相渗透率改善剂在高含水油井提高高含水油井采收率

1、相渗透率改善剂在高含水油井提高高含水油井采收率一、前 言 目前，大庆油田已进入高含水开采阶段，2005年底全油田综合含水达89.7%，喇萨杏油田主力油层含水已达到92.1%，迫切需要稳油控水、提高采收率的相关技术的不断进步。 相渗透率改善剂(RPM)具有不等比例降低油水相渗透率的性能特点 。R. Seright、J.Liang、等专家都对其机理进行了研究，研究成果表明当相渗透率改善剂注入岩石孔隙后，使水相渗透率大幅下降，而对油相渗透率降低很少，并且，岩石孔隙中充满凝胶后，即使后续的水无法通过凝胶，而油滴却可以克服毛管力穿透凝胶。 国外主要应用相渗透率改善剂进行选择性堵水施工，在出水层位不明确、

2、套管状况较差或完井方式不合适等情况下，无法采用封隔器进行分层处理，采用相渗透率改善剂笼统注入地层，解决层内及层间矛盾。利用相渗透率改善剂不等比例降低油水相渗透率的特点，通过改变油水相渗关系，可以达到降低油井含水，提高采收率挖掘高含水期厚油层剩余油的目的。 二、改善剂性能评价2.1 改善剂的组成配方体系初始粘度/mPa.s成胶粘度/mPa.spHRPM250035112316.8-7.0RPM1500251443.56.8-7.0RPM100075503.66.8-7.0RPM5003871.56.8-7.0 经过筛选，筛选出的改善剂体系包括聚合物，有机铬交联剂、稳定剂、桥联剂等，采用不同浓度的

3、聚合物形成的相渗透率改善剂体系性能如下:相渗透率改善剂配方性能2.2改善剂的DPR效果 采用一维均质岩心模型，进行油水循环驱替的实验，筛选了配方体系，并测定岩心中注入相渗透率改善剂前后水驱、油驱的压力变化，计算油相、水相端点渗透率，即，束缚水条件下的油相渗透率和残余油饱和度下的水相渗透率，以及残余阻力系数Frro、Frrw，即，注入相渗透率改善剂前后油相端点流度的比值、水相端点流度的比值，评价相渗透率改善剂不等比例降低油水渗透率的性能2.2改善剂的DPR效果相渗透率改善剂体系不等比例降低油水相渗透率性能配方体系Kw/10-3m2Ko/10-3m2Kgw/10-3m2Kgo/10-3m2Frrw

4、FrroFrrw/FrroRPM2500148.7217.660.01370.5510880.22395.7527.50RPM1500148.7256.530.02181.116832.70231.1129.56RPM1000141.95358.990.05631.602522.69224.3711.24RPM500141.95287.310.38086.52372.7244.08.47注：Ko、Kw为注入RPM前油、水相渗透率；Kgo、Kgw为注入RPM后油、水相渗透率；Frro、Frrw为油、水相残余阻力系数。 实验结果表明，相渗透率改善剂具有显著的不等比例降低油水渗透率的性能，水相渗透率

5、降低幅度是油相渗透率降低幅度的8.4727.5倍。2.3改善剂降低含水率效果 采用一维均质岩心模型和聚合物浓度为500ppm的相渗透率改善剂进行了物理模拟实验，分别在含水98%和85%条件下，注入1/6、1/4、1/3PV相渗透率改善剂，研究了相渗透率改善剂在不同时机、不同注入量下降低含水率的效果2.3改善剂降低含水率效果 注入相渗透率改善剂后含水率变化RPM注入量PV注入改善剂前含水率fw0注入改善剂后含水率fw含水率降低幅度fw1/30.8670.2910.5761/30.9820.7330.2491/40.8750.6300.2451/40.9840.9170.0671/60.8690.

6、5640.3051/60.9870.9150.072 实验结果可知，在注入量相同的条件下，水驱含水率87%条件下注入相渗透率改善剂比在含水率达到98%条件下注入相渗透率改善剂含水率降低幅度大；在注入时含水率相同的条件下，相渗透率改善剂注入量越多，含水率降低幅度越大。 2.4改善剂提高采收率效果 采用聚合物浓度为500ppm的相渗透率改善剂进行了物理模拟实验，研究了相渗透率改善剂不同注入量、不同措施时机对提高采收率效果的影响。实验结果表明，相渗透率改善剂注入量越大，注入时的含水率越低，残余油饱和度越低、采收率提高幅度越大，最终采收率越高水驱结束时RPM注入量(PV)RPM后水驱结束时含水率fw含

7、水饱和度Swi残余油饱和度Sor采收率残余油饱和度降低幅度So残余油饱和度Sor采收率提高的幅度 最终采收率0.8520.3070.4010.4221/60.0410.3600.0580.4800.8750.2690.4630.3541/40.1370.3260.1820.5360.8670.2890.4310.3951/30.1560.2750.220.6150.9870.2940.4550.3821/60.0370.4180.0570.4390.9840.2610.5150.3271/40.1230.3920.1910.5180.9820.2960.4700.3881/30.0910.37

8、90.1530.541提高采收率实验结果2.4改善剂提高采收率效果 在以上实验研究的基础上，在长方岩心表面的轴线方向上钻取岩样，含油饱和度测定物理模型。抽提模拟油、测量岩样含油饱和度，作出含水饱和度随岩心长度变化的关系曲线，并与注相渗透率改善剂前水驱进行相比。含油饱和度测定物理模型2.4改善剂提高采收率效果 从水饱和度变化曲线可以看出，水驱时，随着距注入端的距离增加，水饱和度逐渐增大，达到一定距离后，由于重力分异作用，波及系数逐渐减小，水饱和度降低，在岩心出口端，由于末端效应，水饱和度略有升高。注入相渗透率改善剂后,岩心水饱和度呈上升趋势，而且距离出口端越近，水饱和度越高。含水饱和度随岩心长度

9、变化的关系曲线 水饱和度的这种变化规律是由于相渗透率改善剂具有不等比例降低油水渗透率的作用，使流向出口端的水聚集在相渗透率改善剂段塞中或段塞的前缘，造成在岩心出口端水饱和度增加。在不同含水率下注入改善剂,含水率为88.3% 时相渗透率改善剂作用影响的区域高于含水为 98.4% 时的区域。因此，注入相渗透率改善剂时含水率低，相渗透率改善剂作用的区域范围大，含水饱和度最大值高，采收率提高幅度大。三、现场试验效果分析 3.1施工工艺 为保证效果，将其与压裂、堵水工艺相结合。以大庆油田第一采油厂北1-丁5-P34井为例，目的层PI1-2层厚10.1m，下部942.1945.3m含水饱和度最高，为63%

10、69.7%，中上部936.2942.1m含水饱和度为29.6%44.8%。为挖潜中上部剩余油，开展改善剂结合改善剂的性能特点，确定施工方案如下： a. 封堵葡1-2层 b. 向葡1-2层注入RPM c. 压裂葡1-2层 d. 沿压裂裂缝注入RPM3.1施工工艺 措施层产液剖面处理：设计注入堵剂25.0m3，封堵油层底部高渗部位,注入相渗透率改善剂120m3，对整个产液剖面进行相渗透率改善处理。 压裂施工：设计压裂液用量220 m3、石英砂37.0m3、树脂砂3.0m3，支撑裂缝长度65.2m。 裂缝相渗透率改善剂处理：设计相渗透率改善剂用量660m3，在压裂裂缝周围形成相渗透率改善剂处理带。3

11、.2 效果分析119198日产液(t)1.03.8日产油(t)综合含水(%)80154措施前措施后2.14135162.82.81.899.298.115497.91.11.3目 前累计增油1000t 同时,采出液化验分析表明,氯离子浓度从措施前537.9mg/L上升到904.5mg/L，矿化度由4115.7 mg/L上升至措施后的4956.8mg/L，说明油层中有新的部位得到动用。 四、结果与讨论 结论 、筛选出的改善剂体系包括聚合物,有机铬交联剂、稳定剂、桥联剂等,实验结果表明,相渗透率改善剂具有显著的不等比例降低油水渗透率的性能,水相渗透率降低幅度是油相渗透率降低幅度的倍 、相渗透率改善剂