昌吉油田吉7井区(以下简称吉7井区)梧桐沟组油藏属于深层普通稠油油藏[1]。目前，采用常规水驱开发方式已初见成效，但是水驱标定采收率较低，介于11.1%~16.1%之间，与国内其他同类油田相比，采收率属于中等偏低水平[2-4]。提高稠油砂岩油藏采收率的方法主要有热力采油和注聚合物驱油，这两种方法技术比较成熟且效果较好[5-6]。但由于吉7井区油藏埋藏深，热采难度大，所以在吉7井区开展了聚合物驱提高采收率试验研究，为提高吉7井区常规水驱开采方式下的采收率提供技术支持。
根据该区油层物性及流体性质特征，确定此次实验的主要目的是提高驱替相黏度、降低水油流度比、提高驱替相波及体积，从而提高水驱采收率。以此为指导，结合现场注水工艺等因素进行了以下实验研究。
采用双填砂管并联驱替实验的方法[7]，渗透率级差分别设置为1倍、5倍、8倍、10倍和25倍，常规水驱至含水98%(w)后用聚合物驱油并记录不同渗透率岩心的产液量。实验结果显示，不同的渗透率级差对提高采收率程度的影响明显(见图 1)。在渗透率级差逐渐上升的阶段(1~5倍)，由于低渗岩心动用程度提高，因此提高采收率的幅度呈上升趋势(见图 1)。当渗透率级差进一步扩大(5~10倍)，提高采收率的幅度达到峰值(27.4%)之后缓慢下降。当渗透率级差超过10倍之后，由于聚合物分子在高渗岩心中形成指进减弱了聚合物提高波及效率的能力，从而使得提高采收率的能力逐渐下降[8-10]。
采用吉祥作业区脱水原油(57 ℃，黏度152.9 mPa·s)对岩心进行饱和，采用和1.1节相同的实验方法，研究含水率对聚合物驱提高采收率幅度的影响。实验结果显示，不同含水率条件下，聚合物驱提高采收率程度存在一定的差异(见图 2)。随着含水率的上升，采收率提高程度逐渐下降。含水率在30%~40%波动时，提高采收率的幅度最大。这是由于聚合物注入时机越早, 聚合物溶液流动阻力越大, 注入压力越高, 波及体积越大, 提高采收率的效果越好[11-12]。
在不同流度比条件下聚合物对原油的驱替能力不同[13]，对提高采收率的影响也较为明显。因此，在吉7井区油藏条件下研究了水油流度比对提高采收率的影响。实验采用吉7井区原油(50 ℃、黏度520 mPa·s)。用模拟盐水配制聚合物溶液，使其在50 ℃、10 s-1的表观黏度与原油形成5种流度比(10:1、5:1、3:1、1:1、0.6:1)，采用与1.1节相同的实验方法，渗透率级差控制在6~8倍，注入体积为0.5 PV。实验结果显示，流度比对提高采收率的影响明显(见图 3)。水油流度比越小，提高采收率的幅度越大；与此同时，驱替压力也在不断升高。考虑到合理的经济效益，控制最佳流度比为(3:1)~(1:1)。在此区间，注聚合物能在水驱基础上提高采收率19.2%~22.3%。从岩心的产液分配比可看出(见图 4)，当水在油流度比逐渐缩小的过程中，不同渗透率的岩心中产液分配逐渐趋向均匀，说明聚合物起到了扩大波及体积的作用。
吉7井区原油黏度变化范围很宽，因此，需研究原油黏度对提高采收率的影响，为工艺的适用范围提供合理的界限。实验采取与1.1节相同的实验方法，采用吉7井区不同黏度的原油(120 mPa·s、318 mPa·s、520 mPa·s、714 mPa·s), 在油藏条件下(50 ℃)，水油流度比控制在1:1左右，渗透率级差6~8倍，注入体积0.5 PV。实验结果显示：不同黏度的原油水驱采收率差异不明显，黏度相对较低的原油(120~520 mPa·s)使用聚合物驱后提高的采收率幅度较大(15.5%~20.2%); 黏度较高时，使用聚合物驱提高的采收率幅度相对较低(见图 5)。这是由于当原油黏度逐渐升高时，低渗岩心的产液百分比逐渐降低，原油黏度为714 mPa·s时，低渗岩心基本不启动，无法得到动用(见图 6)。
根据室内实验结果选择现场试验区块，试验区块具有原油黏度较低(地层条件下90 mPa·s)，纵向均质性较好(渗透率级差7~9倍)，井组油井含水适中(30%~50%)的特点。配制质量浓度分别为300 mg/L、500 mg/L、700 mg/L的聚合物溶液，前置试注段塞流度比控制为10:1，注入稳定后注入流度比为2:1和1:1的主体段塞，采用三段式黏度递增的注入方式，在配水间利用注水管线同时注入(见表 1)。施工过程中监测注入压力以及油水井的动态反应。
实施聚合物驱现场试验后，每4个月监测1次吸水剖面。监测结果显示，聚合物驱能够改善注水井的吸水剖面。其中，XJ1116、XJ1074、XJ1321三口井的剖面改善较为明显，动用程度由72.6%上升到了88.5%；XJ1115和XJ1301两口井的剖面动用程度从82.5%上升至87.8%。
从吉006断块全区与聚合物驱试验区的含水与采出程度关系图(见图 7)可看出，试验井组的含水上升率为3.8%，明显低于全区的含水上升率(14.6%)。这也说明聚合物驱对于控制油井含水上升起到了明显的抑制作用。
现场试验5个井组按照既定方案累计注入聚合物溶液19 300 m3，统计注水井注聚合物驱后的注水压力上升值，结果见表 2。结果显示，聚合物驱后，井口注水压力都有不同程度的上升，最高5 MPa，最低1 MPa。说明聚合物驱过程中，流度发生了改变，驱替阻力增加，有利于扩大水驱波及体积。
目前, 5个试验井组已完成计划注入量，累计增油1 558 t，部分油井仍在见效中，预计最终累计增油可达到1 700~2 000 t，井均增油340~400 t。
(1) 注聚合物驱最佳条件为储层渗透率级差5~10倍，原油黏度低于520 mPa·s，含水40%~60%。
(2) 注聚合物驱最佳工艺参数为：水油流度比(3:1)~(1:1);注入速度0.2 mL/min。流度比对提高采收率的影响明显。
(3) 多管并联岩心物模实验显示，注聚合物驱可提高采收率15%以上，EOR效果明显。
(4) 现场试验显示，在聚合物驱后，注水井注水压力上升，吸水剖面改善；井组产量稳中有升；含水上升速度、含水上升率要低于同区块的对比井组。
2018, Vol. 47 Issue (6): 64-67
2018, Vol. 47 Issue (6): 64-67