“凝膠/微球”調剖調驅注入參數及組合方式優化*

王 楠，劉義剛，夏 歡，薛寶慶，曹偉佳，黎 慧，劉 歡

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 300450；2.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）

0 前言

在油田開發過程中，隨著采出程度增加，油層壓力逐漸降低，地層供液能力下降，通常采取注水或注化學劑方式向地層補充能量，進而維持油田正常開采。對于水驅或化學驅開發儲層，由于存在巖石膠結強度低和儲層非均質性強等特點，長期注水或化學劑開發后期，層間和層內矛盾加劇，注入流體會沿高滲透層突進，進而引起低效或無效循環，嚴重制約油田開發效果［1-3］。實踐證明，化學調剖技術已經成為改善水驅開發油田重要技術手段，為國內水驅開發油田穩產和增產奠定了堅實基礎［4-6］。渤中34-2/4油田原油物性好，投產初期自噴能力強，產量高，無水和低含水采油期較長，采出程度較高，但天然能量不足，導致地層壓力降速較快，油井見水后產液能力下降，含水上升速率加快。因此，必須采取調剖/調驅技術組合措施來改善水驅開發效果［7-8］。采用酚醛凝膠封堵高滲透層，采用聚合物微球實現宏觀和微觀液流轉向，二者相互促進，實現“1+1＞2”組合效果。

近年來，調剖/調驅技術組合方式制約著調剖/調驅技術效果的發揮，主要表現為微球在近井地帶滯留致使油藏壓力上升速率過快和幅度過大，這不僅影響微球深部調驅和液流轉向效果，而且致使微球過早轉向進入低滲透層和引起吸液壓差快速減小，最終降低增油降水效果［9-11］。為解決目前渤海油田調剖/調驅組合技術面臨的難題，助力油田多輪次調驅效果提升，急需開展調剖/調驅技術組合方式研究。針對渤中34-2/4 油田開發實際需求，開展了酚醛凝膠調剖/微球調驅技術組合方式優化研究，研究成果為渤中34-2/4油田調剖調驅施工提供理論與技術支撐。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

酚醛凝膠由聚合物、交聯劑和助劑等組成，其中聚合物為干粉聚合物SD-201，有效含量88%，水解度24.8%；交聯劑為酚醛樹脂類交聯劑，有效含量100%；固化劑為間苯二酚，有效含量100%。聚合物微球分別為“超分子型”、核殼型和納米型微球，有效含量均為100%。上述藥劑均由中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。實驗用水為渤海油田注入水，礦化度9130.3 mg/L，主要離子質量濃度（單位mg/L）：K++Na+3196.54、Ca2+193.12、Mg2+10.71、Cl-4879.12、SO42-4.3、HCO3-846.51。實驗巖心為石英砂環氧樹脂膠結人造巖心［12-14］，包括低中高3 個滲透層，尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30 cm，各小層厚度1.5 cm。巖心滲透率分別為巖心Ⅰ：Kg=300×10-3/800×10-3/1200×10-3μm2；巖心Ⅱ：Kg=300×10-3/900×10-3/2000×10-3μm2；巖心Ⅲ：Kg=300×10-3/2500×10-3/4500×10-3μm2。

DV-Ⅱ型黏度儀，美國Brookfield公司；BDS400型倒置生物熒光顯微鏡，奧特光學儀器公司；實驗裝置包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。

1.2 實驗方法

（1）酚醛凝膠和聚合物微球體系的配制與測試

采用四聯攪拌器在轉速300 r/min 下配制質量濃度為5 g/L的聚合物母液，然后用注入水稀釋成不同質量濃度的目的液，分別加入不同量的交聯劑和固化劑，形成酚醛凝膠。采用黏度儀測試聚合物溶液和酚醛凝膠黏度，當黏度小于100 mPa·s時，采用“0”號轉子在轉速6 r/min 下進行測試；當黏度為0.1～20 Pa·s時，采用“1～4”號轉子在轉速30 r/min下進行測試，測試溫度為70 ℃。

采用磁力攪拌器在轉速300 r/min下配制質量濃度為3 g/L的聚合物微球體系，攪拌均勻后放置于溫度為70 ℃恒溫箱內緩膨，定期采用倒置生物熒光顯微鏡觀測微觀微球外觀形態，測試其粒徑中值。

（2）驅替實驗

驅替實驗步驟如下：①巖心抽空、飽和地層水，計算孔隙度；②巖心飽和油，計算含油飽和度；③水驅至含水80%，記錄注入壓力，計算含水率和采收率；④注入酚醛凝膠調剖劑，靜置36 h 后再注入聚合物微球調驅劑，記錄注入壓力，計算含水率和采收率；⑤后續水驅至含水98%，記錄注入壓力，計算含水率和采收率。上述實驗過程壓力記錄間隔為30 min，實驗溫度為70 ℃，注入速率為0.6 mL/min。具體實驗方案見表1。

表1 驅替實驗方案

2 結果與討論

2.1 酚醛凝膠的成膠性能

采用渤海油田模擬注入水配制質量濃度為3 g/L 聚合物溶液，再加入3 g/L 的酚醛樹脂類交聯劑和2～4 g/L 固化劑間苯二酚，混合形成不同的酚醛凝膠調剖劑，調剖劑黏度與時間關系見表2。由表2可知，“聚合物+交聯劑”酚醛凝膠的初始成膠時間在1～2 d，最終成膠黏度約為6.8 Pa·s，向“聚合物+交聯劑”酚醛凝膠中加入固化劑后，成膠時間縮短至0.5～1 d，最終成膠黏度高于20 Pa·s。隨固化劑濃加量的增大，酚醛凝膠的成膠速率增大，黏度達到20 Pa·s時所需時間縮短。從技術、經濟角度考慮，推薦后續調剖實驗用酚醛凝膠組成為：3 g/L 聚合物+3 g/L交聯劑+3 g/L固化劑。

表2 不同酚醛凝膠的成膠性能

2.2 聚合物微球的粒徑和緩膨性能

采用渤海油田模擬注入水配制的3種質量濃度為3 g/L 的聚合物微球溶液中微球的外觀形態觀測結果見圖1，微球的粒徑中值隨水化時間的變化見圖2。

從圖1 和圖2 可以看出，在聚合物微球濃度一定條件下，聚合物微球的類型不同其外觀形貌特征也存在差異?！昂藲ば汀本酆衔镂⑶蝾w粒間存在少量聚并，整體上分散性良好。“超分子型”聚合物微球的分散性較好，顆粒間沒有黏連現象，水化后粒徑較大。“納米型”聚合物微球的初始粒徑較小，表面能較低，顆粒間相互吸引呈“棒狀”或“鏈狀”，水化后粒徑增大，表面能增加，分散性改善。隨水化時間的延長，聚合物微球的粒徑中值增速呈現“先升后降”趨勢，水化120 h后趨于穩定。聚合物微球濃度為3 g/L時，“超分子型”聚合物微球的初始粒徑中值為3.2 μm，與其他兩種微球相比，水化膨脹完全后的最終粒徑中值（19.80 μm）最大，最終粒徑膨脹倍數（5.19）最大，具有較好的水化膨脹效果，因此推薦“超分子型”聚合物微球為后續實驗用調驅劑。

圖1 不同水化時間下3種聚合物微球的外觀形態

圖2 聚合物微球的粒徑中值隨水化時間的變化

2.3 “凝膠/微球”注入參數和組合方式優化

2.3.1 巖心非均質性對“凝膠/微球”組合增油效果的影響

采用渤海油田模擬注入水配制酚醛凝膠和微球溶液，巖心非均質性對“酚醛凝膠/微球”組合增油降水效果的影響見表3。從表3可以看出，在酚醛凝膠、聚合物微球段塞尺寸（0.1 PV）和注入含水時機（含水率80%）一定的條件下，隨巖心非均質性即滲透率級差的增大，水驅采收率減小，調剖、調驅采收率增幅呈現“先增后降”趨勢。分析認為，當巖心滲透率級差超過特定值后，調剖劑對高滲透層封堵作用減弱，液流轉向效果變差，采收率增幅減小。

表3 不同滲透率級差巖心驅油實驗的采收率

驅替實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化見圖3。從圖3可以看出，在酚醛凝膠體積、聚合物微球的段塞尺寸（0.1 PV）和注入含水時機（含水率80%）一定條件下，隨巖心滲透率級差和平均滲透率的增加，水驅注入壓力降低，調剖、調驅注入壓力升高。與“巖心Ⅲ”相比較，“巖心Ⅰ”和“巖心Ⅱ”的注入壓力升幅較大，液流轉向效果較好，采收率的增幅較大。

圖3 不同滲透率級差巖心驅油實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化

2.3.2 調剖、調驅時機對增油效果的影響

采用渤海油田模擬注入水配制酚醛凝膠和聚合物微球溶液，調剖、調驅時機對調剖/調驅技術增油降水效果的影響見表4。從表4可以看出，在調剖劑和調驅劑段塞一定（0.1 PV）時，調剖劑和調驅劑注入時機愈早即含水率愈低，采收率增幅愈大。從技術、經濟角度考慮，調剖劑和調驅劑注入時機不宜過早，推薦注入時機為含水率80%～90%。

表4 不同調剖、調驅時機下驅油實驗的采收率

驅替實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化見圖4。從圖4可以看出，在調剖劑（體系Ⅰ，0.1 PV）和調驅劑（“超分子型A”微球，0.1 PV）一定條件下，調剖劑和調驅劑注入時機愈早，注入壓力升高幅度愈大，中低滲透層吸液壓差和吸液量增幅愈大，擴大波及體積效果愈好，采收率增幅愈大。

圖4 不同調剖、調驅時機下驅油實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化

2.3.3 調剖劑段塞尺寸對增油效果的影響

采用渤海油田模擬注入水配制酚醛凝膠調剖劑和聚合物微球溶液，調剖劑段塞尺寸對調剖/調驅技術增油降水效果的影響見表5。從表5可以看出，在聚合物微球調驅劑段塞（0.1 PV）一定的條件下，隨調剖劑（酚醛凝膠）段塞尺寸的增大，采收率增幅呈現“先增后降”趨勢，段塞尺寸為0.10～0.20 PV時采收率增幅較高。因此，推薦后續實驗用調剖劑段塞尺寸范圍為0.10～0.20 PV。

表5 不同調剖劑段塞尺寸下驅油實驗的采收率

驅替實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化見圖5。從圖5可以看出，當調剖劑段塞尺寸在0.10～0.20 PV范圍內時，注入壓力處于一個比較合理水平，而在該范圍之外時注入壓力要么太高，要么太低。分析認為，當調剖劑段塞尺寸超過合理水平后，注入壓力升幅過大，部分調剖劑會進入低滲透層中而引起吸液啟動壓力大幅度升高，致使后續水驅液流轉向效果變差，采收率增幅降低。當調剖劑段塞尺寸低于合理水平后，調剖劑高滲透層封堵作用效果變差，注入壓力升幅過小，中低滲透層的吸液壓差增幅較小，同樣致使后續水驅液流轉向效果變差，采收率增幅降低。

圖5 不同調剖劑段塞尺寸下驅替實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化

2.3.4 調驅劑段塞尺寸對增油效果的影響

采用渤海油田模擬注入水配制酚醛凝膠調剖劑和聚合物微球溶液，調驅劑段塞尺寸對調剖/調驅技術增油降水效果的影響見表6。從表6可以看出，在調剖劑段塞尺寸一定（0.1 PV）的情況下，隨調驅劑段塞尺寸增加，采收率增幅增加，且當段塞尺寸超過0.2 PV后采收率增幅呈現較大幅度增加。驅替實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化見圖6。從圖6可以看出，隨調驅劑段塞尺寸的增大，注入壓力升高幅度增加，中低滲透層吸液壓差增大，吸液量增加，擴大波及體積效果提高，采收率增幅增加，但合理的段塞尺寸必須從技術效果和經濟效益兩方面綜合考慮。

圖6 不同調驅劑段塞尺寸下驅替實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化

表6 不同調驅劑段塞尺寸下驅油實驗的采收率

2.3.5 調剖劑和調驅劑注入方式對增油效果的影響

采用渤海油田模擬注入水配制酚醛凝膠和聚合物微球溶液，調剖劑和調驅劑注入方式對增油降水效果實驗結果的影響見表7。從表7可以看出，在調剖劑段塞尺寸（0.1 PV）和調驅劑段塞尺寸（0.3PV）一定的情況下，與大段塞、整體注入方式相比較，小段塞、多輪次交替注入方式采收率增幅較大。分析認為，在大段塞、整體注入方式下，聚合物微球會在注入端發生滯留甚至引起堵塞，致使微球深部運移和滯留效果變差，進而降低液流轉向效果和采收率增幅。采用調剖劑（酚醛凝膠）與調驅劑（聚合物微球）小段塞、多輪次交替注入方式時，調剖劑攜帶作用可以減小或消除注入端聚合物微球的滯留，促使聚合物微球運移到深部區域，從而獲得較好的液流轉向效果。

表7 不同調剖劑和調驅劑注入方式下驅油實驗的采收率*

驅替實驗過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化見圖7。從圖7 可以看出，與大段塞、整體注入方式相比較，盡管小段塞、多輪次交替注入方式的注入壓力最高值較小，但注入壓力維持較高水平時間較長，液流轉向效果較好，采收率增幅較大。

圖7 不同調剖劑和調驅劑注入方式下驅替過程中注入壓力、含水率和采收率隨注入體積的變化

3 結論

酚醛凝膠調剖劑具有較高的成膠強度，可對高滲層實現良好的封堵作用，超分子型聚合物微球具有較好的水化膨脹作用，可實現宏觀和微觀液流轉向效果，二者相互促進，最終實現良好的增油降水效果。

從技術經濟角度考慮，調剖、調驅合理注入時機為含水率80%～90%，調剖劑合理段塞尺寸為0.10～0.20 PV。

與調剖劑和調驅劑大段塞、整體注入方式相比較，小段塞、多輪次交替注入方式可以減緩剖面反轉速率，提高液流轉向效果和采收率增幅。