边水油藏非均相调驱物理模拟实验研究

2018-04-02翁大丽郑继龙

精细石油化工进展 2018年1期

赵　军，翁大丽，陈　平，郑继龙，张　强，胡　雪

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452

近年来随着聚合物驱技术的快速发展，聚合物驱后油层存在高含水和剩余油更分散、地层宏观及微观非均质性加剧和大孔道驱油剂窜流等问题，使聚合物驱难以满足油田提高采收率的要求[1-3]。针对上述问题研究设计出非均相调驱体系，该体系由聚合物单体、交联剂及其他添加剂进行交联，形成一种新型深部液流转向调驱体系。目前非均相调驱工艺在华北油田和胜利油田现场已开展应用，取得了较好的控水增油效果。

国内外实施和正在实施的非均相调驱单元大多没有边水和底水，而海上某油田边水能量充足[4]。为满足该油田进一步提高原油采收率要求，针对海上某油田油藏地质及开发特征，我们建立了二维非均质物理模型，用边水油藏非均相调驱体系对边水能量开发实验，为合理利用边水能量提供实验数据，为此类油藏在高含水期剩余油挖潜提供技术支持。

1　实验

1.1　非均质物理模型设计

储层模型为无机胶结石英砂物理模型，模型尺寸为：550 mm×100 mm×100 mm，模型耐压0.5 MPa。模型采用两层非均质岩心，渗透率分别为0.5，2.0 μm2，安装边水槽模拟油藏边水的浸入，边水槽(边水注入端)与采出端(水平生产井A)位于模型两端，模型上下两侧留有孔槽用以饱和水和饱和油，模拟水平井构造设计，测定开采动态数据。

1.2　原料

实验用水，海上某油田地层模拟水，矿化度为7 900 mg/L，水型为NaHCO3；实验用原油，海上某油田脱水原油，地面密度0.850～0.893 g/cm3，地面黏度39.39～114.40 mPa·s，地层黏度1.18～3.64 mPa·s；聚丙烯酰胺(HPAM)，相对分子质量2.0×107，水解度25%。

1.3　非均相调驱体系的制备

非均相调驱体系是由分散相( 具有特定尺寸的黏弹性颗粒) 和连续相( HPAM) 组成的具有较强封堵能力和驱油性能的调驱体系。在容器中加入一定量的模拟水，加入相对分子质量为1.5×106HPAM干粉和相对分子质量为8.0×106分散相颗粒，在75 ℃下搅拌2 h，静置24 h，制得非均相调驱体系。

1.4　实验流程

边水物理模拟实验是在大型物理模拟驱替设备上进行的，其由泵系统、中间容器、物理模型、测压系统、计量系统及计算机构成，测压系统具有A～E共5个测压点，测定范围0～10 MPa，测压点可根据模型需要快速连接，计算机实时监测并采集各系统数据。

1.5　实验方案设计

实验方案设计是采用3块物理模型模拟不同含水率时注入非均相调驱体系对采收率的影响，实验步骤如下：

1)抽真空饱和水。将物理模型固定于物理模拟驱替设备上，连接饱和油水点处管线，开启真空泵，观察物理模型是否漏气，无漏气时，连续抽真空8 h，打开排液阀，使水反向饱和物理模型。

2)饱和油。在75 ℃下，打开饱和油水点管线阀门，调节泵流量并开启，用原油驱替，直至出口含油率达100%，停泵并老化12 h。

3)边水驱。本边水驱实验记录入口、出口压力，连接测压点，关闭物理模型两侧油水饱和点，打开边水槽两侧阀门，模拟边水驱。实验采用恒压驱替，注入压力为0.3 MPa，得到含水率、产液量、产油量、采收率动态曲线；水驱至含水率分别为50%，70%，98%，计算水驱采收率。

4)非均相调驱体系。在边水槽中注入非均相调驱体系，采用恒速驱替，驱替速度3 mL/min，非均相调驱体系注入量为0.3 PV。

5)非均相调驱体系调驱结束后恢复边水驱，注入压力为0.3 MPa，得到后续边水驱开采动态曲线；后续边水驱至含水率99%，结束实验，计算后续边水驱采收率。

2　结果和讨论

2.1　物理模型饱和水和饱和油结果

将物理模型放入75 ℃烘箱中，采用油田模拟水和脱水原油进行饱和水、饱和油实验，得到物理模型的饱和水、饱和油及含油饱和度数据，结果见见表1。

表1　物理模型饱和水和饱和油结果

2.2　不同含水率下边水驱对采收率的影响

物理模型饱和水和油后，在75 ℃下进行边水驱实验，注入压力0.3 MPa，考察不同含水率下边水驱对采收率的影响，结果见表2。

表2　不同含水率下边水驱对采收率的影响

从表2看出，随着含水率增加，边水驱的采收率呈现上升的趋势。这主要是由于物理模型含水率上升，注入量增加，对应产出油也增加，采收率上升。

2.3　不同含水率下非均相调驱及后续边水驱对采收率的影响

为了研究边水对提高采收率的作用，实验模拟了边水部位注入非均相调驱体系，采用恒速驱替，驱替速度3 mL/min，非均相调驱体系注入量为0.3 PV。调驱结束后恢复边水驱，采用恒压驱替，注入压力0.3 MPa，至流出液综合含水率为99%，结束实验，结果见图1和图2。

图1　不同含水率下注入压力随注入量变化曲线

图2　不同含水率下综合含水率随注入量变化曲线

从图1和图2看出，1)边水驱过程中注入压力逐渐下降，但产出液一旦见水后含水率急剧上升；2)注入0.3 PV非均相调驱体系过程中注入压力明显上升，含水率下降。说明注入非均相体系后岩心阻力系数增大，同时注入的非均相体系在边水注入井周边形成封堵区，抑制边水突进；3)随着后续边水的注入，注入端仍保持较高注入压力，产出液含水率逐渐上升，再趋于平缓。说明注入的非均相体系随着后续边水注入逐渐向岩心深部流动，封堵产出井与边水的水高渗带。

不同含水率下非均相调驱及后续边水驱对采收率的影响见表3。