大庆油田四次采油凝胶颗粒+聚合物驱技术研究

陈文林

(中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712)

0 引 言

大庆油田于1996年开始大规模推广聚合物驱技术，截至2019年12月，主力油层绝大部分进入聚合物驱后续水驱阶段，平均采出程度为56.9%，仍有近一半剩余油残留在储层孔隙中，挖潜该部分储量是油田四次采油工作面临的重要任务。聚合物驱后，油层存在高含水、剩余油高度分散、优势渗流通道发育、非均质性加剧、聚合物滞留等问题。采用高浓度聚合物驱、三元复合驱等常规化学驱油方法，可提高采收率8.00～10.00个百分点，但聚合物用量大、经济效益较差，急需研发适用的新型高效驱油体系配方[1-10]。针对聚合物驱后油层开发面临的技术瓶颈，依据“堵、调、驱”相结合的技术路线，自主研发调驱型和封堵型2种PPG颗粒。PPG颗粒与聚合物复配后会增强体系的驱替性能，如体系黏度增大、黏弹性增强、阻力系数增大、转向能力提高、驱油效果显著等[11-12]。为满足试验区实际需求，系统评价了PPG+聚合物驱油体系的性能，研究了不同注入参数对体系驱油效果的影响，筛选出最佳驱油段塞组合方式。

1 PPG+聚合物体系性能评价

PPG+聚合物体系是由PPG颗粒与聚合物按一定比例进行复配。实验用聚合物为大庆炼化公司相对分子质量为2 500×104的抗盐聚合物。PPG为自主研发、设计的预交联凝胶颗粒，为满足调剖、驱油功能，研制出封堵型、调驱型2种PPG颗粒。封堵型PPG颗粒采用创新嵌段聚合技术，实现了分子微观结构的可调可控，样品抗压强度大于2 MPa，弹性因子可达3以上，具有较高的、长期稳定的强度和弹性；调驱型PPG颗粒含有柔性链段，在受到挤压、拉伸作用时，具有较强的变形能力，样品的溶胀倍数为3～5，抗压强度为1～2 MPa，弹性因子为2～3，具有较强的多孔介质变形通过能力。

1.1 增黏性及黏度稳定性

文中实验均采用试验区回注污水，矿化度为5 420 mg/L，聚合物为大庆炼化生产相对分子质量为2 500×104的聚合物。体系中PPG质量浓度为500 mg/L，聚合物质量浓度为1 400 mg/L。配制不同类型PPG+聚合物体系，测定黏浓曲线。将溶液配置在恒温箱中恒温45 ℃放置90 d，考察体系黏度稳定性，测定结果如图1、2所示。

由图1可知，随聚合物质量浓度增加，3种溶液黏度也随之增加。相同聚合物质量浓度下，调驱型PPG+聚合物体系黏度明显高于单纯聚合物溶液，表明调驱型PPG具有增黏作用；封堵型PPG+聚合物体系与单纯聚合物溶液黏度基本相同，表明封堵型PPG无增黏作用。由图2可知，调驱型PPG+聚合物体系黏度随放置时间增加先增加再降低至稳定，90 d黏度保留率高达78.9%，高于单纯聚合物溶液，表明调驱型PPG具有稳定黏度的作用。

图1 PPG+聚合物体系黏度-质量浓度关系Fig.1 The relationship between viscosity and mass concentration of PPG + polymer system

图2 PPG+聚合物体系黏度稳定性Fig.2 The viscosity stability of PPG + polymer system

1.2 流变性及黏弹性

采用Physica MCR 301型旋转流变仪，分析PPG+聚合物体系黏度与剪切速率关系，研究PPG颗粒类型、质量浓度对体系流变性、黏弹性影响(图3、4)。其中，聚合物质量浓度为1 400 mg/L。

由图3可知：相同剪切速率条件下，体系质量浓度相同时，调驱型PPG+聚合物体系视黏度最大，封堵型PPG+聚合物体系与单纯聚合物黏度相近；调驱型PPG的质量浓度越大，视黏度越大[13]。

图3 PPG+聚合物体系类型及浓度对流变性影响Fig.3 The influence of the type and concentration of PPG + polymer system on rheology

由图4可知：随着振荡频率的增大，体系的储能模量G′和损耗模量G″增大，即溶液表现出增弹特性；在相同振荡频率下，体系浓度相同时，PPG+聚合物体系的G′和G″大于单纯聚合物溶液，表现出更高的黏弹效应，具有更好的调驱效果；封堵型PPG+聚合物体系的G′最大，表明该体系弹性最好，封堵型PPG+聚合物体系的G″与调驱型体系基本相同；对于不同质量浓度的PPG+聚合物体系，PPG质量浓度越大，体系的G′、G″越大[14]。

图4 PPG+聚合物体系类型及质量浓度对黏弹性的影响Fig.4 The influence of the type and concentration of PPG+ polymer system on viscoelasticity

2 PPG+聚合物体系渗流能力评价

通过开展室内流动物理模拟实验，检验PPG+聚合物体系渗流能力。实验用岩心为人造均质胶结岩心，气测渗透率为4 000 mD，岩心的长宽高分别为30.0、4.5、1.8 cm。实验步骤：先水驱至岩心压力平稳，再注入质量浓度分别为500、1 400 mg/L的调驱型PPG+聚合物混合体系驱替至压力平稳，后续转为水驱至压力平稳。增加一组实验作为对照，仅将PPG+聚合物驱油体系改为质量浓度为2 500 mg/L的纯聚合物，其余条件不变(图5)。

由图5可知，PPG+聚合物驱油体系注入压力涨幅远高于高浓度单纯聚合物驱，表明PPG+聚合物驱油体系在油层中产生了较大的渗流阻力。PPG+聚合物体系的注入量为0.3～1.0倍孔隙体积时，体系注入压力陡然上升；注入量为1.0～1.6倍孔隙体积时，注入压力趋于稳定，呈现锯齿状波动，表明PPG颗粒没有堵塞岩心的注入端，聚合物溶液携带PPG颗粒在孔道中继续向岩心深部运移，变形通过孔道后卸压，继续在下一个孔道处堵塞，从而实现动态调驱。后续水驱阶段，注入压力一直保持较高水平，说明PPG颗粒具有较好的封堵能力[15-17]。

图5 注入压力与注入量关系Fig.5 The relationship between injection pressure and injection volume

3 PPG+聚合物体系配方优化

3.1 实验材料

利用取心井资料，统计了大庆油田萨中、萨北、萨南、喇嘛甸地区油层渗透率和厚度比例(不同渗透率有效厚度与总有效厚度比值)，计算了全区不同级别渗透率及厚度比例平均值，并模拟实际油层设计了3层并联物理模型。模型高、中、低渗透储层渗透率分别为4 000、2 000、500 mD，长度为30.0 cm，宽度为4.5 cm，高度分别为1.8、4.5、2.0 cm；实验用水采用大庆油田采油三厂注入污水，实验温度为45 ℃；实验用油为模拟油，由大庆油田采油三厂脱气原油与煤油混合而成，45 ℃条件下黏度为10.0 mPa·s。

3.2 驱油体系配方优化

调驱型PPG+聚合物体系中聚合物、PPG的质量浓度会影响驱油效果，为达到最佳驱油效果和最低的化学剂用量，多次优化体系中聚合物和PPG质量浓度，确定最优驱油体系配方(表1)。实验方案：水驱至含水为98%+0.57倍孔隙体积聚合物驱(分子质量为1 200×104～1 600×104，质量浓度为1 000 mg/L)+后续水驱至含水为98%+0.70倍孔隙体积调驱型PPG+聚合物+后续水驱至含水98%。

表1 PPG+聚合物驱油体系配方优化驱油实验结果Table 1 The experiment results of oil displacement with optimized PPG + polymer system

由表1可知，在相同聚合物质量浓度条件下，PPG质量浓度为500、800 mg/L的配方效果好于300 mg/L，且500 mg/L增至800 mg/L的采收率增幅较小，因此，建议PPG质量浓度为500 mg/L。在PPG质量浓度相同的条件下，聚合物质量浓度为1 000～1 400 mg/L时采收率提高增幅较大，1 400～1 800 mg/L时采收率提高增幅变缓。综上所述，PPG质量浓度为500 mg/L、聚合物质量浓度为1 400 mg/L所配置的体系最佳，PPG+聚合物驱后采收率可提高11.3个百分点，较高浓度聚合物驱提高采收率增幅2.1个百分点，节省24%的聚合物用量。

3.3 调剖体系配方优化

聚合驱后，油层经过长时间的冲刷，非均质性更为严重，存在优势渗流通道。为了提高调驱型PPG+聚合物体系的驱油效果，节省用量，建议在注入主段塞前注入调剖段塞，即封堵型PPG+聚合物调剖体系。体系中封堵型PPG的质量浓度会影响调剖效果，通过优化封堵型PPG+聚合物体系中PPG浓度，从而确定最优调剖配方(表2)。具体实验方案：水驱至含水为98%+0.57倍孔隙体积聚合物驱+后续水驱至含水为98%+0.05倍孔隙体积调剖段塞+0.70倍孔隙体积调驱型PPG+聚合物+后续水驱至含水98%。

由表2可知，封堵型PPG质量浓度为500 mg/L时驱油效果最佳，该实验方案聚合物驱后可提高采收率13.5个百分点，较未注入调剖段塞提高采收率2.2个百分点。综合考虑化学剂成本、开发效果和实际油藏物性条件等因素，建议在注主段塞前注入0.05倍孔隙体积封堵型PPG+聚合物体系(聚合物质量浓度为500 mg/L，PPG质量浓度为500 mg/L)调剖段塞。

表2 封堵型PPG+聚合物调剖段塞优化驱油实验结果Table 2 The experiment results of oil displacement with PPG + polymer for plugging after plugging optimization of profile control

对比聚合物驱后高浓度聚合物驱油体系和最优PPG+聚合物驱油体系在不同渗透层的分流率(图6)可知：聚合物驱后，注入高浓度聚合物溶液可提高中渗层吸液量，低渗层动用程度低；而PPG+聚合物可大幅度提高中、低渗层吸液量，调整剖面效果明显。这是由于聚合物驱后注入封堵型PPG颗粒能够有效封堵优势渗流通道，后续调驱型PPG+聚合物能够更好地调驱油层，有效解决聚合物驱后驱替液指进问题，改善层间非均质性，增强中、低渗透层的吸液能力，实现“堵、调、驱”相结合。在后续注水开发阶段该效果持续有效，注入水推动孔道中的PPG颗粒继续向岩心深部运移，由于PPG颗粒具有弹性，变形通过孔道后卸压，在下一个孔道处堵塞，引起压力波动，解决了后续水驱阶段化学剂液流转向作用失效的问题[18-21]。

图6 不同驱替方式在各渗透层的分流率Fig.6 The shunt rate of different displacement patterns in each permeable layer

4 实例应用

研究区位于大庆长垣萨尔图油田背斜构造北部的西侧，含油面积为4.2 km2，开采层位为葡I1-4，砂岩厚度为16.6 m，有效厚度为12.4 m，渗透率为561 mD。聚合物驱采用井距为250 m的五点法井网，37口生产井，23口注入井。目前平均单井日产液量为66 t/d，平均单井日产油量为1.5 t/d，综合含水为97.7%，采出程度为56.2%。吸水有效厚度比例达到96.2%，其中，有效厚度大于2.0 m的小层吸水厚度比例达到99.0%，继续开展水驱难以有效挖潜。按照“转流线、优驱替”的思路，在葡Ⅰ组聚合物驱井网的分流线加密新井，原聚合物驱井网部分生产井转为注入井，形成一套井距为175 m的五点法井网，分流线转变为主流线。采用大庆炼化分子质量为2 500×104的聚合物、自主研发封堵型PPG和调驱型PPG，年注入速度设计为0.13～0.15倍孔隙体积，注入时间为5 a。预测投产初期平均单井日注入量为90 m3/d，平均单井日产液量为76 t/d，区块累计增产油量为57.7×104t，含水最大降幅为7.40个百分点，提高采收率8.57个百分点[22-23]。

试验区利用并改进原聚驱配置站工艺，以达到PPG+聚合物溶液配置要求。通过井网加密调整提高油层控制程度，改变液流方向。利用封堵型PPG+聚合物调剖体系治理优势渗流通道，后注入调驱型PPG+聚合物溶液有效改善油层非均质性，在保证驱油效果的基础上节约聚合物用量，为大庆油田四次采油阶段持续高效开发提供技术支撑。

5 结 论

(1) 自主研制了PPG+聚合物驱体系。其中，调驱型PPG+聚合物体系较单纯聚合物溶液黏度、黏弹性显著增加，且90 d黏度保留率高达78.9%；封堵型PPG颗粒无增黏性，封堵型PPG+聚合物体系黏弹性最好。

(2) PPG质量浓度为500 mg/L、聚合物质量浓度为1 400 mg/L的调驱型PPG+聚合物体系配方可取得最佳驱油效果，该体系可在聚合物驱后继续提高采收率11.30个百分点，与高浓度聚合物溶液相比具有更好的动态调驱性能及更强的封堵能力。在注入主段塞前注入PPG质量浓度为500 mg/L、聚合物质量浓度为500 mg/L的封堵型PPG+聚合物体系效果更佳。

(3) 调剖后注入调驱型PPG+聚合物溶液可明显提高中、低渗透层吸液量。将该体系应用于研究区，预测可在聚合物驱基础上提高采收率8.57个百分点。