稠油油藏蒸汽驅后就地凝膠深部調驅實驗研究

高浩，蒲萬芬，李一波，羅強，孫梓齊

（1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，四川成都610500；2.中國石油新疆油田公司實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依834000）

我國稠油資源量豐富，注蒸汽仍是開發稠油最有效的方式之一[1-2]。而稠油油藏大多屬于膠結程度差、疏松的砂巖油藏，加之油藏非均質性強，油水之間的黏度和密度差異大，在蒸汽驅過程中縱向上蒸汽超覆嚴重，橫向上指進現象使得蒸汽在高滲透層極易形成竄流通道，大大降低了蒸汽熱利用率，導致蒸汽的波及范圍有限，低滲透層不能被有效動用[3]。在蒸汽驅后期往往存在地層壓力下降快、油汽比低、產液含水率高等問題，導致最終采收率不高。

為了改善蒸汽驅開發效果，近年來國內外學者提出稠油熱化學驅技術[4-8]，并認為在蒸汽驅過程中加入降黏劑、泡沫、凝膠、尿素、非凝析氣體等化學添加劑進行輔助能夠有效改善吸汽剖面、提高波及系數，從而達到提高稠油采收率的目的。雖然尿素和非凝析氣體能夠明顯補充地層壓力，但調驅效果較差；而泡沫的調驅能力有限，對于非均質性強的地層無法實現有效的深部調驅。就地凝膠體系注入到地層中并就地成膠后能夠將疏松的巖石膠結起來，具有易注入、成膠強度大、耐溫性好、封堵效率高等優點，能夠有效封堵竄流通道、改善吸汽剖面[9-11]。目前，蒸汽驅中主要以有機凝膠體系進行防竄封堵，這類凝膠多以酚醛樹脂與多價金屬離子為交聯主劑，但這些交聯主劑不僅成本昂貴且均有一定的毒性，對環境及作業人員安全造成嚴重的危害。因此研發廉價、環保型凝膠體系仍是目前需要攻克的方向[12-13]。

本次研究所用的就地膠凝體系是在實驗室自主研發的聚合物凝膠體系基礎上加入了環保、廉價且來源廣的增稠型纖維素，用以提高凝膠體系的抗溫性和膠結能力。首先采用流變學方法和電鏡掃描方法評價了凝膠的成膠強度和微觀結構，其次采用熱重分析法評價凝膠的耐溫性能，最后開展三維物理模擬驅油實驗研究該凝膠體系的調驅效果。研究結果對蒸汽驅后就地凝膠深部調驅技術在淺層、強非均質稠油油藏的實施具有一定指導意義。

1 實驗部分

1.1 油藏背景

新疆九6區齊古組油藏位于克拉瑪依市東北部50 km處，是一個典型的特稠油油藏。該油藏中部平均埋深200 m，原始地層壓力2.38 MPa，壓力系數1.19，原始地層溫度18 ℃。儲層含油巖性主要為膠結疏松—中等的中細砂巖，油層孔隙度24.3%～37.4%，平均孔隙度29.8%；滲透率（359.8～6 083）×10-3μm2，平均滲透率2 014.9×10-3μm2；平均含油飽和度74.6%，屬于高孔、高滲儲層。該油藏主力層分為上下兩個層位，上部J3q2-1層為高滲層，下部J3q2-2為低滲層，中間發育薄且連續性差的隔夾層，層間非均質性差異大。經過近30年的注蒸汽開發，目前上層采出程度達到68.7%，下層采出程度僅為24.1%。現階段開發存在縱向蒸汽超覆和高滲層竄通嚴重等問題，導致下部低滲層動用程度低，區塊已進入了高含水、低油汽比開發中后期。因此，亟須采用深部調驅技術，有效增加低滲層動用程度，進一步提高原油采收率。

1.2 實驗條件

主要實驗材料：①實驗用油為新疆油田九6區齊古組原油，其黏度為9 830 mPa?s（25 ℃、0.1 MPa）；②就地凝膠體系所用主劑為AM單體（成都科隆化工有限公司），20萬黏度增稠型HPMC400（山東泰瑞纖維素有限公司）；③實驗用蒸汽由蒸汽發生器產生，產生蒸汽溫度為200 ℃，蒸汽干度保持在0.65～0.70；④填砂模型所用石英砂為20～40 目和160～180 目石英砂。

主要實驗設備有：德國耐馳熱重分析儀、安東帕高溫高壓流變儀、掃描電鏡、Memmert 可視化恒溫干燥箱、ISCO 高精度柱塞泵、三維填砂模型（內腔尺寸為40 cm×20 cm×10 cm），蒸汽發生器、DGM-III 型多功能巖心驅替裝置、活塞容器等。

1.3 實驗內容及步驟

1.3.1 就地凝膠成膠后的成膠強度、微觀結構以及耐溫性能評價

本實驗所用的就地凝膠體系是在室內原來研發的體系中加入了增黏性強、穩定性好的HPMC400（環保可降解型纖維素），其配方為：8 % ～10 % AM+1.5 %～2.0 % HPMC400+0.04 %～0.05 % 交聯劑+0.04 %～0.05 %引發劑。該體系可在40～120 ℃下成膠，成膠強度達到I 級[14]，單巖心封堵率能達到98%以上。

該體系在室內成膠后，利用安東帕流變儀測試未添加HPMC400 和添加HPMC400 后凝膠的彈性模量，測試范圍為0.1～1 000 Hz；利用掃描電鏡觀察未添加HPMC400 和添加HPMC400 后凝膠的微觀結構。利用差示掃描量熱法測試凝膠的耐溫性能[15]，實驗過程中升溫速率為5 ℃/min，溫度范圍40～200 ℃。將凝膠至于老化罐中在不同溫度下（70 ℃、100 ℃、130 ℃、160 ℃和180 ℃）老化8 h，并觀察其形態。

1.3.2 深部調驅實驗

根據九6區油藏實際條件，利用三維物理模型，通過填充兩種不同目數石英砂模擬一個上部為高滲透層、下部為低滲透層的非均質油藏，并用篩網模擬一個薄且不連續的夾層將上層與下層隔開，模型的物理模擬參數見表1。該模型上層滲透率為6 349.8×10-3μm2，下層滲透率為356.7×10-3μm2，平均孔隙度35.3%，平均含油飽和度85.5%，層間滲透率級差為17.8，與實際油藏條件較為相似，符合實驗要求。

表1 三維填砂模型的物理參數Table 1 Physical parameters of 3D sand-packed model

建立三維填砂模型，進行驅油實驗。實驗步驟如下：

1）按照圖1 連接實驗設備，測定模型滲透率級差，飽和油。

2）根據九6區前期開發狀況，對模型進行前期蒸汽吞吐、蒸汽驅模擬開發。其中蒸汽驅開發分為兩階段：①同時向高滲透層和低滲透層進行蒸汽驅，驅至高滲透層含水率達到98%；②關閉高滲透層注入井，從低滲透層進行蒸汽驅，驅至產液含水達到98%。

3）向高滲透層注入0.2PV就地凝膠體系，在模型剩余溫度下成膠24 h。

圖1 實驗流程Fig.1 Experimental process

4）后續從低滲透層繼續進行蒸汽驅，產液含水率達到98%，停止實驗。

實驗過程中，注入蒸汽量以注入去離子水的體積計算，注入流速為10 mL/min。

2 實驗結果與分析

2.1 就地凝膠體系成膠性能評價

2.1.1 就地凝膠體系成膠后的成膠強度和微觀結構

加入HPMC400后，就地凝膠溶液20 ℃下黏度由4.73 mPa?s 增加至35.3 mPa?s。就地凝膠溶液黏度適當增加，有利于注入過程中凝膠溶液在地層中均勻推進，凝膠溶液在地層中分布更加均勻，成膠面積更大，封堵效率更高。

圖2為加入HPMC400該就地凝膠溶液成膠后的彈性模量和微觀結構對比。從圖2a 中可以看出，加入HPMC400 后凝膠的彈性模量G'顯著增加。取0.1～1.5 Hz之間的穩定段平均值[16]，未添加HPMC400凝膠的彈性模量G'為95.6 Pa，添加HPMC400 凝膠的彈性模量G'達到316 Pa，添加HPMC400 后凝膠的彈性模量為之前的3 倍以上，說明凝膠強度增加。圖2b 和圖2c 分別為未添加和添加HPMC400 后凝膠的微觀結構。可以看出加入HPMC400后，凝膠交聯的網狀結構更加均勻、密實，交聯節點增加使得網間的洞穴尺寸變小，交聯結構更加牢固，凝膠穩定性增強。

圖2 添加HPMC400前后凝膠的彈性模量和微觀結構對比Fig.2 Comparison of elastic modulus and microstructure of gel before and after adding HPMC400

2.1.2 就地凝膠體系成膠后的耐溫性能

就地凝膠體系成膠后的TG 曲線以及不同溫度下老化8 h后的形態見圖3。在一定溫度范圍內，AM單體在交聯劑和引發劑的作用下，通過共價鍵膠結并形成具有一定抗溫抗剪切強度的固態凝膠，因此，在該溫度范圍內凝膠質量隨著溫度的升高損失較小，TG曲線緩慢下降；當超過凝膠的耐溫點后，TG曲線出現拐點，凝膠開始大量脫水，質量快速減小。這是因為凝膠此時由不流動的固態變為可流動的液態或半固態，凝膠開始失效，膠結能力變差，因此TG曲線拐點處的溫度可以認為是凝膠的失效溫度。圖3a中對比了添加和未添加纖維素凝膠的TG曲線，可以看出同一溫度下凝膠添加纖維素的質量明顯高于未添加纖維素，成膠后的凝膠抗溫性提高了17.8 ℃，質量保留率提高了9.7%，說明添加纖維素后凝膠的抗溫性能增加，穩定性增強。

圖3b中通過TG-DTG曲線詳細分析了實驗所用凝膠體系成膠后的抗溫性能。可以看出：當溫度升高到107.5 ℃，凝膠質量僅損失了3.6%，質量保留率達到了96.4%；當溫度增加至162.5 ℃，凝膠質量保留率也超過90%。當溫度超過162.5 ℃，凝膠開始失效，質量隨溫度增加而迅速減小。圖3c 為不同溫度下凝膠老化8 h 后的形態。可以看出該凝膠在70～130 ℃下呈固態，100 ℃以下展現出極好的彈性，具有很強的抗拉性和膠結能力，在130 ℃下凝膠呈現出脆性，抗拉能力減弱，但仍具有一定的膠結能力；在160 ℃下凝膠變為黏性流體，具有流動性，膠結能力大幅度下降，180 ℃下凝膠失效，完全喪失膠結能力。熱重實驗和老化實驗的結果共同表明：該凝膠抗溫能力能達到160 ℃，表現出良好的膠結能力，能夠滿足蒸汽驅后期封堵竄流通道，實現油藏深部調驅的要求。

2.2 深部調驅實驗結果與分析

2.2.1 注入壓力、含水率、油汽比和驅油效率隨注入蒸汽量的變化

圖3 抗溫凝膠的TG曲線和不同溫度下老化8 h后的形態Fig.3 TG curve and appearance of temperature-resistant gel under different temperatures after aging for 8 hours

圖4 就地凝膠調驅前后的驅油效果Fig.4 Displacement performance of in-situ gel before and after profile control

實驗前期蒸汽吞吐采收率為10.95%，注入壓力為3.21 MPa，模擬油藏條件符合九6區現場開展蒸汽驅條件。整個蒸汽驅過程中注入壓力、產液含水率、油汽比和驅油效率隨注入蒸汽量的變化見圖4。在前期蒸汽驅階段，隨著注入PV數增加，注入壓力由3.21 MPa逐漸下降至0.17 MPa，產液含水率較快地上升到98%以上，油汽比降低至0.005，驅油效率由最初的較快增加到趨于平穩。前期蒸汽驅段共注入蒸汽量3.8PV，累計采收率達到60.78%，提高采收率幅度為49.83%。向高滲透層注入就地凝膠體系并就地成膠后進行后續蒸汽驅，發現注入壓力明顯回升，產液含水率顯著下降，油汽比由0.005 最大增加至0.13。后續注入1.05PV蒸汽，累計采收率達到75.14%，原油采收率提高了14.07%。調驅前后實驗數據表明，凝膠封堵高滲透層后增加了蒸汽驅的注入壓力，能夠促使蒸汽向模型深處波及，啟動蒸汽未波及區域的原油，反映在產出端即是產液含水率下降、油汽比提高，原油采收率大幅度增加。

2.2.2 溫度及殘余油飽和度分布變化

注入就地凝膠體系前后模型的砂層溫度和殘余油分布見圖5。從圖5a中可以看出：由于模擬油藏縱向非均質性較強，加之原油和蒸汽密度差異較大，在前期蒸汽驅階段注入的蒸汽會迅速向上超覆并沿上層頂部向生產井方向推進[17]，發育的蒸汽腔呈典型的“半漏斗狀”。上層頂部區域的原油受熱后黏度大大降低、流動性增強，易流至生產井被驅出，因此該區域的油砂被驅掃的較為干凈，殘余油飽和度較低。在前期蒸汽驅階段的后期，注入井端溫度為180 ℃，生產井溫度達到80～90 ℃，距離生產井5～35 cm處，模型砂層溫度為170～120 ℃。沿上層頂部已經明顯形成了一條溫度帶，表明蒸汽沿高滲層頂部已經發生竄通。蒸汽竄通后導致注入壓力大大降低，后續注入更多的蒸汽只會沿著汽竄通道推進，生產井產液含水率高、油汽比和蒸汽利用率低。模型下部的砂層溫度大多為30～50 ℃，說明蒸汽無法波及到該區域，原油很難被加熱降黏，稠油流動性差，難以被驅至生產井采出，因此油砂顏色較深，殘余油飽和度較高。由于蒸汽無法波及驅掃到下部低滲透層，導致該區域原油動用程度差。若繼續實施蒸汽驅，原油采收率很難被進一步提高。

圖5 調驅前后模型的溫度和殘余油分布Fig.5 Temperature and residual oil distribution of model before and after profile control

從圖5b 中的模型溫度分布可以看出，就地凝膠在高滲透層成膠后再實施后續蒸汽驅，蒸汽主要的流動方向發生了明顯變化。與上一階段相比，蒸汽超覆的傾角變小，下部油藏的受熱面積明顯增加。下部油藏受熱后原油黏度降低被采出，油砂顏色變淺，殘余油飽和度顯著降低。這是由于凝膠能將高滲透層的油砂膠結起來，一方面能夠封堵已經形成的竄流通道，提高了蒸汽注入壓力；另一方面降低了油藏縱向上的滲透率差異，有效減小了蒸汽超覆，增加了蒸汽沿生產井方向的波及范圍，提高了蒸汽的波及效率和下部油藏的動用程度。

2.2.3 波及效率及油砂膠結情況

圖6 調驅前后殘余油分布Fig.6 Black and white images of residual oil distribution before and after profile control

表2 調驅前后的面積波及系數Table 2 Areal sweep efficiency before and after profile control

將圖5 中的殘余油分布進行二值化處理（基于Matlab m 語言）[18]，可得黑白二值圖像，見圖6。圖6中白色部分代表殘余油飽和度較低區域，黑色部分代表殘余油飽和度較高或者未動用區域。通過計算黑白二色所占面積，可得到調驅前后上層和下層的面積波及系數，結果見表2。前期蒸汽驅階段，高滲層面積波及系數為16.36%，低滲層面積波及系數為2.93%，總面積波及系數僅為19.29%。調驅后高滲層面積波及系數為34.71%，低滲層面積波及系數為16.54 %，總面積波及系數達到了51.25 %。調驅前后，蒸汽驅的面積波及系數提高了31.96%，就地凝膠深部調驅提高波及效率效果顯著。

從油砂取樣（圖7）可以看出：高滲層松散的油砂能在成膠作用下膠結成塊狀，凝膠在砂粒之間交聯且呈明顯的“拉絲狀”。油砂膠結后，一方面能夠堵塞蒸汽竄流通道，增大滲流阻力，改善注入井吸汽剖面；另一方面能夠阻止松散的砂粒運移，防止油井出砂、堵塞井眼，對產油也具有積極的作用。再者，可以看出該就地凝膠體系在整個高滲層都產生膠結作用，說明注入凝膠溶液在高滲層分布均勻，膠結范圍大，防竄堵塞效率高。

圖7 高滲透層油砂的膠結情況Fig.7 Cementing performance of oil sand samples in high-permeability layer

深部調驅的關鍵在于凝膠能夠對高滲層汽竄通道產生高效率封堵，致使后續注入蒸汽向油藏深部波及并驅掃原油[19-21]。結合九6區油藏目前開發現狀及存在的問題，該油藏上部高滲層已經發生竄通，蒸汽無法波及到油藏深部，導致下部低滲層動用程度較低。因此能夠改變這一現狀，促進蒸汽向下部低滲層波及，增加下部低滲層動用程度從而進一步提高原油采收率，即達到了深部調驅作用。從實驗效果來看，該凝膠體系能夠達到較好的深部調驅效果。

3 結論

1）體系中加入增黏型纖維素，凝膠彈性模量提高2 倍以上，凝膠強度大大增加，其微觀網狀結構交聯更加牢固，穩定性增強，抗溫能力顯著提高。

2）利用該就地凝膠調驅，注入壓力和油汽比明顯回升，產液含水率下降，波及系數和原油采收率較調驅前分別提高31.96 %和14.07 %，原油累計采收率達到75.14%。

3）就地凝膠體系能膠結油砂，能夠封堵高滲透層汽竄通道，有效抑制了蒸汽竄流和超覆。后續注入的蒸汽能夠進入低滲透層，增加了低滲透層動用程度，提高了波及效率和原油采收率，深部調驅作用顯著。

4）針對九6區油藏目前蒸汽驅存在的問題，建議采用就地凝膠體系進行深部調驅。