聚合物驱由于既可以大幅度提高原油采收率, 又有较好的经济效益, 在胜利油田得到了工业化推广应用。现场试验表明, 胜利油田聚合物驱项目集中的孤岛、孤东、胜坨三大主力油田的平均水驱采收率为33.5%, 聚合物驱提高采收率幅度约为6%~10%, 聚合物驱后仍有50%左右的原油滞留地下, 有进一步挖潜的物质基础。胜利油田已实施聚合物驱的26个单元中, 已有17个单元转入后续水驱开发阶段, 10个单元综合含水已回升到聚合物驱前的水平, 有必要研究聚合物驱后进一步大幅度提高原油采收率的技术。
从驱油机理看, 聚合物驱主要是扩大波及体积, 从而达到提高采收率的目的[1, 2, 3]。聚合物中加入表面活性剂的S+P二元复合驱, 既可发挥表面活性剂降低界面张力、提高驱油效率的作用, 又可发挥聚合物在流度控制、防止或减少化学剂段塞窜流、扩大波及体积的作用, 协同效果显著[4, 5, 6]。
实验用油:用煤油和孤岛中一区Ng3-6/孤东六区脱水原油配制模拟油, 粘度分别为40 mPa·s和60 mPa·s。
实验用水:蒸馏水配制成孤岛中一区Ng3-6/孤东六区地层水和注入水, 地层水矿化度分别为7262 mg/L和7709 mg/L, 注入水矿化度分别为8618 mg/L和10 428 mg/L。
岩心模型:石英砂充填管模型, 渗透率1500×10-3μm2。
驱油步骤:岩心抽空—饱和水—饱和油—水驱至含水94%~95%—注入表活剂或聚合物或二元复合体系, 水驱至含水98%以上。
孤岛中一区Ng3-6和孤东六区室内驱油试验对比见表 1及表 2。从表 1和表 2可知, 二元复合驱提高采收率17.6%~20.1%, 单一表活剂驱提高采收率仅3%左右, 单一聚合物驱提高采收率11%~15%, 二元复合驱效果好于单一表活剂驱和单一聚合物驱, 并且其提高采收率幅度高于表活剂驱和聚合物驱二者之和, 起到了1+1 > 2的效果。
若将活性剂用量经济等价折合为聚合物用量, 即将表 1、表 2中的3#驱油体系的活性剂按价格折算成聚合物, 比较3#、4#驱油体系的提高采收率值, 可以看出二元复合驱(3#)提高采收率值高于同等经济条件下聚合物驱(4#)提高采收率值。
分析认为, 现场应用的聚合物多为相对分子质量高、强水解性的聚丙烯酰胺(HPAM), 而表活剂多为阴离子表面活性剂。HPAM与表活剂之间的静电力和氢键作用以及表活剂的极性头与聚合物极性部分的离子-偶极作用使两者对增油起到很好的协同效应。聚合物改善了表活剂溶液对原油的流度比; 稠化驱油介质、减小表活剂的扩散速度, 从而减小了表活剂的损耗; 与钙镁离子反应, 保护表活剂, 使之不易形成低表面活性的钙、镁盐; 增强表活剂所形成的水包油乳状液的稳定性, 提高了波及系数和洗油能力。表活剂可以乳化原油, 提高驱油介质的粘度, 可以降低聚合物溶液和原油的界面张力, 提高洗油能力。S+P二元复合驱既发挥了表活剂降低界面张力、提高洗油效率的作用, 又发挥了聚合物深度调剖、扩大波及体积及控制后续化学剂流速的作用, 更重要的是发挥了二者的协同效应。
从胜利油田聚合物驱单元现场实施效果看[7, 8, 9], 大部分单元注完聚合物转后续水驱后, 综合含水进一步下降的幅度有限, 且回返较快, 若注完聚合物段塞后接着注入二元复合段塞, 可在保持聚合物驱效果的同时, 增加洗油效率, 进一步提高原油采收率。
以孤岛中一区Ng3-6单元为例(图 1), 0.3 PV聚合物段塞注入完成后, 综合含水开始回返, 数模预测聚合物驱提高采收率7.19%, 若接着注入二元复合段塞0.2 PV, 综合含水继续下降, 数模预测提高采收率9.86%, 提高采收率值又增加了2.67%, 折合每吨聚合物增油45 t, 而注入等价聚合物段塞, 提高采收率值仅增加1.19%, 每吨聚合物增油38 t, 聚合物驱后二元复合驱能进一步提高原油采收率, 其驱油效果优于二次聚合物驱效果。
该单元于2004年1月实施聚合物驱, 年注入聚合物溶液0.07 PV, 2008年4月完成聚合物段塞0.3 PV注入后转入二元复合驱, 目前综合含水仍呈波动下降趋势, 到2009年8月底, 已提高采收率5.4%。
孤东六区也于2004年1月实施聚合物驱, 年注入聚合物溶液0.12 PV, 2006年8月完成聚合物段塞注入0.275 PV后, 综合含水开始回返, 接着注入二元复合段塞, 综合含水又开始下降, 日产油量明显上升, 综合含水由93.4%最低下降到87.5%, 下降了5.9%, 日产油量由193 t最高上升到331 t, 上升了138 t, 降水增油效果持续了19个月后含水开始回返。
聚合物驱后转水驱多年油藏, 聚合物驱效果基本结束, 油层非均质性更加严重, 剩余油更加分散[10, 11, 12], 数值模拟计算结果表明(图 3), 聚合物驱后要和聚合物驱提高同样采收率值, 驱替液与原油粘度比是聚合物与原油粘度比的2~7倍, 聚合物驱后进一步提高原油采收率需要寻求增粘效果更好的驱油体系。
实验用油:煤油和孤岛中一区Ng3脱水原油配制模拟油, 粘度51.6 mPa·s。
实验用水:孤岛中一区Ng3模拟注入水, 矿化度6666 mg/L。
岩心模型:石英砂填充模型, 渗透率3000×10-3 μm2和1000×10-3 μm2。
实验温度:70℃
驱替实验:以合注分采方式分别注入1倍孔隙体积聚合物、PPG、聚合物与PPG复配体系, 注入速度0.5 mL/min, 注入剂浓度2000 mg/L。
从溶液的粘弹性测试结果(表 3)可看出, 聚合物溶液中加入粘弹性颗粒PPG (Preformed Particle Gel)后, 体系粘度明显增加, 弹性模量增加, 相位角减小到30°左右, 体系由偏粘性转变为偏弹性。
从室内驱替实验结果(图 4)看, 注入聚合物后, 高低渗管分流量由75%:25%变为55%:45%, 有一定程度的改善, 但转后续水驱后迅速失效, 且后续水驱阶段高低渗管分流量差异更大, 流体主要进入高渗管, 低渗管几乎不产液, 波及能力较前水驱阶段变差。
注入PPG段塞过程中, 高低渗管分流量即发生变化, 高渗管液量下降, 低渗管液量上升, 发生液流转向, 一直持续到后续水驱0.5倍孔隙体积, 说明PPG颗粒具有持续的剖面调整能力。
聚合物与PPG复配体系同样具有较强的调剖能力。由图 4可知, 注入聚合物与PPG复配体系后, 发生液流转向, 高渗管产液量大幅下降, 低渗管主要产液, 注完1倍孔隙体积聚合物与PPG复配体系转入后续水驱阶段, 低渗管产液量继续上升, 高渗管产液量下降到10%以下, 高低渗管液流转向持续时间达1倍孔隙体积, 说明同样浓度下, 聚合物与PPG复配体系调剖能力和作用时间高于单一PPG体系。
孤岛中一区Ng3单元1971年投产, 1974年注水开发, 1992年实施聚合物驱, 1998年转入后续水驱开发, 到2005年底综合含水已回升至聚合物驱前水平, 聚合物驱效果基本结束。
2009年2月于中一区Ng3单元11-311井实施聚合物+PPG驱, 到2009年8月底, 注入压力由8.1 MPa上升到9.5 MPa左右保持稳定, 注入压力上升了1.4 MPa。从吸水剖面统计情况看, 注水时主要是35层吸水; 聚合物驱后, 吸水剖面得到改善, 3334层吸水量增加, 纵向各层吸水趋于均匀; 聚合物驱转后续水驱后, 35层100%吸水, 纵向各层吸水更加不均匀; 注入聚合物+PPG后, 吸水剖面再一次得到改善, 纵向各层吸水又趋于均匀。
(1) 聚合物+表活剂二元复合驱室内驱油实验提高采收率17.6%~20.1%, 提高幅度高于单一表活剂驱和单一聚合物驱, 高于表活剂驱和聚合物驱二者之和, 优于同等经济条件下聚合物驱效果。
(2) 聚合物溶液中加入粘弹性颗粒PPG后, 体系的粘度增加, 弹性模量增加, 相位角减小, 体系从偏粘性转变为偏弹性, 具有较强的剖面调整能力。
(3) 在聚合物驱即将转后续水驱单元实施聚合物+表活剂二元复合驱, 单元的综合含水进一步下降, 日产油量明显增加, 原油采收率进一步提高。聚合物驱转后续水驱多年油藏, 聚合物驱效果基本结束, 实施聚合物+PPG驱, 能大大增加驱替液粘度, 明显改善油层纵向非均质性。
2010, Vol. 39 Issue (2): 144-147
2010, Vol. 39 Issue (2): 144-147