接近0.5 PV时，驱替压差才接近0.15 MPa，0.6 PV全段塞注入完毕驱替压差即下降，不小于0.15 MPa压差只持续0.1 PV。如上现象表明，多段塞等流度方法能够快速提高驱替压差，并在更长的时间内维持较高驱替压差。方案2、方案3和方案4的最大驱替压差分别为0.177、0.123、0.103 MPa，在相同注入孔隙体积倍数下，方案2驱替压差均高于方案3，方案3高于方案4。因此，第一段塞注入孔隙体积越大最高驱替压差越高。

图1 非均质岩心驱替压差与注入孔隙体积倍数关系曲线

Fig.1Heterogeneouscoredisplacementpressurecurveandporevolumeandinjection

2.3分流率分析

分流率是指各渗透层各自的瞬时流量占总瞬时流量的比值。分流率与注入孔隙体积倍数关系曲线称为分流率曲线。分流率曲线越平缓，各条曲线越接近，表明措施改善窜流现象越明显，二元驱受效时间越长。

图2为三管并联岩心驱油实验分流率曲线。从图2可以看出，方案1单段塞注入方法在二元段塞注入后，高渗透层分流率曲线急剧下降至最低点，然后立即缓慢回升，中低渗透层分流率曲线先急剧上升至最高点，然后缓慢下降，改善注剂在各层推进前缘不一致问题不理想，中低渗透层受效时间短。方案2多段塞等流度注入方法在二元段塞注入后，高渗透层分流率急剧下降至最低点，中低渗透层分流率急剧上升至最高点，然后各自曲线保持平稳，后续水驱时高渗透层分流率缓慢回升，中低渗透层缓慢下降。两种驱油方法都降低了高渗层分流率，提高了中低渗层分流率，但是等流度驱油方法的高渗层分流率降低的多，中低渗层分流率提高的多，而且等流度驱油方法分流率曲线相对平缓，说明其有效地改善窜流现象，抑制了高渗层在化学驱过程中形成优势主流通道，保证中低渗层在注二元驱阶段保持较高的分流率，使中低渗层吸液量增加，扩大了二元驱波及体积，进而得到更好地动用。

图2 分流率曲线

Fig.2Diversionratecurve

从方案2和方案4曲线形态可以看出，和第一段塞为0.15 PV的方案4相比，第一段塞为0.3 PV的方案2高、中、低渗层分流率曲线形态均更为平缓；在相同注入孔隙体积倍数时，方案2高渗透层分流率更低，中低渗透层分流率更高，曲线形态更接近于理想形态。这说明第一段塞越大越有利与长时期维持分流率曲线的平稳形态，更有利于延长二元驱受效时间。

3 结论

(1) 在相同聚合物用量和总注入孔隙体积倍数条件下，在三层非均质岩心上等流度驱油方法比常规单段塞驱油方法化学驱采出程度高出3.54%；

(2) 三管并联岩心驱油实验结果表明，多段塞等流度驱油方法可以明显提高中、低渗层分流率，降低高渗层分流率，而且第一段塞越大分流率曲线越平稳。

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(编辑 宋官龙)

Evaluation of SP Flooding Effect of Different Size Slug Combination with Equi-Mobility

Yan Wenhua1， Fu Qiang1， Yang Zhaoming1， Zheng Xiaosong2， Cui Hongzhi2

(1.KeyLaboratoryofEnhancedOilRecovery,MinistryofEducation,NortheastPetroleumUniversity,DaqingHeilongjiang163318,China; 2.LiaoheOilfieldCompanyExploration&OilExtractionFactory,PanjinLiaoning121209,China)

Since the implementation of SP Flooding in Jin 16 block of Liaohe oilfield, there are still some problems existing in some injection wells. For example, the monolayer liquid absorption amount is too large and front advance velocity in each layer is not uniform, which resulted in the faster rising of polymer concentration in production wells. In order to evaluate the SP flooding effect of different size slug combination with equi-mobility, SP flooding experiments were conductedusing homogeneous and heterogeneity core. The results showed that the oil recovery of Equi-mobility Displacement method was 3.54% higher than the conventional single slug SP flooding when the polymer and surfactant were used with the same dosage. Equi-mobility the diversion rate of the medium and low permeability layer can be obviously improved when the displacement method was uesd. Conversely, the high permeability layer was reduced. Therefore, a reasonable combination of different size equi-mobility SP slug can effectively improve the oil recovery efficiency of the heterogeneous core.

SP flooding; Equi-mobility; Multi slug; Heterogeneous; Oil recovery efficiency

2014-06-09

：2014-06-24

中国石油科技创新基金“特高含水期二元驱多段塞等流度驱油方法研究”(2013D-5006-0203)。

闫文华(1967-)，女，博士，教授，从事油田开发及提高采收率研究；E-mail：dqyanwh@163.com。

1006-396X(2014)05-0080-05

TE357.46

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.017