聚表体系在低渗透油藏的注入适应性_王瑶瑶.pdf

聚表体系在低渗透油藏的注入适应性王瑶瑶1，艾先婷1，刘亮2，晋清磊1，魏梦园1，李恒娟1（1.延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安716000；2.延长油田定边采油厂，陕西延安716000）摘要：定边学庄区延 10 属于低孔低渗油藏，前期依靠天然能量开采，导致地层能量亏空严重，注水起步较晚，压力无法维持，学庄注水项目区整体压力水平保持较低，其中延 10 层压力水平保持最低，目前开始中期注水，压力逐步回升，目前压力维持在 70%左右；学庄区延 10 组整体采出程度为 13.47%；区块 2020 年综合含水率 81.13%，较开发初期 54%有明显提升，延 10 层从 39.2%上升至 88.29%，属于高含水率阶段，因此急需采取稳油控水措施。本文主要通过室内实验，验证聚合物在低渗透油藏的封堵调剖堵水能力及适应性研究，并进一步分析聚表体系注入方式变化对采收率的影响，通过岩心 X 射线扫描驱替实验，对比水驱剩余油和交替注入剩余油的分布，进一步验证了聚表交替提高采收率的机理。关键词：低渗透；聚合物适应性；表面活性剂；剩余油中图分类号：TE357.46文献标识码：A文章编号：1673-5285（2023）03-0046-07DOI:10.3969/j.issn.1673-5285.2023.03.010Injection adaptability of polymer surfactant systemsin low permeability reservoirsWANG Yaoyao1，AI Xianting1，LIU Liang2，JING Qinglei1，WEI Mengyuan1，LI Hengjuan1（1.Yanchang Oilfield Exploration and Development Technology Research Center，Yanan Shaanxi 716000，China；2.Yanchang Oilfield Dingbian Oil ProductionPlant，Yanan Shaanxi 716000，China）Abstract:Yan 10 in Xuezhuang district,Dingbian is a low-porosity and low-permeability oilreservoir.In the early stage,it relied on natural energy for exploitation,resulting in a seriousformation energy deficit.The water injection started late,and the pressure could not bemaintained.The overall pressure level in the Xuezhuang water injection project area remained low.The pressure level of the 10th layer remains the lowest.At present,the medium-term water injection has started,and the pressure has gradually recovered.The currentpressure is maintained at about 70%.The overall recovery degree of the Yan 10 group in theXuezhuang block is 13.47%.The comprehensive water cut in the block in 2020 is 81.13%,which is relatively developed the initial 54%has increased significantly,and the 10th layerhas increased from 39.2%to 88.29%,which belongs to the high water cut stage,so it is ur*收稿日期：202207-05作者简介：王瑶瑶（1994-），女，工程师，2019 年毕业于西南石油大学油气田开发工程专业，研究方向为化学驱提高采收率，邮箱：。石油化工应用PETROCHEMICAL INDUSTRY APPLICATION第 42 卷第 3 期2023 年 3 月Vol.42 No.3Mar.2023低渗透油藏注水采收率低，使得大量的原油资源滞留在油层中，不能得到很好的利用1。为了提高低渗透油藏的开发效果，克服在低渗透油藏注水开发过程中存在的问题，提高低渗透油藏的采收率，采用注聚合物/表面活性剂驱油就是一种非常好的解决以上问题的方法2-4。注聚合物进行调剖堵水，用于封堵高渗透层或增加高渗透层的渗流阻力，减小高渗透层的吸水能力，启动低渗透层或增加低渗透层的吸水量，在平面上调整吸水剖面、扩大垂向波及系数，调剖剂可对后续注入水分流，使原来沿高渗透、低渗流阻力方向流动的水改变流向，扩展到低渗透区，从而在整体上改善注水开发效果，最终达到增大注入水波及体积、提高水驱采收率的目的5-7。1实验仪器及步骤1.1实验仪器（1）驱替用微量泵：美国 ISCO 公司生产的排量为0.01107.00 mL/min，260D 型无脉冲高速高压双柱塞微量泵，最大注入压力 50 MPa；（2）恒温箱：江苏海安石油科研仪器厂生产，温度范围 0250，精度 1；（3）压力传感器：广州 senex 仪器有限公司生产，最大量程为 0.1 MPa、1 MPa 和 5 MPa 的传感器各两只，精度为 0.1%FS；（4）中间容器：江苏海安石油科研仪器厂生产，4个。分别用于注水、注油及注聚合物、注表面活性剂体系溶液；（5）聚合物搅拌器：RW20digital型搅拌器；（6）搅拌器：Waring 吴茵搅拌器；（7）黏度计：DV-型黏度计；（8）电子天平：广州格莱默检测设备有限公司生产，量程 110 g，精度 0.1 mg；（9）X 射线三维显微镜：天津三英精密。1.2实验步骤1.2.1宏观驱油步骤（1）温度：油藏地层温度，59；（2）水质：蒸馏水；（3）实验用油：模拟油，59 下黏度为 7.6 mPa s；（4）注入速度：饱和水时流速为 1.0 mL/min，饱和油时流速为 0.11.0 mL/min，水驱、注聚、注表面活性剂及后续水驱时流速为 0.5 mL/min；（5）表面活性剂：HDS，浓度为 2 500 mg/L，所用聚合物：经剪切后的 HPAM，浓度为 1 750 mg/L。1.2.2微岩心驱油步骤（1）岩心制作；（2）岩心抽真空，饱和油：将钻取好的微岩心放入试管中，将电动吸引器与试管连接，进行抽真空操作，时间为 40 min 左右，取出试管，放入岩心孔隙铸体仪进行加压饱和油；（3）岩心扫描观察：将岩心采用蜡封，分别封住岩心端面及四角，起到固定岩心及对照层的作用，将岩心放入核磁共振仪里面观察 2 h（调整岩心位置，以便全方位扫描）后取出；（4）水驱油：连接管线采用恒压驱油，压力为 1 MPa，水驱油直至不出油为止；（5）岩心扫描观察：将水驱油岩心采用蜡封，分别封住岩心端面及四角，起到固定岩心及对照层的作用，将岩心放入核磁共振仪里面观察 2 h（调整岩心位置，以便全方位扫描）后取出；（6）图片处理：将拍好的照片用相应的软件进行分析处理，调整色差范围，选取合适的截面进行分析，观察水驱油结果。2聚合物适应性研究低渗透油藏二元驱应着重考虑体系的注入性。本实验主要研究聚合物溶液的注入性，并计算阻力系数gent to take measures to stabilize oil and water.In this paper,laboratory experiments are usedto verify the ability and adaptability of polymers for plugging,profile control and water shutoff in low-permeability reservoirs,and further analyze the influence of changes in the injection mode of the polysurface system on the recovery factor.The displacement experiment,comparing the distribution of the remaining oil in water flooding and the alternate injection,furtherverified the mechanism of alternately increasing oil recovery by clustering.Keywords：low permeability；polymer compatibility；surfactants；residual oil王瑶瑶等聚表体系在低渗透油藏的注入适应性第 3 期47和残余阻力系数。（1）理论基础：采用不可压缩流体水平流动的达西公式计算岩心的渗透率。QKAPL（1）式中：Q压差为 P 时的流量，cm3/s；A-岩心横截面积，cm2；P-岩心两端压差，MPa；L-岩心长度，cm；-流体黏度，mPa s；K-渗透率，D。阻力系数 RF是指聚合物降低流度比的能力，是水的流度与聚合物溶液流度的比值，用式（2）计算：RFKwwKpp（2）式中：Kw，Kp-分别为水相和聚合物溶液渗透率；w，p-分别为水相和聚合物溶液黏度。忽略黏弹性的影响，假定多孔介质的长度一定，驱替液和地层水的注入速度相同，式（2）可以简化为：RF()PP()PW（3）式中：()PP，()PW分别为聚合物和水驱时岩心端面压差，MPa。残余阻力系数描述聚合物降低渗透率的能力，是聚合物驱前后岩心的水相渗透率的比值，用式（4）计算：RRFKwbKwab（4）式中：Kwb-聚合物驱替前水相渗透率；Kwab-聚合物驱替后水相渗透率。同理可简化为：RRF()PP 注聚前()PW 注聚后（5）式中：()PP 注聚前，()PW 注聚后分别为注聚前后压差，MPa。聚合物 1 750 mg/L 溶液在（剪切后 59 C 条件下黏度 8.3 mPa s 左右）岩心的注入性评价结果，实验用岩心参数见表 1。表 1实验用岩心参数一览表聚合物 1 750 mg/L 溶液在 100 mD 低渗岩心中的注入性评价结果见图 1、表 2。图 1岩心注入性压力表 2阻力系数、残余阻力系数计算结果针对特低渗透岩心进行聚合物注入性的实验，实验发现：聚合物注入后，岩心阻力系数适中，注入性好转，在超低渗透岩心波及范围较大，说明封堵裂缝和大孔道这种高渗透区的能力强。而残余阻力系数较小，表示滞留少。因此，聚合物 HPAM 可以较好的注入油藏，具有良好的注入性。3注入方式优化岩心参数见表 3。表 3岩心参数表岩心 2 采用水驱后二元复合驱注入，注入 PV 数为 0.5 PV，聚合物表面活性剂体积比为 14，岩心 3 采用水驱后聚合物表面活性剂交替注入，其中聚合物注0.1 PV，表面活性剂注 0.4 PV，对比分析采收率变化。二元复合驱结果见表 4。表 4二元复合驱结果1 750 mg/LHPAM与 0.25%HDS 二元体系驱油效果图见图 2。二元各注入阶段提高采收率的幅度：水驱采收率为 32.58%，二元复合驱提高采收率幅度为岩心编号岩心尺寸/cm气测渗透率/mD孔隙度/%水测渗透率/mD12.5367.62310815.1912注入体系浓度/（mg L-1）黏度/（mPa s）剪切后黏度/（mPa s）HPAM1 75017.28.5水测初压/MPa水测平稳压力减初压/MPa注聚平稳压力减初压/MPa后水平稳压力减初压/MPa0.380 02.560 022.293 17.635 0阻力系数残余阻力系数8.712.982520151050压力/MPa0510152025累计注入量/PV注水注聚后水岩心编号岩心规格渗透率/mD饱和水量/mL孔隙度/%饱和油量/mL饱和程度/%22.47.3810.856.9020.665.5079.7032.67.408.265.4013.744.3079.60岩心编号水驱采收率/%二元复合驱提高采收率幅度/%总采出程度/%232.5818.5654.45石油化工应用2023 年第 42 卷4818.56%，总采出程度为 54.45%。图 2二元复合驱效果图注水时，由于水油黏度相差较大且岩心渗透率低，注水驱油压力急剧上升，最高达到 8 MPa 左右，水驱突破后压力急剧下降，之后逐渐趋于平缓。无水采油期后，随着水驱的突破，含水率曲线迅速上升至 90%以上，水驱采出程度为 32.58%；转注二元体系后，由于驱替体系溶液黏度相比水的黏度要高，因此注二元体系压力急剧上升，最高达到 21.44 MPa 左右，采出程度上升，含水率下降，随着二元体系的突破，注二元体系驱油压力开始下降并逐渐趋于平缓，采出程度、含水率逐渐达到稳定状态，二元复合驱采出程度为 18.56%；后水驱时含水率曲线有所下降，之后又逐渐上升，后水驱采出程度相对较低，总采出程度达到了 54.45%。交替注入结果见表 5。表 5交替注入结果由表 5 可知，水驱采收率为 32.20%，交替驱提高采收率幅度为 27.82%，总采出程度为 62.02%，0.25%HDS 与 1 750 mg/L HPAM 与交替注入驱油效果图见图 3。图 3交替注入驱油效果图注水时，由于水油黏度相差较大且岩心渗透率低，注水驱油压力急剧上升，最高达到 8.48 MPa 左右，水驱突破后压力急剧下降，之后逐渐趋于平缓。无水采油期后，随着水驱的突破，含水率曲线迅速上升至 90%以上，水驱采出程度为 32.20%；转注聚合物体系后，由于聚合物溶液黏度相比水的黏度要高，因此注聚压力急剧上升，最高达到 23 MPa 左右，采出程度上升，含水率下降，注聚量达到 0.1 PV 后，转注表面活性剂，注入量为 0.4 PV，转注表面活性剂后，压力逐渐下降，是由于表面活性剂具有降压增注的作用，但由于聚合物前期的调剖及封堵大孔道作用，压力维持较高，随着表面活性剂的注入，压力趋于平缓，采出程度、含水率逐渐达到稳定状态，交替注入体系驱采出程度为 27.82%；后水驱时含水率曲线有所下降，之后又逐渐上升，后水驱采出程度相对较低，总采出程度达到了 62.02%。对比分析二元复合驱和聚表交替注入可以看出，交替注入提高采收率幅度远远高于二元复合驱，主要是因为注入顺序及作用机理的差别，二元复合驱采取聚合物表面活性剂共同融合注入的方式，是在扩大波及效率，封堵高渗透层的同时降低界面张力，双重同时进行，因此会减弱单剂的作用效果，分析压力数据可以看出，二元复合驱的最高压力大于交替注入，可能是由于二元复合驱的界面乳化性能，加之体系中有聚合物的存在，使得乳状液颗粒直径稍大，会造成原油不易流动，堵塞地层的现象，当压力突破后，压力降低，后续驱压力不能很好的维持，导致后续水驱压力较低，无法提供充足的动力；而交替注入的优点在于先注入一定量的聚合物体系，聚合物能够充分发挥调剖堵水、扩大波及、降低剩余油的作用，之后注入表面活性剂，可以降低表面活性剂的吸附作用，增大降低界面张力、吸附波及区域剩余油的作用，且对于低渗透油藏，由于孔隙较小，表面活性剂单独作用也会起到降低毛管力的作用，进入小孔道，这是二元体系缺少的部分，能够大幅度降低剩余油饱和度。4剩余油对比分析4.1水驱剩余油为了更直观的对比分析聚表交替注入的注入效果，采用核磁共振仪器观察驱替过程的剩余油变化，对比水驱作用，进一步验证提高采收率效果。水驱效果（水驱油至不出油为止）见图 4图 6。从图5、图 6 可以看出水驱后剩余油主要以连片状、柱状的形式存在，膜状、盲端状的剩余油相对较岩心编号水驱采收率/%交替驱提高采收率幅度/%总采出程度/%332.2027.8262.02压力/MPa25201510500.000.501.001.502.002.50累计注入量/PV1009080706050403020100采收率，含水率/%水驱后水驱采收率含水率压力聚合物驱表面活性剂驱王瑶瑶等聚表体系在低渗透油藏的注入适应性第 3 期压力/MPa25201510500.000.501.001.502.002.50累计注入量/PV1009080706050403020100采收率，含水率/%水驱后水驱二元复合驱49少，致使采收率较低，连片状剩余油主要是由于水驱驱不到，孔喉较小，注入水沿大孔道流走，小孔道无法驱替，致使波及效率较低的原因产生的；而柱状剩余油主要是由于注入水绕流，小孔道毛管力较大，水驱无法完全波及，膜状、盲端状剩余油主要是由于原油与岩石的黏附力较大产生的，这是导致水驱采收率低的原因，因此提高采收率在于降低剩余油饱和度，扩大波及效率，降低毛管力及黏附力。图 4饱和油图 5水驱剩余油图 6水驱剩余油4.2交替注入剩余油交替注入剩余油见图 7图 9。图 7局部剩余油图 8整体视角剩余油图 9交替注入剩余油从图 7图 9 可以看出交替注入后剩余油饱和度大幅度降低，剩余油主要以盲端状、膜状、孤岛状的形式存在，基本不存在连片状的剩余油形式，主要是由于聚合物驱替相黏度大于原油黏度，具有扩大波及的作用，同时能够封堵大孔道，起到调剖堵水的作用，其次，注入表面活性剂能够降低毛管力，降低柱状剩余油的饱和度，对于残存的盲端状、孤岛状由于孔隙一端不连通，因此很难被带走。4.3剩余油对比分析为了更好的对比交替注入对水驱剩余油的驱替变石油化工应用2023 年第 42 卷50王瑶瑶等聚表体系在低渗透油藏的注入适应性第 3 期化，分析水驱剩余油和交替注入剩余油的区别见图10图 13。图 10水驱剩余油分析图 11交替注入剩余油对比分析图 12局部水驱剩余油分析对比分析水驱后及交替注入剩余油：剩余油启动需要克服较大附加阻力。水驱后存在于油层中的剩余油是静态的，静态剩余油的启动除了要克服毛管力和黏滞力外，还要克服原油从静态到动态所需要克服的附加阻力。图 13局部交替注入剩余油对比分析按照驱油机理划分，水驱后剩余油可分为二种类型：一种是受黏附力控制的剩余油，主要以油膜或孔隙盲端的形式存在于波及到的孔隙中；另一种是受毛管力和内摩擦力控制的剩余油，主要包括未波及区域的剩余油、波及区域内的柱状及孤岛状、油滴状剩余油。第一种类型剩余油主要受黏附力控制，渗流过程中，油膜黏附在孔隙表层，注入表面活性剂，由于具有吸附滞留作用，表面活性剂与原油相互作用，膜状就变得更薄，发生流动脱落。盲端状剩余油同理，由于受黏附力控制，很难波及，更不容易驱替出来，由于表面活性剂具有降压增注的能力，降低毛管力，能够进入更细小的孔道，拖拽盲端状剩余油，使其产生流动。第二种类型的剩余油，主要受毛管力和黏滞力的控制。聚合物体系注入，扩大了水驱的波及面积，降低了未波及区域的饱和度，而注入表面活性剂，活性剂分子吸附在孔隙壁面，使壁面从亲油性转变为亲水性，使毛管力从驱油阻力转变为驱油动力，达到提高采收率的目的。5结论及建议5.1结论（1）水驱过程中，只能驱走岩石表面的部分原油，剩余油大量残存，而且由于延 10 组现场压力水平保持低，无法为水驱油提供足够的压力，原油无法被完全驱替，且注水开发后期含水率较高，采收率低。（2）针对特低渗透岩心进行聚合物注入性的实验，实验发现：聚合物注入后，岩心阻力系数适中，注入性好转，在超低渗透岩心波及范围较大，说明封堵裂缝和大孔道这种高渗区的能力强。而残余阻力系数较小，表示滞留少。因此，聚合物 HPAM 可以较好的注入油藏，具有良好的注入性。（3）分析二元复合驱和聚表交替注入可以看出，交516 余本国.BP 神经网络局限性及其改进的研究 J.山西农业大学学报：自然科学版，2009，29（1）：89-93.7 龚安，王霞，姜焕军.基于遗传算法的 BP 神经网络在油田措施规划预测中的应用 J.计算机系统应用，2006，（11）：21-24.8 杜航，张涛，陈岩，等.基于遗传算法的 BP 神经网络预测石油单井产量 J.成都大学学报：自然科学版，2021，40（1）：57-61，70.9 何哲祥，李雷.一种基于小波变换和 LSTM 的大气污染物浓度预测模型 J.环境工程，2021，39（3）：111-119.10 高鹏，谢家兴，孙道宗，等.基于物联网和 LSTM 的柑橘园土壤含水量和电导率预测模型J.华南农业大学学报，2020，41（6）：134-144.11 杨英，唐平.VAELSTM 算法在时间序列预测模型中的研究 J.湖南科技大学学报：自然科学版，2020，35（3）：93-1018.07.57.06.56.05.55.04.505101520253035时间/d真实值LSTM 神经网络预测模型最小误差预测值LSTM 神经网络预测模型最大误差预测值BP 神经网络预测模型最小误差预测值BP 神经网络预测模型最大误差预测值图 4不同预测模型预测单井日产量预测值与真实值对比图图 5不同预测模型预测不同误差下单井日产量预测值与真实值对比图单井日产量/t8.07.57.06.56.05.5单井日产量/tLSTM 神经网络预测模型预测值BP 神经网络预测模型预测值真实值05101520253035时间/d（上接第 41 页）石油化工应用2023 年第 42 卷替注入提高采收率幅度远远高于二元复合驱，主要是因为注入顺序及作用机理的差别。（4）交替注入降低了连片状、柱状的剩余油，主要以膜状、孤岛状、盲端状的形式存在，是提高采收率的主要原因。5.2建议（1）后续可继续研究注入参数变化对聚表交替注入的影响，优选最佳注入参数，为现场提供理论技术支撑；（2）室内实验研究交替多段塞驱替，结合经济效益分析注入最佳段塞数。参考文献：1 侯吉瑞，陈宇光，吴璇，等.聚合物表面活性剂溶液微观驱油特征 J.油田化学，2020，37（2）：292-296.2 王骁轲，赵金麟.复合表面活性剂驱油剂的性能评价 J.石油化工应用，2019，38（2）：41-43，55.3 王彦玲，王刚霄，李永飞，等.聚合物/表面活性剂复合体系在稠油油藏孔隙中的微观驱油过程 J.油田化学，2018，35（4）：686-690.4 刘翎.表面活性剂-聚合物二元复合驱油体系性能研究 J.石油化工应用，2018，37（6）：13-20.5 张晓冉，孟祥海，赵鹏，等.聚合物及聚合物/表面活性剂二元复合驱油体系在超长岩心中运移规律J.油田化学，2017，34（2）：312-317.6 李继业.聚合物/表面活性剂二元驱微观驱油机理研究J.内蒙古石油化工，2015，41（8）：132-134.7 李碧超，吕超.低渗透岩心聚合物/表面活性剂驱提高采收率实验研究 J.广州化工，2013，41（8）：101-102，202.52