深部調驅體系適應性及現場應用

劉家林，劉 濤

1. 中國石油遼河油田分公司勘探開發研究院；2. 中國石油遼河油田分公司茨榆坨采油廠：遼寧盤錦 124010

遼河油田稀油、高凝油、普通稠油油藏注水開發區塊已經進入高含水期，含水普遍高達90%以上，同時由于在平面上、縱向上、層間、層內等存在的地層矛盾，導致在地層中形成水流優勢通道，使注水液流過早地指進、水串，使一些油井早見水或者水淹，水驅效率低或者無法生產。深部調驅技術可改善注水通道的液流方向，提高波及效率和驅油效率，可進一步提高采收率。通過“十二五”期間適應深部調驅區塊的篩選，遼河油田共有71個單元區塊，地質儲量3 400×105t，可提高原油采收率5%，增加可采儲量1 700×104t。按照遼河油田“十二五”的規劃，已經進行了100多個井組規模的深部調驅的礦場試驗，取得了很好的效果。現就二十多年來遼河油田已經開展的深部調驅現場實施效果進行全面總結，為今后遼河油田深部調驅大規模的現場應用提供借鑒。

1 遼河油田可實施深部調驅區塊概況

遼河油田的地質條件非常復雜，是具有多斷塊、多斷裂、多套復合油層、多種儲層巖性、多種油品性質的復式油氣區。符合深部調驅的區塊按油品分為稀油、普通稠油、高凝油區塊；按照油藏類型分為中高滲透沙礫油藏、低滲透沙礫油藏、裂縫性碳酸鹽油藏和復雜巖性油藏等[1]。

目前大部分油田已經進入中高含水期，含水高達90%以上，隨著采出程度的加大，綜合含水不斷升高，采出難度越來越大。通過借鑒國內外相關研究成果，遼河油田制定了深部調驅區塊篩選初選標準，具體參數見表1。按照該標準遼河油田有12個注水主力區塊適宜深深部調驅，各區塊的油藏地質參數見表2。

表1 遼河油田深部調驅區塊初選標準

遼河油田注水開發的主力區塊主要集中在中高滲透沙礫油藏，占深部調驅區塊的70%以上，另外低滲裂縫性等復雜油藏占30%。按原油的油品分類如下：

1)稀油油藏。稀油油藏是油田注水開采的主力區塊，占遼河油田水驅總儲量的72%。地層溫度在55～70 ℃,原油黏度在80 mPa·s以下，平均滲透率一般在300×10-3～750×10-3μm2，滲透率最高可達1 800×10-3μm2，孔隙度一般在17%～29.8%，原油含水高，采出程度也高，是遼河油田深部調驅的主要區塊，主要集中分布在曙光、興隆臺、錦州、茨榆坨等采油廠，分別是龍11、清5、曙2-6-6、曙4-7-14、沈67等區塊。在這類區塊中還存在著低滲裂縫性油藏，主要集中在茨榆坨采油廠的包1塊、包14塊,地層滲透率只有30×10-3μm2左右。

2)高凝油油藏。高凝油油藏占遼河油田水驅總儲量的16%，主要集中在遼河油田沈陽采油廠的沈84-安12塊，該區塊是遼河油田主要的高凝油生產基地，高凝油產量占遼河油田高凝油產量的80%以上，原油含蠟量在31.73%～39.59%，凝固點在46～50 ℃，析蠟點在51.60～68.8 ℃,平均析蠟點在65.65 ℃[2],原油黏度在0.5～6 mPa·s。

3)普通稠油油藏。普通稠油油藏占水驅總儲量的12%，主要集中在金海油田的海1、海31塊，錦州采油廠的錦99塊，地層溫度在51～70 ℃,原油黏度在82.5～229 mPa·s，地層滲透率在536×10-3～3 226×10-3μm2，是典型的中高滲大孔細喉型油藏。

表2 遼河油田深部調驅主力區塊油藏地質參數

遼河油田油藏地質條件復雜，稀油、高凝油、普通稠油、低滲裂縫性油藏并存，采用單一凝膠體系無法滿足油藏的地質條件，必須針對油藏地質條件個性化設計配方體系，以達到深部調驅的目的。

2 調驅體系的適應性

目前遼河油田采用的調驅體系多為凝膠類，兼用可動微凝膠(SMG)和體膨顆粒等調驅體系。主要應用有機鉻凝膠類和酚醛凝膠類體系，各調驅體系的調驅機理、優缺點和適用條件見表3。

表3 不同深部調驅體系的適應條件及實施區塊

由于受油藏環境條件如溫度、滲透率、礦化度、裂縫、pH等因素的影響，所采用的深部調驅配方體系有所差異。

1)油藏地層水礦化度高，要求深部調驅體系有較好的耐高鹽穩定性能，并且配制水中不含影響成膠的Fe2+、S2-等，配制水中S2-的質量濃度為3 mg/L時體系難以成膠[3]。適合采用體膨顆粒、柔性顆粒和SMG等不受礦化度影響的凝膠體系。

2)有機鉻凝膠體系適用溫度為30～80 ℃，比較適合中低溫度油藏，高于80 ℃時有機鉻凝膠體系容易破膠、脫水；酚醛體系在55 ℃以上才能夠成膠，低于55 ℃時不發生聚合反應，適宜溫度在60～120 ℃。

3)油藏低滲、低孔隙度對凝膠調驅體系的要求比較高。由于低滲、低孔隙度，凝膠強度不宜過高，否則容易造成凝膠體系堵塞地層，同時調驅體系必須有很好的抗剪切能力。不適合采用體膨顆粒、柔性顆粒等大粒徑的顆粒型凝膠體系，而應采用SMG、聚合物微球等類納米級顆粒型凝膠體系,同時要重點考慮粒徑與孔喉半徑的配比。

4)裂縫油藏是深部調驅中難度最大的，裂縫性油藏的開采通常都伴隨著低滲透油層，主要包括人工裂縫和天然裂縫，既要使凝膠體系封堵裂縫，做到裂縫“堵而不死”，又要能夠使凝膠波及到介質中。要求凝膠強度適中，一般采用聚合物凝膠+體膨顆粒或柔性顆粒等復合凝膠體系作為前置段塞,后續采用SMG、弱凝膠作為主段塞。

5)高滲透油藏是油田的主力區塊,約占50%以上，由于長期注水采出程度高，地層中已經形成水流優勢通道，低強度的凝膠體系難以封堵高滲透層，必須采用高強度的凝膠體系+體膨顆粒或柔性顆粒作為前置段塞，以中等強度的凝膠體系作主段塞聯合使用。

3 深部調驅常用凝膠體系

深部調驅技術已經在遼河現場應用20年，各種凝膠體系都有所應用，其中有機鉻凝膠、酚醛凝膠體系和體膨顆粒在遼河油田得到了廣泛應用，改善波及效率的效果比較明顯，是遼河油田主要采用的凝膠深部調驅劑。

3.1 酚醛凝膠體系

聚合物分子鏈段中的—CONH2與有機交聯劑發生脫水縮合反應得到酚醛凝膠體系。交聯劑必須具有2個或者2個以上的反應活化點，一般選擇多官能團短鏈有機物作為交聯劑，交聯劑主要為乙二醛、間苯二酚、苯酚、甲醛、烏洛拖品等。酚醛凝膠體系的合成主要受聚合物和交聯劑的用量、溫度、pH等因素的影響，一般選擇聚丙烯酰胺作為主劑，質量濃度為1 000～3 000 mg/L，酚醛交聯劑的質量濃度為200～3 000 mg/L，形成的凝膠黏度在1 000～10 000 mPa·s，凝膠的彈性模量通常為0.1～10 Pa。溫度低于55 ℃時酚醛凝膠體系不發生反應，因此在選擇該體系時，應考慮油藏溫度，同時該凝膠體系成膠強度大，中低滲透率油藏應慎用。

3.2 有機鉻凝膠體系

有機鉻交聯體系的制備主要是通過Cr3+與HPAM的交聯反應，具有延遲交聯性，其延遲交聯作用的機理是HPAM分子中的—COOH官能團與配位體(L)爭奪Cr3+，配位體濃度增加，增強了配位體與—COOH爭奪Cr3+的能力，減緩了交聯反應速度，有利于形成絡合物，而不利于形成交聯凝膠體系。由于Cr3+與—COOH官能團間的反應是以配位鍵形式結合，反應所需的活化能低，在較低的溫度下即可反應，反應速度快，成膠時間短，可通過調節配位體濃度控制成膠時間。鉻凝膠調驅體系主要有有機鉻和無機鉻體系，由聚合物和交聯劑通過分子間交聯形成凝膠，一般選擇聚丙烯酰胺作為主劑，質量濃度為500～3 000 mg/L，交聯劑主要為醋酸鉻、乳酸鉻等，質量濃度為300～2 000 mg/L，凝膠體系黏度在1 000～10 000 mPa·s，凝膠彈性模量通常在0.1～10 Pa。該體系要求的地層溫度高于30 ℃，現場施工方便，污染少，目前有機鉻凝膠體系已經在油田得到大規模推廣應用。

3.3 膠態分散凝膠(CDG)體系

膠態分散凝膠為聚合物和交聯劑形成的非網絡結構的分子內交聯凍膠體系， 交聯反應主要發生在分子內的各交聯活性點之間，以分子內交聯為主，形成分散的凝膠。該體系聚合物的質量濃度為200～500 mg/L，交聯劑為檸檬酸鋁，質量濃度為200～500 mg/L，凝膠體系的黏度在500 mPa·s以下。2001年遼河油田在海外河油田的海1塊海23、海8-17井組開展了聚丙烯酰胺與檸檬酸鋁調驅體系的注入，采用的配方體系為225 mg/L HPAM+300 mg/L交聯劑，海23、海8-17井組的注入量分別為0.2 PV和0.15 PV，海23、海8-17井組分別增油3 182 t和1 302 t，取得了較好的效果[4]。但在遼河油田的龍11、茨34塊應用效果較差，投入產出率低。主要原因是CDG 的耐鹽性能差，成膠條件苛刻，封堵程度低，目前油田已經不采用該體系，國內對該技術的研究與應用幾乎處于停滯狀態[5-9]。

3.4 SMG體系

這是近年來發展起來的一種新型深部調驅技術，由韓大匡院士提出[10]。該調驅劑依靠納米級、微米級、亞毫米級遇水可膨脹的微凝膠逐級封堵地層孔喉，實現在油藏深部液流轉向以擴大水驅波及體積的目的。SMG是由丙烯酰胺、N，N′-亞甲基雙丙烯酰胺等共聚形成的預交聯凝膠，礦場應用可直接采用污水配液，具有耐溫抗鹽、耐剪切的優點。新型調驅劑SMG的調驅機理與體膨顆粒調驅劑既相似又不同。相似之處是顆粒均在水中膨脹，油中不發生變化。SMG的封堵作用主要是在微觀上對孔喉形成暫堵-突破-再暫堵，增加微觀波及體積，SMG 在粒徑上與體膨顆粒調驅劑不同，前者粒徑一般在毫米至納米級，遇水膨脹后粒徑為幾毫米到幾百納米，能夠進入油藏的深部，而體膨顆粒的粒徑較大，用于封堵近井地帶。該體系可以有效封堵中低滲透率層[11]，對于滲透率高于100×10-3μm2的油藏效果較差[12]。在遼河油田的沈84-安12塊實施10個井組的油田先導試驗，增加原油產量近1.1×103t，取得了較好的效果。在遼河油田海南3塊開展與甜菜堿表面活性劑復合驅試驗，2井組試驗區增產原油10 kt以上[13]。長慶姬塬油田儲層滲透率為1.63×10-3μm2，孔隙度為12%，現場實施5井組深部調驅試驗，單井注入3 300 m3，質量濃度為3 000 mg/L，增產原油906 t。目前SMG深部調驅技術已經在長慶油田低滲透油藏得到廣泛的推廣應用[14-15]，是低滲透油藏開展深部調驅提高原油采收率的主要技術之一。

3.5 體膨顆粒凝膠體系

預交聯體膨顆粒是聚合物單體、交聯劑及添加劑在一定的反應條件下交聯成的高聚物，是一種強吸水性樹脂顆粒，遇水膨脹，主要是針對非均質性強、高含水、大孔道發育的油田改善水驅開發效果而研發。體膨顆粒使后續注入水分流轉向，有效改變地層深部長期水驅而形成定勢的壓力場和流線場， 達到實現調剖、提高波及體積、改善水驅開發效果的目的。該凝膠具有以下特點：1)體膨顆粒由地面合成、烘干、粉碎、分篩制備形成，避免了凝膠體系不成膠、抗溫、抗鹽性能差等缺點；2)體膨顆粒粒徑變化大，膨脹倍數高，膨脹快； 3)體膨顆粒深部調剖施工工藝簡單、靈活、無風險；4)體膨顆粒可以單獨使用，也可以配合其他凝膠體系復合應用。目前在遼河油田的深部調驅區塊，前期封堵高含水層主要是采用體膨顆粒作為前置段塞，配合其他凝膠體系開展深部調驅應用，可以有效封堵高滲透層。

3.6 柔性顆粒凝膠(柔性轉向劑)

柔性顆粒凝膠是中石油勘探開發研究院(北京)研發的一種新型的深部調堵劑，由特種共聚單體與增韌劑在過氧二甲酰的引發下聚合產生凝膠，通過造粒機形成粒徑在1～8 mm的柔性顆粒[16]，在0.1～10 000 Pa的拉伸應力下，長度應變達到100倍。該凝膠體系韌性好，可任意形變，不易破碎斷裂，化學性質穩定，能夠在裂縫、大孔道高滲透區運移，在45～140 ℃、礦化度為4 000～93 454 mg/L的油田污水中穩定一年無變化[17]。由此可以看出，柔性顆粒凝膠體系具有抗溫、抗鹽能力，尤其適合高溫、大孔道、裂縫性、高礦化度的其他凝膠無法實施的區塊。柔性顆粒的主要轉向機理是進入水驅主流線區域及高滲透層，能夠有效適應地層孔喉的變化。當粒徑小于孔喉尺寸時，顆粒可以通過吸附、黏連作用，在多孔介質中發生滯留堆積，封堵孔喉；當粒徑大于孔喉尺寸時，顆粒受壓力變形通過介質，產生暫堵，促使注入水液流轉向，擴大波及效率。該體系已經在大慶、新疆、勝利油田開展先導試驗，取得了很好的深部液流轉向的效果。由于受價格因素的影響，柔性顆粒凝膠體系在油田的使用受到限制，在條件苛刻的其他凝膠體系無法適應的區塊有少量應用，主要是配合其他的深部調驅體系，作為前置段塞封堵高滲透層，大規模的推廣應用報道的很少，僅玉門油田在2013—2015年期間開展了大規模的推廣應用，現場應用實施共91井次，累計增油8 000 t[18]。

4 遼河油田深部調驅凝膠體系礦場應用

遼河油田經過40年注水開發，目前大多數油井已經進入高含水、高采出程度的“雙高期”，部分區塊的含水在90%以上，繼續采用原來的注水技術已經滿足不了開發的需要，注入水沿高滲透層串流，低滲透層因未受到波及而仍具有開發的潛力，因此提高注水的波及效率是提高采收率和降低采油成本的關鍵，而深部調驅技術可改善上述問題。

遼河油田開展深部調驅分為3個階段：1)2001年開始的規模小、投入少階段，主要是在金馬油田的海1、茨榆坨油田的茨34塊應用膠態分散凝膠體系，提高原油產量規模在10 kt以下；2)2006年開始的先導試驗階段,投入較大，先導試驗規模較大,集中在金馬油田、曙光油田、沈陽油田、茨榆坨油田，增加產量在60 kt左右，在此階段除海1、海31、曙2-6-6外，其他區塊投入產出比較差，沒有達到預期目標，詳見表4；3)2010年開始調整稀油、高凝油的產量結構，使其產量與稠油產量相當，深部調驅項目投入資金、規模加大，已經在海1、清5、曙2-6-6、歡2-7-13、沈84-安12等100多個井組開展了深部調驅礦場推廣應用，遼河油田深部調驅部分主力區塊階段增產情況見表5，截至2018年底遼河油田的深部調驅區塊已累計增油約200 kt以上。

表4 遼河油田深部調驅先導試驗區主力區塊增產效果

表5 遼河油田深部調驅規模推廣部分主力區塊增產效果

5 結語

隨著遼河油田稀油、高凝油及普通稠油注水區塊全面進入高含水開發期，深部調驅將是提高原油采收率的接替技術，同時也要認識到油藏深部非均質矛盾加劇，一些高溫高鹽、裂縫大孔道、厚油層、深井油藏、低滲透率油藏、水平井開采油藏等特殊油田的高含水問題日益嚴重，使控水穩油、改善水驅等技術面臨極大的挑戰。為適應這些高含水油藏改善水驅的要求，應根據油藏地質特點采取各區塊深部調驅個性化設計，采用多種凝膠組合方式，取長補短，發揮各種凝膠體系的特點，同時也應考慮凝膠體系與表面活性劑、微生物等的組合方式，在提高波及效率的同時進一步提高驅油效率。另外還需進一步研發和完善與之相適應的深部調驅技術，為進一步提高原油采收率提供后續接替技術。