紅崗高臺子區塊低滲裂縫性油藏復合調驅工藝室內試驗研究

王蘭，王健，方位 （油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室 （西南石油大學），四川 成都610500）

馬超 （中石油吉林油田分公司新民采油廠，吉林 松原131500）

蔣婧 （中石化天津液化天然氣有限責任公司，天津300457）

大量的國內外研究和現場應用實踐表明［1～4］，對于低滲透裂縫性油藏，可采用 “預交聯顆粒＋聚合物凝膠＋孔喉尺度微球”復合深部調驅技術。預交聯顆粒能夠吸水膨脹［5～7］，通過不同粒徑組合，有效封堵大裂縫和出水大孔道，使注入水發生流向改變，顯著提高波及效率；聚合物凝膠強度適中，能夠發揮深部流體改向和流度控制作用，改善流度比，有效調整平面矛盾［6］；納米微球具有黏彈性，在油藏孔喉中具有封堵、變形、運移、再封堵的特性，可實現從水井到油井的全過程調驅驅油［8，9］。

紅崗油田高臺子油藏頂面構造形態為一近南北走向的長軸背斜構造，軸向北北東向 （NE15°）。高臺子油藏頂面構造斷層不發育，其西側發育的紅崗逆斷層。儲層平均滲透率45mD，平均孔隙度18．60%，孔隙半徑2．25μm，屬低滲透裂縫性油藏。為此，筆者通過篩選凝膠配方并對復合調剖體系的工藝參數進行室內試驗研究，優選出適合調剖高臺子低滲裂縫型油藏的復合體系。

1 試驗儀器與藥品

1．1 儀器

旋轉黏度儀Brookfield Synchro－Lectric Digital Viscometer（美國制造）；電熱鼓風恒溫干燥箱 （CS1013型，重慶試驗設備廠制造）；精密天平Sartorius（德國制造）；調速攪拌器 （S7401－Ⅱ型電動攪拌器）；磨口燒瓶、燒杯、滴管、玻璃棒、移液管、量筒、磁力攪拌器等。

1．2 藥品

預交聯顆粒SD－410系列 （粒徑0．5～1mm 與1～3mm 的顆粒以1∶1混合使用）；弱凝膠；孔喉尺度微球DS－320 （微米級）。

2 弱凝膠配方篩選

2．1 主劑HPAM 濃度篩選

保持交聯劑C、調節劑TJ、除氧劑LN 濃度各為100mg／L 不變，試驗溫度65℃，調節聚合物濃度，觀察聚合物濃度對凝膠體系成膠性能的影響，結果見表1。由表1可以看出，該體系成膠時間長，強度適合。當聚合物HPAM 濃度在1000～1400mg／L 時，成膠時間可調，且穩定性能好，不易脫水。結合實際條件和要求，選取聚合物HPAM 濃度為1000mg／L。

表1 聚合物濃度對體系成膠性能的影響

2．2 交聯劑C濃度篩選

保持聚合物濃度為1000mg／L、調節劑TJ濃度為100mg／L和除氧劑LN 濃度為100mg／L。交聯劑C濃度對體系成膠性能的影響見表2。由表2可以看出，交聯劑C濃度越高，成膠時間越快，但是容易脫水，穩定性能變差。濃度在100～120mg／L時，成膠時間可調，穩定性能好，強度合適。結合實際情況，選擇交聯劑C濃度為100mg／L。

表2 交聯劑C濃度對凝膠性能的影響

2．3 調節劑TJ濃度篩選

保持聚合物HPAM 濃度為1000mg／L、除氧劑LN 濃度為100mg／L 和交聯劑C 濃度為100mg／L。調節劑TJ濃度對凝膠的影響見表3。與交聯劑C對比，調節劑TJ對 （初始）成膠時間的促進作用影響很大，但隨著調節劑TJ濃度增加，凝膠成膠強度變大的同時，穩定性也變差。綜上，選擇調節劑TJ濃度為100mg／L。

表3 調節劑TJ濃度對凝膠性能的影響

2．4 除氧劑LN 濃度篩選

保持聚合物HPAM 濃度1000mg／L、交聯劑C濃度100mg／L 和調節劑濃度100mg／L。調整除氧劑LN 濃度分別為0、50、100、150 和200mg／L，配置不同的小樣放置于65℃的恒溫箱中，成膠情況見表4。

未加入除氧劑時，成膠強度雖然能符合調驅需要，但穩定性較差。當除氧劑硫脲濃度為100mg／L時，體系成膠強度高，形成的凝膠體系穩定性好。當除氧劑濃度大于100mg／L時，成膠強度和穩定性變化不大。因此，從經濟的角度考慮選擇除氧劑濃度為100mg／L。

綜合以上配方優選試驗，可以得出調驅體系的優化配方為：聚合物HPAM 濃度1000mg／L＋交聯劑C 濃度100mg／L＋調節劑TJ 濃度100mg／L＋除氧劑LN 濃度100mg／L，在65℃條件下，初始黏度為46．5mPa·s，54h成膠 （見圖1），90d后未水解，穩定性較好。

表4 除氧劑LN 濃度對凝膠性能的影響

3 注入方式對調剖效果影響研究

按“顆粒＋凝膠＋微球”組合順序，進行雙管巖心流動試驗，測其剖面改善率及提高采收率，結果見表5。

圖1 凝膠成膠實物圖

表5 顆粒＋凝膠＋微球吸水剖面改善率及提高采收率測定

按“凝膠＋顆粒＋微球”組合順序，進行雙管巖心流動試驗，測其剖面改善率及提高采收率，結果見表6。

表6 凝膠＋顆粒＋微球吸水剖面改善率及提高采收率測定

由表5、表6數據可以看出，先注入預交聯顆粒和先注入凝膠2種注入方式的采收率不同。在段塞尺寸相同的情況下，由總提高采收率對比可知先注入預交聯顆粒的注入方式比先注入弱凝膠的注入方式效果更好，其主要原因是將顆粒作為第1段塞，能夠首先封堵大孔道，減少后續注入凝膠的漏失。

因此，注入方式選擇為 “顆粒＋凝膠＋微球”。

4 段塞尺寸對調剖效果影響研究

4．1 顆粒＋不同段塞凝膠組合驅油試驗

試驗采用的預交聯顆粒為1＃顆粒和2＃顆粒按1∶1組合，注入量固定為0．05PV。凝膠注入量分別為0．1、0．2和0．3PV，預交聯顆粒與凝膠段塞尺寸對調驅效果的影響規律見表7。試驗結果表明，若單獨注入預交聯顆粒，提高采收率幅度較小，為5．46%，調驅效果不明顯。隨著凝膠注入段塞尺寸的增加，提高采收率幅度增加，調驅效果漸趨明顯。當注入段塞尺寸增加到0．1PV 時，提高采收率增加幅度為1．75%；從0．1PV 增加到0．2PV 時，提高采收率幅度又增加4．86%；從0．2PV 增加到0．3PV 時，提高采收率幅度增加0．83%，此時提高采收率與剖面改善程度已經明顯減小。根據調驅效果和經濟等因素綜合考量，選取預交聯顆粒注入段塞尺寸為0．05PV，凝膠注入段塞尺寸為0．2PV。

表7 顆粒＋凝膠注入段塞尺寸對調驅效果的影響

4．2 顆粒＋凝膠＋不同段塞微球組合驅油試驗

首先注入0．05PV 的預交聯顆粒，再注入0．2PV 凝膠體系，然后分別注入0．1、0．3和0．5PV 濃度為2000mg／L的孔喉尺度微球，最后進行連續后續水驅至不出油，計算最終采收率，結果如表8 所示。表8 結果表明，注入0．05PV預交聯顆粒和0．2PV 的凝膠后，再注入一定量的孔喉尺度微球，調驅效果進一步改善，采收率幅度提高；當注入0．3PV 微球時，調驅效果提高幅度最大。因此，選擇孔喉尺度微球注入段塞為0．3PV。

綜上，復合調驅體系組成為0．05PV 預交聯顆粒、0．2PV 凝膠和0．3PV 微球，段塞總尺寸為0．55PV。

表8 凝膠／不同段賽微球組合驅油試驗結果

5 復合體系室內評價試驗

5．1 抗剪切性評價

通過2組并聯管巖心流動試驗，將填砂管飽和水之后，注入將復合調驅劑，最后進行后續水驅，測定剖面改善率。其中，一組試驗用攪拌器以1500r／min的轉速對凝膠進行剪切處理1min，另一組不進行剪切處理。試驗結果見表9。由表9可以看出，注入未剪切的復合調驅劑，提高采收率為13．96%，而注入剪切的復合調驅劑，提高采收率為12．28%，仍具有良好的提高采收率的效果。由此可見復合調驅體系具有良好的抗剪切性。

表9 剪切對復合調驅劑封堵強度的影響

5．2 沖刷穩定性評價

采用單管巖心流動試驗，考察復合調驅體系的耐沖刷能力。先將飽和了油的填砂管水驅至含水極限，注入復合調驅劑，靜置于65℃烘箱3d；然后進行后續水驅，考察后續水對調驅劑的沖刷。試驗用巖心滲透率為863mD。試驗結果如圖2。

由圖2可以看出，在注水沖刷過程中最高壓力可達到7．945MPa；連續注水60min后，壓力隨注入體系體積的增加呈現較小的波動，說明復合調驅體系的耐沖刷性能良好，能夠滿足油藏調驅要求。

6 結論

1）針對高臺子油藏條件，篩選出凝膠體系配方為：聚合物HPAM 濃度1000mg／L＋交聯劑C 濃度100mg／L＋調節劑TJ濃度100mg／L＋除氧劑LN 濃度100mg／L。

2）通過比較不同的注入方式對剖面改善率和提高采收率的影響，注入方式選擇為 “顆粒＋凝膠＋微球”的注入順序，顆粒可以預先封堵大裂縫、大孔道，減少凝膠和微球的漏失，提高凝膠和微球的作用效果。

3）進行了多組雙管巖心試驗，設計復合調驅體系組成為0．05PV 預交聯顆粒、0．2PV 凝膠和0．3PV 微球，段塞總尺寸為0．55PV，在滲透率分別為2142mD／654mD 的雙管巖心中，采用該復合調驅體系，提高采收率達到15．01%。

4）試驗結果表明注入未剪切的復合調驅劑，提高采收率為13．96%，而注入剪切的復合調驅劑，提高采收率為12．28%，仍具有良好的提高采收率的效果。由此可見復合調驅體系具有良好的抗剪切性。

5）由水驅沖刷穩定性試驗結果可以看出，復合調驅體系的耐沖刷性能良好，復合調驅體系能夠滿足油藏調驅要求。

圖2 復合調驅劑耐沖刷性評價

［1］王俊魁，朱麗俠，俞靜．裂縫性低滲透油藏注水方式的選擇 ［J］．大慶石油地質與開發．2004，23 （4）：84～86．

［2］羅憲波，蒲萬芬，武海燕，等．新型裂縫性低滲透油藏堵水劑的研制 ［J］．石油鉆采工藝，2005 （1）：54～57，84．

［3］郝明強，胡永樂，劉先貴．裂縫性低滲透油藏特征綜述 ［J］．特種油氣藏，2007 （3）：37～38

［4］白金蓮．特低滲透裂縫性油藏深部調剖技術研究 ［D］．成都：西南石油大學，2009．

［5］許耀波．特低滲透裂縫性油藏多功能復合調驅技術研究 ［D］．北京：中國石油大學，2009．

［6］王倩．低滲油藏表面活性劑驅降壓增注及提高采收率試驗研究 ［D］．北京：中國石油大學，2010．

［7］李大勇．低滲水敏性油藏滲流機理試驗研究 ［D］．西安：西安石油大學，2011 ．

［8］Mack J C，Smith J E．In－Depth Colloidal Dispersion Gels Improved Oil Recovery Efficiency ［J］．SPE／DOE27780，1994．

［9］Mannon，Wet．Experiments on Effect of Water Injection Rate on Imbibition Rate in Fractured Reservoir［J］．SPE4101，1972．