冀東高淺北稠油油藏整體調堵提高采收率室內實驗*

李佳欣，侯吉瑞，郝宏達，王 程，陳仁保，劉懷珠，曹亞明，閆 陽

（1.中國石油大學（北京）非常規油氣科學技術研究院，北京 102249；2.中國石油冀東油田分公司鉆采工藝研究院，河北唐山 063000；3.大港油田石油工程研究院壓裂酸化技術服務中心，天津濱海 300280）

0 前言

冀東油田高淺北區塊稠油油藏邊、底水活躍，含水上升快。經過長期的注水開發后，該油藏優勢滲流通道發育，水驅竄流現象嚴重，油井含水高、產量低，采油速度低至0.37%。對注水井多輪次調驅調剖雖起到了一定的控水增油的作用，但總體效果逐漸變差；采取多輪次吞吐后，單井效果逐漸變差，增油有效期逐漸縮短。

姜漢橋等［1］最早提出了區塊整體堵水的技術思路，主要通過調整注水井吸水剖面，解決高滲通道竄流問題；后又對理念優化［2］，綜合考慮水井調剖和油井堵水問題，提出區塊整體調剖堵水理念，研究主要側重于選井選層方案。王玉功等［3］提出油水井雙向調堵、綜合治理的技術思路，并在姬塬油田實際運用，調堵結束后2個月內增油196 t。此外，眾多學者開展了關于整體調剖堵水選井決策和調剖堵水劑選取的應用研究，對解決實際問題的效果明顯［4-17］。目前，整體調堵技術的研究主要基于單井調剖堵水的理論與技術，對調剖與堵水的整體協同作用機理研究較少。本文以冀東高淺北稠油油藏為研究對象，建立了五點法注采單元三維物理模型，開展整體調剖堵水室內實驗研究。在化學劑方面，分別選取改性淀粉凝膠和強化泡沫作為堵水劑和調剖劑，借助室內動靜態實驗優化了兩種配方體系；在三維模型上分別開展純泡沫驅和“凝膠+泡沫”整體調堵室內實驗，通過對比注采單元內的采收率和生產動態規律，明確凝膠和泡沫兩種體系實現整體調堵的協同作用機理。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

十二烷基硫酸鈉（SDS），上海阿拉丁生化科技股份有限公司；聚丙烯酰胺，相對分子質量2500×104，水解度35%～45%，固含量≥90%，北京恒聚化工有限公司；羥丙基淀粉，工業品，河南省強興化工有限公司；丙烯酰胺，北京恒聚化工有限公司；酰胺類交聯劑，上海阿拉丁生化科技股份有限公司；過硫酸鹽引發劑，青島立昂化學科技有限公司；實驗用水為冀東油田高淺北區塊模擬地層水，礦化度為1572 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）：Na+437、Mg2+32、Ca2+69、HCO3-361、CO32-73、Cl-402，pH 值8.6；實驗用油為冀東油田高淺北區塊模擬地層油，黏度83.17 mPa·s（溫度65 ℃）；實驗用氣為工業用N2，純度99.9%，北京京高氣體有限公司；實驗用巖心為雙層非均質巖心：尺寸為30 cm×4.5 cm×4.5 cm，500×10-3/3000×10-3μm2；實驗用填砂管：由石英砂與河沙按一定比例混合后填制，直徑2.5 cm、長度50 cm，滲透率分別為500×10-3、3000×10-3、5000×10-3μm2。

Waring Blender 攪拌器；動態實驗裝置包括填砂管，巖心夾持器、平流泵、六通閥、壓力傳感器、恒溫箱。根據高淺北油藏地質特征及油藏特征，設計并制作了層內非均質三維物理模型，尺寸為φ40 cm×4.5 cm，上層滲透率500×10-3μm2、下層滲透率3000×10-3μm2。模型采用五點法注采井網，井5 為中心注水井，井1、2、3、4為4口采油井，各井在上下兩層均有射孔。實驗模型及井網部署如圖1 所示，模型的基本物理參數如表1所示。

表1 三維物理模型巖心物性參數

圖1 層內非均質三維模型巖心實物圖

五點法注采單元整體調堵室內實驗裝置包括高壓恒速恒壓泵、中間容器、三維物理模擬實驗裝置、恒溫箱、回壓閥、六通閥、管線、手搖泵、液體收集裝置、傳感器及配套計算機設備等。三維巖心加持器能夠提供15 MPa 的壓力，用于放置直徑40 cm、厚度4.5 cm 的巖心，巖心腔室下部有活塞可以提供軸壓，周圍有橡膠套筒可以提供圍壓來固定巖心。

1.2 實驗方法

1.2.1 泡沫體系配方優選及性能評價

向加有一定量模擬地層水的燒杯中加入一定量的起泡劑和穩泡劑，攪拌約30 min至充分溶解為止。采用Waring Blender 方法，在溫度65 ℃下測試所配制泡沫體系的起泡體積、半衰期和泡沫綜合性能，優選強化泡沫體系配方。

利用非均質巖心模型，采用合注分采的形式評價泡沫體系的調驅性能。具體地，在溫度65 ℃下，首先水驅1 PV 后注入泡沫體系（注入速率為0.5 mL/min，氣液段塞比為1∶1，每次交替注入量為0.05 PV，累計0.3 PV），后續水驅0.5 PV。記錄在注入泡沫體系過程中出液量情況，計算分流率。

1.2.2 凝膠體系配方優選及性能評價

向加有一定量模擬地層水的燒杯中加入一定量的主劑、交聯劑和引發劑，緩慢攪拌約30 min 至充分溶解。采用目測代碼法，在溫度65 ℃下測定所配制凝膠體系的成膠時間和成膠強度，優選改性淀粉凝膠體系配方。

分別采用不同滲透率的填砂管開展凝膠突破實驗。具體地，將填砂管在溫度65 ℃下恒溫12 h后以0.5 mL/min 的注入速率注入0.1 PV 的凝膠體系，注入0.05 PV 的頂替段塞，候凝24 h，后續水驅破膠至壓力平穩，記錄壓力數據，計算封堵率。

1.2.3 五點法注采單元整體調堵室內實驗

（1）實驗準備：打磨巖心，測量巖心尺寸，計算視體積；將巖心放入巖心夾持器中，加軸壓和圍壓；抽真空，飽和地層水，計算孔隙體積；飽和油，老化48 h，計算含油飽和度。

（2）模擬水驅：實驗溫度設定為65 ℃，4口采油井的出口回壓設置為15 MPa，模擬注水采油階段，從中心井以0.5 mL/min 的注入速率注水驅油，待模型綜合含水達到98%時同時關井，計算水驅單井和模型整體的采收率。

（3）純泡沫驅：從中心井以0.5 mL/min 的注入速率交替注入1∶1 的氣液段塞，每次注入量為0.05 PV，總計注入0.3 PV，后續水驅至模型綜合含水達98%并穩定后同時關井，計算泡沫驅提高單井和模型整體的采收率。

（4）整體調堵：注水驅油后直接開展整體調堵措施，分別向模擬高滲非均質模型的4 口模擬采油井注入凝膠體系（單井注入量5 mL，4口井累計注入20 mL），關井候凝24 h；從中心井以0.5 mL/min 的注入速率交替注入1∶1 的氣液段塞注入量為0.3 PV；以相同注入速率后續水驅，待模型整體含水率再次達到98%以后關井，計算整體調堵提高單井和模型整體的采收率。

2 結果與討論

2.1 調堵體系優選與性能評價

（1）泡沫體系

不同配方泡沫體系的泡沫性能見表2。增大SDS用量可提升泡沫體系的起泡性能，增大聚合物用量可提高泡沫的穩定性。根據計算的泡沫綜合指數，優選泡沫體系中的SDS 最佳用量為0.3%、聚合物用量為0.3%。

表2 SDS、聚合物用量對泡沫性能的影響

配方為0.3%SDS+3%聚合物泡沫體系合注分采的實驗結果如圖2所示，注入速率為0.5 mL/min，氣液段塞比為1∶1，每次交替注入量為0.05 PV，累計0.3 PV。水驅時，高滲透層分流率高達99.3%，注入水沿高滲透層竄流嚴重；經過泡沫調驅后，低滲透層分流率最高可達71.1%，泡沫有效封堵高滲透層，擴大了注入水在低滲透層的波及體積。這說明該泡沫體系具有較好的調剖性能，可應用于整體調堵措施中注水井吸液剖面的改善。

圖2 泡沫驅實驗中高、低滲透層分流率隨注入體積的變化

（2）凝膠體系

不同配方凝膠體系的成膠情況如表3 所示，固定羥丙基淀粉用量和丙烯酰胺用量均為4%。隨著酰胺類交聯劑用量的增大，成膠強度增大；隨過硫酸鹽引發劑用量的增大，成膠時間縮短。綜合考慮凝膠體系的成膠時間和成膠強度，確定凝膠體系的最適配方為：4%羥丙基淀粉+4%丙烯酰胺+0.15%交聯劑+0.02%引發劑。

表3 不同配方凝膠體系的成膠情況

淀粉凝膠體系封堵實驗中驅替壓差隨注入體積的變化如圖3所示。凝膠體系在滲透率500×10-3、3000×10-3和5000×10-3μm2巖心的注入壓力最高分別為416.1、304.0、126.3 kPa，具有良好的注入性能。淀粉凝膠體系的凝膠強度可高達34185.724 mPa·s以上，對滲透率為500×10-3、3000×10-3、5000×10-3μm2的填砂管封堵率達到99%以上，突破壓力分別最高升至4323.04、1807.50、705.69 kPa，這說明淀粉凝膠體系具有極強的封堵能力，可用于整體調堵措施中生產井產液剖面的改善。

圖3 凝膠體系注入和封堵過程中的驅替壓差隨注入體積的變化

2.2 五點法注采單元整體調堵室內實驗

選取優選的凝膠體系和泡沫體系，在五點法注采單元內開展整體調堵室內實驗。為揭示凝膠和泡沫的協同調堵機理，將“凝膠+泡沫”整體調堵的實驗與純泡沫驅實驗進行對比，結果如圖4 和表4所示。兩組模型水驅的單井采收率介于4.5%～8%之間，井組的采收率為23%～26%，水驅采收率較低，注入水沿高滲透層竄流嚴重。泡沫驅后，井組最終采收率為43.88%，井組提高采收率17.89%，單井平均提高采收率4.47%左右，泡沫體系增油效果明顯。“凝膠+泡沫”整體調堵實施后，井組的最終采收率為45.08%，井組提高采收率22.04%，單井平均提高采收率5.51%左右，整體調堵比純泡沫驅多提高采收率4.15百分點，淀粉凝膠體系可進一步改善儲層的非均質性。

表4 泡沫驅和整體調堵提高井組采收率情況

圖4 泡沫驅和“泡沫+凝膠”整體調堵的生產動態曲線

注水采油開始階段，兩個模型的含水率均極低；油井見水后，注入水沿高滲透層竄流逐漸增強，含水率快速上升至98%以上。同時，優勢通道沖刷效應顯現，滲透率增大，驅替壓差逐漸降低。泡沫驅后，含水率從98.55%快速下降至66.14%，驅替壓差從3.46 kPa 增大到最高21.22 kPa；說明注入的泡沫在注水井端較好地封堵了高滲透層，一定程度改善了吸液剖面，擴大了低滲透層波及范圍。凝膠+泡沫整體調堵后，含水率從98.55%快速下降至最低26.13%，驅替壓差從4.63 kPa 迅速上升至35.24 kPa；說明注入的凝膠和泡沫有效封堵了高滲透層的出口端和入口端，協同改善了油井產液剖面和注水井吸水剖面，其控水效果優于泡沫驅，且增強了低滲透層的波及效果。后續水驅階段，受泡沫穩定性的影響，泡沫對高滲透層封堵逐漸減弱，水竄問題很快顯現；由于驅替壓差未達到凝膠突破壓力，整體調堵的高滲透層出口端依舊保持著較好的封堵效果，減緩了注入水的竄流，對低滲透層的驅替效率優于純泡沫驅。

兩組模型單井生產動態曲線對比如圖5 所示。雖然模型以考慮縱向非均質為主，但在巖心壓制過程中，由于砂體和膠結物的不均勻分布，造成各注采井間滲透率的略微差異，即形成了平面非均質性。這種微弱的平面非均質性會導致各采油井生產動態有所差別，且能更真實地反映礦場五點法注采單元的生產動態特征。注水驅油階段，P1—P4井初始產液速率范圍為0.08～0.13 mL/min。隨著注入水對模型內部沖刷的增強，平面非均質性對開采的影響凸顯，P1、P4 井分流增加，產液速率增至0.14～0.2 mL/min，P2、P3 井產液速率降至0.06～0.08 mL/min。泡沫驅后，P1 和P4 井的產液速率分別下降61.1%和56.3%，P2 和P3 井的產液速率分別增加33.3%和60.0%，說明泡沫從注水井端一定程度選擇性封堵了平面優勢通道，擴大了相對低滲區的波及范圍。而整體調堵后，P1、P4 井的產液速率分別下降65.1%和62.5%，P2、P3井的產液速率分別增加133.3%和129.7%，說明凝膠和泡沫分別從注水井端和油井端協同封堵了平面優勢滲流區，其調整效果明顯優于泡沫驅。后續水驅階段，泡沫對優勢通道的封堵效能逐漸減弱，泡沫驅后再后續水驅導致注入水沿高滲透層優勢通道竄流，而整體調堵后凝膠依然有效封堵高滲透層，后續注入水沖刷導致低滲透層優勢通道發育，產液速率逐漸上升。

圖5 泡沫驅和“凝膠+泡沫”整體調堵的單井產液速率隨注入體積變化

綜合上述研究結果，當油藏開采進入高含水階段，整體調堵措施可綜合凝膠對油井附近竄流通道的封堵作用和泡沫對注水井的縱向調剖效能，協同調整儲層非均質性，擴大后續水驅波及范圍，改善五點法井網控水增油效果。

3 結論

針對高淺北區塊，通過實驗優選的改性淀粉凝膠體系具有良好的封堵性能，泡沫體系具有較強的剖面改善能力和良好的驅油能力。

五點法注采單元整體調堵實驗結果表明，“凝膠+泡沫”的整體調堵可提高井組采收率22.04%，提高單井采收率5.51%左右，井組采收率比泡沫驅多提高4.15 百分點，單井采收率比泡沫驅多提高1.04%。

整體調堵依靠凝膠封堵水井附近高滲透層等竄流通道，利用泡沫調整注入剖面，二者協同作用可有效擴大后續水驅的波及面積和波及體積，顯著改善五點法注采井網的開發效果。