辽河油田J16区块化学驱体系优化与高含水期非均质油藏提高采收率研究

《ACS Omega》：Optimization of Chemical Flooding Injection System and Enhanced Oil Recovery after Water Flooding in Block J16, Liaohe Oilfield

本文针对辽河油田J16区块中高渗油藏水驱后存在的强非均质性和高渗通道优势流问题，系统研究了聚合物（L-PAM）+表面活性剂（S）二元复合体系与加入预交联凝胶颗粒（PPG）的非均相复合体系的驱油性能。通过三维物理模拟实验证实，非均相+二元复合体系通过物理封堵和流线转向显著改善液流剖面，最终采收率达77.75%，较水驱提高28.7%，为强非均质油藏化学驱优化提供实验依据。

　　

引言

随着油田开发深入，辽河油田J16区块等多数老油田已进入高含水期，综合含水率通常超过90%。长期水驱加剧储层非均质性，形成优势渗流通道，导致常规水驱难以有效动用分散残余油。化学驱作为提高采收率的关键技术，聚合物驱通过增加注入相粘度改善油水流度比，但强非均质储层中仍存在剪切降解、吸附滞留等局限。针对水驱后残余油分布复杂化，学者们开展了预交联凝胶颗粒（PPG）等调驱技术研究，但其在三维尺度下对不同复合体系的驱油效率机制评价仍显不足。

实验部分

研究采用辽河油田勘探开发研究院提供的聚合物（L-PAM，分子量25×10⁶Da）、表面活性剂和PPG（粒径0.15–0.20 mm），模拟地层水矿化度2749 mg/L。通过粘度增能性、耐温性、抗盐性、抗剪切性、长期稳定性等测试表征材料性能：L-PAM溶液在65°C、2000 mg/L浓度下粘度达52 mPa·s，70天老化后粘度保留率36.92%；二元体系界面张力降至10^–2mN/m量级；加入PPG后复合体系储能模量（G′）和损耗模量（G″）显著提升。驱油实验采用60 cm×60 cm×4.5 cm三层非均质物理模型（渗透率级差1000/2000/3500×10^–3μm²），对比二元驱、非均相复合驱和调驱+二元驱三种方案。

结果与讨论

驱油效率评价

三维物理模型实验表明，非均相复合体系表现最优：化学驱阶段提高采收率28.70%，最终采收率77.75%，含水率最大降幅36.49%。二元驱和调驱+二元驱分别提高采收率20.63%和24.57%。动态生产曲线显示，PPG通过封堵高渗层实现深部液流转向，聚合物改善流度比扩大波及体积，表面活性剂降低界面张力提高洗油效率。

平面饱和度分布

实时含油饱和度监测表明，水驱后高渗层形成优势通道，中低渗层剩余油富集。化学驱后，非均相体系使高、中、低渗层波及效率分别提高10.69%、28.50%和37.19%，采收率分别达89.49%、83.14%和71.02%。饱和度分布演变证实复合体系通过“PPG调剖-聚合物扩扫-表面活性剂乳化”协同作用，实现剖面改善与微观驱油双增效。

结论

L-PAM具备良好的增粘性、耐温抗盐性和长期稳定性；PPG增强体系粘弹性，二元体系实现超低界面张力。三维实验证实非均相复合驱能有效封堵高渗通道，提高中低渗层液流能力，是实现强非均质油藏化学驱最优化的技术方案。