海上油田深部調剖組合方式實驗優選*

曹偉佳 盧祥國 閆 冬 梁守成 呂 鑫 李 強

(1. 東北石油大學提高油氣采收率教育部重點實驗室 黑龍江大慶 163318； 2. 中海油田服務股份有限公司油田生產事業部 天津 300450；3. 海洋石油高效開發國家重點實驗室 北京 100028； 4. 中海油研究總院有限責任公司 北京 100028)

渤海油田具有儲層類型復雜、厚度大、非均質性嚴重、巖石膠結強度低、注入水礦化度高、單井注采強度較高和注采井距大等特點，在長期注入水沖刷作用下，油藏孔滲結構發生變化，注水井和油井之間的高滲條帶已逐漸形成，現階段SZ36-1、LD10-1和PL19-3等油田都已經進入中高含水開發期，因此要實現和保持年產3 000×104t油氣產量目標，就必須通過采油新工藝技術來實現老油田挖潛[1-3]。以SZ36-1油田為例，該油田目前已處于中高含水階段，剩余油主要分布在遠離注入井區域，原有調剖技術已難以滿足實際需求，深部調剖已經成為研究的重點[4-5]。

深部調驅技術包括交聯聚合物凝膠深部調剖技術、體膨顆粒深部調剖技術、GCD深部調驅技術等[6-8]。但深部調驅技術要求調剖劑能夠運移到地層深部，并且有效地封堵大孔道和高滲通道，單一類型調剖劑往往不能滿足要求，這就需要研發組合式調剖段塞來克服這些問題[9-11]。本文以高分子材料學、物理化學和油藏工程理論為指導，利用儀器檢測和物理模擬等技術手段，以聚合物凝膠和聚合物微球傳輸運移能力以及兩種不同調剖劑組合深部調剖效果等為評價指標，開展了聚合物凝膠和聚合物微球在大孔道的傳輸運移能力和對大孔道封堵能力測試，并對其組合深部調剖工藝效果進行了研究，為渤海油田深部調剖技術決策提供了實驗依據。

1 實驗條件

1.1 實驗材料

實驗用聚合物為大慶煉化公司生產的部分水解聚丙烯酰胺干粉(HPAM)，相對分子質量為1 900×104，固含量為90%；交聯劑為Cr3+交聯劑，由東北石油大學實驗室合成，有效含量為2.15%；聚合物微球為微米級微球，由中海油研究總院有限責任公司提供，有效含量100%。

實驗用油為SZ36-1油田原油，油藏溫度65 ℃條件下原油黏度為70 mPa·s。

實驗用水為SZ36-1油田注入水，水質分析見表1。

采用60 cm多測壓點長巖心進行注入能力實驗，巖心長×寬×高為60 cm×4.5 cm×4.5 cm，氣測滲透率為8 000 mD；除注入孔外，沿巖心長度方向在距注入端10、30、50 cm處布置3個測壓孔。為防止成膠過快堵塞斷面，每隔1 h重新配樣，這與礦場井筒降黏措施相一致。

表1 實驗用水水質分析

采用填砂管(向其中填入70目石英砂模擬大孔道)進行聚合物凝膠封堵實驗，采用澆筑巖心(氣測滲透率為3000 mD)進行聚合物微球封堵實驗。

采用石英砂環氧樹脂膠結人造巖心[12-14](圖1)進行調剖效果實驗，巖心長×寬×高為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，高滲透層氣測滲透率3 000 mD、高度22.5 mm，低滲透層氣測滲透率300 mD、高度22.5 mm。為模擬地層中大孔道情形，在高滲透層中布置一孔徑5mm貫穿孔眼，向貫穿孔眼中填入70目石英砂，模擬大孔道的滲透率可達15 000 mD。

圖1 層內非均質方巖心結構示意圖

1.2 實驗設備

聚合物凝膠和聚合物微球溶液配制和儲存的儀器設備包括HJ-6型多頭磁力攪拌器、電子天平、燒杯、試管和HW-ⅢA型恒溫箱等。聚合物溶液剪切作用測試采用Waring攪拌器(7速、1檔，剪切20 s)。聚合物溶液和聚合物凝膠黏度測試采用布氏黏度計，聚合物微球粒徑測試采用生物顯微鏡。巖心驅替實驗設備主要包括平流泵、壓力傳感器、手搖泵和中間容器等，除特殊說明外，巖心驅替實驗速度為0.3 mL/min。除平流泵和手搖泵外，其他部分置于65 ℃恒溫箱內。

1.3 實驗方案

1.3.1注入能力實驗

1)向巖心中注入1.2 PV弱凝膠，記錄入口端和其余3個測壓點壓力變化情況，候凝12 h，后續水驅至各個測壓點壓力穩定，記錄壓力變化情況。

2)向巖心中注入1.2 PV強凝膠，記錄入口端和其余3個測壓點壓力變化情況，候凝12 h，后續水驅至各個測壓點壓力穩定，記錄壓力變化情況。

3)向巖心中注入1.2 PV聚合物微球，記錄入口端和其余3個測壓點壓力變化情況，緩膨8 d，后續水驅至各個測壓點壓力穩定，記錄壓力變化情況。

1.3.2封堵能力實驗

1) 采用柱狀填砂管(內部尺寸2.5 cm×30 cm)，向其中填入石英砂，用來模擬高滲條帶滲透率，分別注入約2 PV弱凝膠和強凝膠，候凝12 h，后續水驅至壓力穩定；

2) 向澆筑方巖心中注入1.2 PV聚合物微球(配制好微球須立即注入，濃度為5 000 mg/L)，緩膨8 d，后續水驅至壓力穩定。

1.3.3分級組合深部調剖體系調剖效果測試

1) 孔眼封堵長度優化。

將層內非均質巖心抽真空，然后飽和水，之后再飽和油，靜置24 h。水驅至含水70%，再向巖心孔眼中分別注入1/2、1/3和1/4倍孔眼體積弱凝膠，候凝12 h，后續水驅至含水95%，計算最終采收率，選取最佳注入孔眼體積。

2) 調剖劑多級組合調驅效果測試。

①將層內非均質巖心抽真空，然后飽和水，之后再飽和油，靜置24 h。水驅至含水70%，再向巖心孔眼中注入1/2倍孔眼體積弱凝膠，再注入1/2倍孔眼體積強凝膠，候凝12 h后注入0.1 PV聚合物微球，緩膨8 d，直接后續水驅至含水95%，計算最終采收率。

②按照上述方法，水驅至含水70%，再向巖心孔眼注入1/2優化注入孔眼體積強凝膠，再注入1/2優化注入孔眼體積弱凝膠，候凝12 h后注入0.1 PV聚合物微球，緩膨8 d，直接后續水驅至含水95%，計算最終采收率。

2 結果分析

2.1 分級調剖體系基本性能評價

2.1.1聚合物凝膠成膠效果評價

采用模擬注入水配制強凝膠和弱凝膠。配制弱凝膠時，聚合物濃度為3 000 mg/L，交聯劑濃度為2 000 mg/L；配制強凝膠時，聚合物濃度為4 000 mg/L，交聯劑濃度為3 000 mg/L；混合均勻后用Waring攪拌器進行預剪切。油藏溫度65 ℃條件下，聚合物凝膠黏度與時間關系測試結果見表2。

表2 實驗用聚合物凝膠黏度測試結果

從表2可以看出，在聚合物和交聯劑濃度一定的條件下， 2種聚合物凝膠黏度在初期均增加緩慢，當放置時間達到1.5 h時，聚合物凝膠黏度迅速增加，并且強凝膠黏度增加幅度更大，表明此時聚合物分子鏈與交聯劑間發生了交聯反應。由此可見，強凝膠與弱凝膠的成膠速度差距不大，只是成膠強度相差較大。從表2還可以看出，聚合物凝膠初始黏度低，成膠后強度高，可避免進入中低滲透層，因此聚合物凝膠可以作為一級調剖段塞。

2.1.2聚合物微球緩膨效果評價

利用金相顯微鏡對聚合物微球初始粒徑進行測試(采用無水乙醇作為介質)，然后用模擬注入水配制微球溶液(濃度為5 000 mg/L)，混合均勻后用Waring攪拌器進行預剪切，置于65 ℃保溫箱中。一定時間后取出少量樣品，用顯微鏡觀測微球外觀尺寸，聚合物微球粒徑與水化時間的關系見圖2。從圖2可以看出，聚合物微球吸水后開始膨脹，初期膨脹速度較快，水化時間達到2 d時微球粒徑由8.45 μm增大到27.14 μm，水化時間達到15 d后聚合物微球粒徑變化幅度較小。

圖2 聚合物微球粒徑與水化時間關系

2.2 傳輸運移能力測試

聚合物凝膠和聚合物微球注入和后續水驅實驗過程中注入壓力與PV數關系見圖3。

從圖3可以看出，聚合物凝膠體系注入巖心過程中入口處和測壓點1處壓力上升明顯，其中入口處壓力上升最快，測壓點1處壓力升幅較小，測壓點2、3處壓力明顯低于前兩個壓力，說明聚合物凝膠注入過程中已經開始交聯反應，形成了“區域性”網狀聚合物分子聚集體。由此可見，聚合物凝膠在傳輸運移過程中大部分滯留在巖心前端(占整個巖心長度的1/5～1/4)，而中后端滯留量較少，說明聚合物凝膠主要用來封堵近井地帶，并不適于開展深部調剖。在聚合物微球注入過程中，入口端處壓力呈現升高趨勢，測壓點1、2處壓力升高時間較晚，但升幅也較為明顯，測壓點3處壓力升幅較小。在后續水驅過程中，入口端和測壓點1、2處壓力升幅較大，說明此處聚合物微球滯留量較多，而測壓點3處滯留量較少。

圖3 聚合物凝膠、微球注入壓力與PV數關系

對比發現，在注入過程中，聚合物凝膠大部分滯留在巖心前端；而對于聚合物微球，不僅注入壓力較低，而且可運移到巖心中部，具有較強的傳輸運移能力，適合基質部分深部調剖。

2.3 封堵效果測試

2.3.1聚合物凝膠封堵能力測試

聚合物凝膠注入填砂管模型過程和后續水驅結束時阻力系數、殘余阻力系數和封堵率實驗結果見表3，實驗過程中注入壓力與PV數關系見圖4。從表3可以看出，弱凝膠與強凝膠體系都可以對高滲透條帶(氣測滲透率為15 000 mD)實施有效封堵，封堵率接近100%。從圖4可以看出，凝膠體系注入巖心過程中，注入壓力持續升高，剪切作用增強，這會給孔隙內成膠效果帶來不利影響。當后續水驅達到4 PV后，注入壓力趨于穩定并維持在0.5 MPa以上，表明2種凝膠體系在巖心多孔介質內形成了有效滯留，大幅度降低了孔隙過流端面和滲透率，產生了較好的封堵效果。

表3 聚合物凝膠阻力系數、殘余阻力系數和封堵率實驗數據

圖4 聚合物凝膠注入壓力與PV數關系

2.3.2聚合物微球封堵能力測試

聚合物微球注入澆筑巖心過程和后續水驅的阻力系數、殘余阻力系數和封堵率實驗結果見表4，實驗過程中注入壓力與PV數關系見圖5。從表4和圖5可以看出，聚合物微球注入過程中注入壓力呈現逐漸升高態勢，后續水驅階段壓力先升高后下降，最終趨于穩定，并且高于注入微球時的壓力，說明聚合物微球在多孔介質內產生了水化膨脹現象，達到了良好的封堵效果，因此微球可對基質部分(氣測滲透率5 000 mD)進行深部調剖。但是，微球作為分散相體系在多孔介質內并不穩定，后續水沖刷能夠驅出部分微球而使注入壓力產生下降。

表4 聚合物微球阻力系數、殘余阻力系數和封堵率實驗數據

圖5 聚合物微球注入壓力與PV數關系

2.4 調剖效果測試

2.4.1孔眼封堵長度優化

聚合物弱凝膠注入段塞尺寸對最終采收率影響的實驗結果見表5。從表5可知，隨著聚合物凝膠注入段塞尺寸(孔眼體積)增加，采收率增加，從技術經濟方面考慮，聚合物凝膠注入段塞尺寸取1/3～1/2孔眼體積為宜。考慮到礦場大孔道發育較為嚴重，最終選定注入1/2孔眼體積。

表5 聚合物弱凝膠注入段塞尺寸對采收率的影響

注：1/2孔眼體積≈3.0 mL；1/3孔眼體積≈2.0 mL；1/4孔眼體積≈1.5 mL。

2.4.2調剖劑多級組合調驅效果測試

調剖體系注入段塞順序對最終采收率影響的實驗結果見表6。從表6可知，在調剖劑注入段塞尺寸相同條件下，采取先注入弱凝膠、再注入強凝膠的方式，對于提高采收率的程度要好于相反的注入方式。實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與PV數關系見圖6。

表6 調剖劑組合方式對采收率的影響

圖6 兩種組合方式注入壓力、含水率、采收率與PV數關系

從圖6可以看出，調剖劑注入階段，注入壓力迅速上升，含水率下降，采收率迅速增加。后續水驅階段，注入壓力下降，最終保持平穩，含水率上升，采收率曲線變緩。進一步觀察可以發現，采用“弱凝膠+強凝膠+聚合物微球”的組合方式，采收率增幅最高,可提高22.5個百分點。這是因為所注入的聚合物凝膠段塞首先進入填砂孔眼(大孔道)，而弱凝膠中聚合物與交聯劑濃度較低，成膠強度相對較低，有助于向出口端推進，有效減弱“端面效應”現象，達到深部調剖的目標，后續聚合物微球發生液流轉向，進入巖心基質部分產生封堵，進一步提高采收率。因此，推薦此組合方式進行海上油田深部調剖。

3 結論

聚合物微球在注入巖心過程中，注入壓力較低，可運移到巖心中部，具有較強的傳輸運移能力，并且可在儲層深部孔隙內緩膨，適宜基質孔隙封堵和深部液流轉向。與聚合物微球相比，聚合物凝膠體系傳輸運移能力較差，但封堵作用較強，適宜近井地帶大孔道或特高滲透條帶封堵。采取“弱凝膠+強凝膠+聚合物微球”的二級調驅段塞最終提高采收率幅度較大，較水驅階段可提高22.5個百分點，增油降水效果較優，推薦此組合方式進行海上油田深部調剖。