1、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
2、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 sur
3、factant 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
4、）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 pres
5、sure 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
6、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：202207-0
7、5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，
8、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
9、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
10、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
11、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
12、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 displacem
13、ent 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。（
14、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
15、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
16、 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.