王立军 王立辉

摘 要：通过室内物理模拟实验，研究了注入方式对采收率的影响。研究表明，从注聚开始到调剖剂注入结束，含水率明显下降，在聚驱阶段采收率提高幅度较大，为7.27个百分点;总的提高幅度为16.36%，最终采收率为65.71%，与前置调剖实验相比，两者的水驱采收率分别为49.35%和50.68%两者相差不大，但是总提高幅度比前置调剖要低0.9个百分点，最终采收率相差2.23个百分点。说明前置调剖更有利于提高采收率。从综合成本及经济效益因素来考虑，最佳注入方式选用前置调剖段塞0.05 PV。最佳候凝时间为7～10 d。

关 键 词：铬微凝胶; 交替注入; 参数优化

中图分类号：TE 357 文献标识码： A 文章编号： 1671-0460（2015）06-1206-03

Parameters optimization of Chrome Micro Gel System Alternating Injection

WANG Li-jun，WANG Li-hui

（Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry， Northeast Petroleum University，

Heilongjiang Daqing， 163318， China）

Abstract： Through indoor physical simulation experiment， the effect of injection ways on recovery rate was studied. The results show that， from the beginning of the polymer injection to the end of profile control agent injection， the water cut decreases significantly; in the stage of polymer flooding， the recovery rate increases significantly， by 7.27%， the final recovery efficiency is 65.71%. Compared with the pre-profile control experiment， their water flooding recoveries are 49.35% and 50.68%， with little difference， but the total increase is lower than the pre-profile control by 0.9%. The pre-profile is more conducive to improve the recovery. Considering the cost and economic benefit， the best slug of profile control is set to 0.05PV， the best WOC time is 7～10 days.

Key words： Chrome micro gel; Alternating injection; Parameters optimization

深度调剖技术近年来在油田一类油层已经取得长足发展，目前较为成熟的调剖技术有复合离子、体膨颗粒、CDG和铬交联调剖体系。岩芯驱油实验结果表明，深度调剖可提高一类油层聚驱采收率近10个百分点，深度调剖技术辅助聚合物驱可增加采收率2%以上，现场也取得了较好的增油降水和吸水剖面改善效果，而且根据室内大量实验结果和现场试验效果，也得出了不同油层条件下不同调剖技术的适应性以及流动状态和微观运移变化等规律，对一类油层提高采收率技术研究提供了有力技术支撑[1-3]。

对于优选的调剖剂开展注入时机及各项参数优化实验，以进一步提高二类油层的采收率，同时对现场二类油层开展调剖剂深度调剖和驱油提供依据[4]。注入參数的优化主要包括注入时机的优化、注入段塞的优化以及侯凝时间的确定。

1 实验部分

1.1 实验材料及设备

聚合物：大庆炼化公司生产的1 400×104中分子量聚合物。

岩心：模型选用人造岩心，岩心尺寸均为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，其中，三层非均质岩心气测渗透率在500×10-3μm2，耐左右，其变异系数为0.72[5]。

实验用水： 油田采油回注污水，经过滤后使用。

实验用油： 模拟原油：μo=8.166 mPa·s，实验温度45 ℃。

实验设备：主要包括美国产RUSKA泵、压力传感器、电子天平、中间容器、手摇泵等。

实验温度：45 ℃。

1.2 实验程序

（1）将浇铸好的岩心抽空4 h后，饱和6 778 mg/L的人工合成盐水，测量孔隙度[6]。

（2）将饱和好人工合成盐水的岩心放置在恒温箱内，45 ℃条件下恒温12 h以上。

（3）油驱水至岩心不出水为止，确定原始含油饱和度，并将岩心放置在45 ℃恒温箱内恒温12 h以上。

（4）实验以1 m/d（m/d为速度单位，表示每天推进1 m）的驱替速度水驱至岩心出口含水98%以上，计算水驱采收率，按照实验方案进行化学驱，注入量达到所规定的孔隙体积倍数;继续水驱至出口含水98%以上，计算化学驱采收率[7]。

2 实验方案

2.1 注入时机实验方案

方案一：水驱+聚合物驱（0.6 PV）+调剖剂体系（0.05 PV）+后续水驱

方案二：水驱+调剖剂体系（0.05 PV）+聚合物驱（0.6 PV）+后续水驱

2.2 前置调剖段塞实验方案

方案一：水驱+调剖剂体系（0.01 PV）+聚合物驱（0.6 PV）+后续水驱

方案二：水驱+调剖剂体系（0.03 PV）+聚合物驱（0.6 PV）+后续水驱

方案三：水驱+调剖剂体系（0.10 PV）+聚合物驱（0.6 PV）+后续水驱

2.3 侯凝时间实验方案

方案一：水驱+调剖剂体系（侯凝5 d、0.05 PV）+聚合物驱（0.6 PV）+后续水驱

方案二：水驱+调剖剂体系（侯凝10 d、0.05PV）+聚合物驱（0.6 PV）+后续水驱

3 实验结果及分析

3.1 注入时机对采收率的影响

由表1及图1前置调剖的驱油结果和曲线特征可知：注入调剖剂阶段：注入段塞0.05 PV，采收率提高幅度小，提高幅度为1.37个百分点，原因是注入段塞较小，但含水率明显下降;注0.6 PV中分聚合物段塞阶段，采收率明显提高，说明调剖剂起

到了一定得调剖作用，聚驱阶段提高幅度为8.22个百分点;后续水驱阶段采收率提高幅度为7.67个百分点;该岩心的最终采收率为67.94%，总提高幅度为17.26个百分点。

表1 注入时机优化实验结果

Table 1 Injection timing optimization results

图1 前置调剖（0.05 PV）含水率和采收率曲线

Fig.1 Front curve of profile control and oil recovery of waterfood （PV） 0.05

图2 前置调剖（0.01PV）含水率和采收率曲线

Fig.2 Front curve of profile control and oil recovery of waterfood （PV） 0.01

由表1及图2后置调剖（0.05 PV）的驱油结果和曲线特征可知：从注聚开始到调剖剂注入结束，含水率明显下降，在聚驱阶段采收率提高幅度较大，为7.27个百分点;总的提高幅度为16.36%，最终采收率为65.71%，与前置调剖实验相比，两者的水驱采收率分别为49.35%和50.68%两者相差不大，但是总提高幅度比前置调剖要低0.9个百分点，最终采收率相差2.23个百分点。说明前置调剖更有利于提高采收率。

3.2 前置调剖段塞对驱油效果的影响

由图1、2、3、4及表1可以看出，在前置调剖

图3 前置调剖（0.03PV）含水率和采收率曲线

Fig.3 Front curve of profile control and oil recovery of waterfood （PV） 0.03

图4 前置调剖（0.10 PV）含水率和采收率曲线

Fig.4 Front curve of profile control and oil recovery of

waterfood （PV） 0.10

段塞优化中：调剖剂段塞为0.10 PV的注入方式总提高幅度最高，为17.33个百分点，其最终采收率也最高，为67.46%;其次是调剖剂段塞为0.05 PV方式，总提高幅度为17.26个百分点，最终采收率为67.94%，在聚驱阶段其含水率明显下降。调剖剂段塞为0.1 PV的方式其总的提高幅度比注入0.05 PV要高，最终采收率相差并不大，综合成本及经济效益因素来考虑，最佳注入方式选用前置调剖段塞0.05PV。

由表2可以说明随着聚合物浓度的增加，进一步扩大波及体积，总的提高幅度有所升高，最终采收率也有所提高。与表1相比，可以看出聚合物驱油（2 000 mg/L）总提高采收率幅度比调剖体系的提高幅度要低0.37%，其驱油效果比凝胶加聚合物驱油效果要差[8]。

高浓聚合物驱油实验结果见表3所示。

表2 聚合物驱油实验结果

Table 2 Polymer flooding experiment results

3.3 候凝时间优化

由表3中可以看出，侯凝时间为7 d的调剖剂配方采收率的总提高采收率幅度最高，为17.26%，侯凝5天和10 d总提高采收率幅度度分别为16.13%和17.00%。最终采收率也是侯凝7 d的最高，侯凝10 d的总提高幅度比侯凝7 d的要低0.26个百分点，最终采收率相差0.94个百分点，但由于其水驱相差0.68个百分点，所以在水驱采收率相同条件下其最终采收率相差应不大，由此可见侯凝时间最佳为7～10 d。

表3 侯凝时间优化实验结果

Table 3 Setting time optimization experimental results

4 结 论

（1）根据并联分流实验结果可以看出， 对于二类油层深度调驱体系应该选用低度交联调剖剂体系：聚合物浓度≥1 000 mg/L，交联剂浓度≥40 mg/L，聚交比大于20。

（2）根据注入时机优化实验和前置调剖段塞实验结果，调剖剂的最佳注入方式前置调剖段塞0.05 PV，总的提高幅度为17.26%。侯凝最佳时间为7～10 d。

参考文献：

[1]王德民，程杰成，吴军政，等.聚合物驱油技术在大庆油田的应用[J].石油学报，2005，2 （61）：74-78.

[2]赵永胜，魏国章，陆会民，等.聚合物驱能否提高驱油效率的几点认识[J].石油学报，2001，22（3）：43-46.

[3]李貴斌，陈铁龙，王辉光. 弱凝胶调剖在岔河集油田的应用[J].石油钻采工艺，1999，21（4）：111.

[4]赵景山.提高采收率新举措弱凝胶调驱技术[J].石油知识，2003（1）：19.

[5]陈尚冰，等，延缓交联暂堵剂的研制[J].石油与天然气化工，1996， 25 （1） ：34-37.

[6]卢祥国，等.聚合物驱后表面活性剂稀溶液驱油机理的微观模型研究[J].油田化学，1997，14（1）：66-68.

[7]高振环，等.多孔介质中凝胶强度测试方法的探讨[J].油田化学，1990，7 （3） ： 240-243.

[8]刘庆旺，范振中，等.弱凝胶调驱技术[M].石油工业出版社，2003.