王欣然，周凤军，刘 斌，颜冠山，张振杰

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300452）

渤海油田三次采油技术目前主要以聚合物驱为主导，受储层非均质性以及多段合采开发模式的影响，注聚方案实施末期普遍存在聚窜现象严重、产聚浓度高的问题[1-3]。与单一聚合物驱相比，聚合物强化泡沫复合驱能够抑制剖面过早反转，泡沫的液相成分中还含有表面活性剂，能大幅度降低油水界面张力，从而提高驱油效率[4-5]。此外，聚合物能够增强泡沫稳定性，减缓泡沫在油藏中的吸附和运移速度[6-7]，使泡沫体系具有更好的调剖能力[8]。本文针对渤海 J油田注聚后期窜流问题，开展聚合物强化泡沫复合驱室内模拟实验，并应用于矿场试验，以探索海上注聚油田进一步提高采收率技术。

1 油田概况

渤海 J油田主体区储层主要为湖相三角洲前缘沉积的中-细粒砂岩，主要含油层系为东营组东二下段的Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ，Ⅴ油组，储层横向分布稳定，纵向上隔夹层分布稳定，储层总体上具有中、高孔渗的物性特征，但纵向非均质性较强，渗透率级差为2.8～3.9。

2 实验准备

2.1 实验条件及流程

实验仪器：恒温箱、岩心夹持器、Teledyne Isco高压高精度柱塞泵、压力传感器、六通阀、手摇泵、回压阀，泡沫发生器、中间容器等。实验流程见图1。

图1 聚合物强化泡沫驱实验流程

2.2 实验材料及岩心模型

起泡剂溶液为十二醇和甜菜碱；聚合物体系浓度为1 200 mg/L；泡沫体系浓度为1 200 mg/L+起泡剂溶液；实验用岩心为人造岩心，高渗岩心和低渗岩心渗透率级差为4，物性见表1。

为比较聚合物强化泡沫驱效果，设计方案如表2。

2.3 实验步骤

①将岩心烘干后称干质量，抽真空饱和地层水，称湿质量，确定岩心的孔隙体积，计算孔隙度；②选取合适的饱和地层水的高渗和低渗岩心放入岩石夹持器中，加围压1.5 MPa，65 ℃下的恒温2 h以上，分别测定其水相渗透率；③以低流速（0.1 mL/min）油驱岩心至岩心末端不出水后，提高油驱速度至某一确定的最高压力Pmax，油驱10倍孔隙体积以上，计量驱出水的体积，计算束缚水饱和度，老化24 h（两块岩心分别进行饱和油操作）；④岩心并联，将出口端回压设定在2 MPa。以恒定速度0.5 mL/min按实验方案进行水驱、聚驱及聚合物泡沫驱，记录驱替过程中的压力变化，累积产油量、累积产水量。计算注入压力、高低渗岩心采收率、含水率随注入倍数的变化。

表1 实验人造岩心物性

表2 实验方案

3 实验结果与分析

3.1 开发方式对比

实验中对比水驱（实验方案1）、聚驱（实验方案2）和聚合物强化泡沫驱（实验方案3）三种开发方式。对比结果如表3、图2和图3所示。

由表3、图2和3可知，相比于单一聚驱方案，在聚驱含水85%时实施聚合物强化泡沫驱方案，模型受效后含水率曲线再次出现下降漏斗，下降幅度达29.4%，有效实现了降水增油效果，从而使采收率进一步提高。聚合物强化泡沫驱较水驱方案总采收率提高了 19.3%，且低渗岩心提高采收率幅度高于高渗岩心，较注聚方案总采收率提高了9.4%，扭转了高渗岩心出油量占主体的地位，有效解决了驱替过程中的层间干扰问题。而聚驱转聚合物强化泡沫驱初期含水 率依然会上升 8.5%左右，这主要是因为低渗岩心中的剩余油含量较高，而泡沫具有“遇油消泡”的特点，开始时很难形成稳定的泡沫。因此，聚合物强化泡沫体系主要进入高渗填砂管，并产生封堵效果，导致高渗管的注入压力增加，使后续驱替流体更多地进入低渗岩心进行驱油；泡沫体系“遇油消泡”后释放的表面活性剂能够提高微观驱油效率，从而使高渗和低渗岩心的采收率都得到提高。

表3 不同开发方式采收率对比

图2 采收率与注入量关系

图3 含水率与注入量关系

实施聚合物强化泡沫驱（实验方案3）的过程中，观察到高渗岩心有轻微气窜的现象，主要是由于在含水85%转聚合物强化泡沫驱，高渗岩心中剩余油相对较多，增加了对泡沫产生的消泡作用，从而产生了高渗岩心中的泡沫重复产生和破坏的循环，因此，在一定程度上限制了聚合物泡沫封堵高渗岩心的作用[9]。

3.2 不同注入段塞对比

在注聚条件下，分析含水率为85%时，转聚合物强化泡沫驱0.3 PV+后续聚驱（实验方案4）和聚合物强化泡沫驱0.5 PV+后续聚驱（实验方案5），对比结果如表4、图4和图5所示。

表4 不同注入段塞采收率对比

图4 采收率与注入量关系

图5 含水率与注入量关系

由表4、图4和图5可知，对比聚和物强化泡沫驱0.3 PV和0.5 PV，聚合物泡沫体系段塞量越大，见效后含水率低点越低，且见效时间越长。相比于实验方案4，实验方案5的注入PV数增加0.2 PV后，高渗岩心采收率提高了2.8%，低渗岩心采收率提高10.7%，整体采收率提高了6.9%。

在含水率见效特征上，聚合物强化泡沫驱段塞注入0.5 PV对比注入0.3 PV，受效时间更早，且降低含水率的幅度也更大；另外对于见效时间，聚合物强化泡沫驱段塞注入0.5 PV对比注入0.3 PV的受效时间明显延长。

3.3 不同注入时机对比

在注聚条件下，分析了含水率为85%和98%时转聚合物强化泡沫驱 0.3 PV+后续聚驱两种实验方案的结果。

对比结果如图6、图7和表5所示。

图6 采收率与注入量关系

图7 含水率与注入量关系

表5 不同注入时机采收率对比

由图6、图7和表5可知，注聚含水率98%时转注强化泡沫驱与85%转注对比，高渗岩心的采收率提高幅度不大，只提高了2.3%；而低渗岩心的采收率提高幅度较大，提高了18.4%，总采收率提高了9.9%，说明强化泡沫驱在含水率98%时的调剖增油效果要比含水率85%时的效果好。这是因为岩心的含油饱和度越低，注入聚合物泡沫后稳定性越高，泡沫运移距离也相应变大，最终采收率提高。

4 矿场应用

渤海J油田西区于2007年开始实施聚合物驱采油方案，注聚区采油井初期见到了明显的降水增油效果。但随着注聚方案的进行，降水增油效果逐渐变弱，注聚受效主要体现在稳油控水。注聚方案中后期，含水上升率开始逐渐增大。应用本文研究实验结果，筛选M井组作为试验井组，并于2011年实施了聚合物强化泡沫驱，驱替倍数设计为0.5 PV，实施后见到了较为明显的降水增油效果，高峰日增油幅度达到20%。

5 结论及建议

（1）岩心驱替实验研究表明，海上油田注聚后进行聚合物强化泡沫驱相对比聚驱能进一步提高采收率。

（2）相同的含水条件下，且在经济可行范围内，注入的聚合物强化泡沫体系段塞越大，提高采收率越高。

（3）建议油田在高含水期（含水 85%以上），且地下水洗程度较强时，再使用聚合物强化泡沫体系，提高采收率幅度会更大。