海上油田深部调剖组合方式实验优选*

曹伟佳 卢祥国 闫 冬 梁守成 吕 鑫 李 强

(1. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室 黑龙江大庆 163318； 2. 中海油田服务股份有限公司油田生产事业部 天津 300450；3. 海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028； 4. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028)

渤海油田具有储层类型复杂、厚度大、非均质性严重、岩石胶结强度低、注入水矿化度高、单井注采强度较高和注采井距大等特点，在长期注入水冲刷作用下，油藏孔渗结构发生变化，注水井和油井之间的高渗条带已逐渐形成，现阶段SZ36-1、LD10-1和PL19-3等油田都已经进入中高含水开发期，因此要实现和保持年产3 000×104t油气产量目标，就必须通过采油新工艺技术来实现老油田挖潜[1-3]。以SZ36-1油田为例，该油田目前已处于中高含水阶段，剩余油主要分布在远离注入井区域，原有调剖技术已难以满足实际需求，深部调剖已经成为研究的重点[4-5]。

深部调驱技术包括交联聚合物凝胶深部调剖技术、体膨颗粒深部调剖技术、GCD深部调驱技术等[6-8]。但深部调驱技术要求调剖剂能够运移到地层深部，并且有效地封堵大孔道和高渗通道，单一类型调剖剂往往不能满足要求，这就需要研发组合式调剖段塞来克服这些问题[9-11]。本文以高分子材料学、物理化学和油藏工程理论为指导，利用仪器检测和物理模拟等技术手段，以聚合物凝胶和聚合物微球传输运移能力以及两种不同调剖剂组合深部调剖效果等为评价指标，开展了聚合物凝胶和聚合物微球在大孔道的传输运移能力和对大孔道封堵能力测试，并对其组合深部调剖工艺效果进行了研究，为渤海油田深部调剖技术决策提供了实验依据。

1 实验条件

1.1 实验材料

实验用聚合物为大庆炼化公司生产的部分水解聚丙烯酰胺干粉(HPAM)，相对分子质量为1 900×104，固含量为90%；交联剂为Cr3+交联剂，由东北石油大学实验室合成，有效含量为2.15%；聚合物微球为微米级微球，由中海油研究总院有限责任公司提供，有效含量100%。

实验用油为SZ36-1油田原油，油藏温度65 ℃条件下原油黏度为70 mPa·s。

实验用水为SZ36-1油田注入水，水质分析见表1。

采用60 cm多测压点长岩心进行注入能力实验，岩心长×宽×高为60 cm×4.5 cm×4.5 cm，气测渗透率为8 000 mD；除注入孔外，沿岩心长度方向在距注入端10、30、50 cm处布置3个测压孔。为防止成胶过快堵塞断面，每隔1 h重新配样，这与矿场井筒降黏措施相一致。

表1 实验用水水质分析

采用填砂管(向其中填入70目石英砂模拟大孔道)进行聚合物凝胶封堵实验，采用浇筑岩心(气测渗透率为3000 mD)进行聚合物微球封堵实验。

采用石英砂环氧树脂胶结人造岩心[12-14](图1)进行调剖效果实验，岩心长×宽×高为30 cm×4.5 cm×4.5 cm，高渗透层气测渗透率3 000 mD、高度22.5 mm，低渗透层气测渗透率300 mD、高度22.5 mm。为模拟地层中大孔道情形，在高渗透层中布置一孔径5mm贯穿孔眼，向贯穿孔眼中填入70目石英砂，模拟大孔道的渗透率可达15 000 mD。

图1 层内非均质方岩心结构示意图

1.2 实验设备

聚合物凝胶和聚合物微球溶液配制和储存的仪器设备包括HJ-6型多头磁力搅拌器、电子天平、烧杯、试管和HW-ⅢA型恒温箱等。聚合物溶液剪切作用测试采用Waring搅拌器(7速、1档，剪切20 s)。聚合物溶液和聚合物凝胶黏度测试采用布氏黏度计，聚合物微球粒径测试采用生物显微镜。岩心驱替实验设备主要包括平流泵、压力传感器、手摇泵和中间容器等，除特殊说明外，岩心驱替实验速度为0.3 mL/min。除平流泵和手摇泵外，其他部分置于65 ℃恒温箱内。

1.3 实验方案

1.3.1注入能力实验

1)向岩心中注入1.2 PV弱凝胶，记录入口端和其余3个测压点压力变化情况，候凝12 h，后续水驱至各个测压点压力稳定，记录压力变化情况。

2)向岩心中注入1.2 PV强凝胶，记录入口端和其余3个测压点压力变化情况，候凝12 h，后续水驱至各个测压点压力稳定，记录压力变化情况。

3)向岩心中注入1.2 PV聚合物微球，记录入口端和其余3个测压点压力变化情况，缓膨8 d，后续水驱至各个测压点压力稳定，记录压力变化情况。

1.3.2封堵能力实验

1) 采用柱状填砂管(内部尺寸2.5 cm×30 cm)，向其中填入石英砂，用来模拟高渗条带渗透率，分别注入约2 PV弱凝胶和强凝胶，候凝12 h，后续水驱至压力稳定；

2) 向浇筑方岩心中注入1.2 PV聚合物微球(配制好微球须立即注入，浓度为5 000 mg/L)，缓膨8 d，后续水驱至压力稳定。

1.3.3分级组合深部调剖体系调剖效果测试

1) 孔眼封堵长度优化。

将层内非均质岩心抽真空，然后饱和水，之后再饱和油，静置24 h。水驱至含水70%，再向岩心孔眼中分别注入1/2、1/3和1/4倍孔眼体积弱凝胶，候凝12 h，后续水驱至含水95%，计算最终采收率，选取最佳注入孔眼体积。

2) 调剖剂多级组合调驱效果测试。

①将层内非均质岩心抽真空，然后饱和水，之后再饱和油，静置24 h。水驱至含水70%，再向岩心孔眼中注入1/2倍孔眼体积弱凝胶，再注入1/2倍孔眼体积强凝胶，候凝12 h后注入0.1 PV聚合物微球，缓膨8 d，直接后续水驱至含水95%，计算最终采收率。

②按照上述方法，水驱至含水70%，再向岩心孔眼注入1/2优化注入孔眼体积强凝胶，再注入1/2优化注入孔眼体积弱凝胶，候凝12 h后注入0.1 PV聚合物微球，缓膨8 d，直接后续水驱至含水95%，计算最终采收率。

2 结果分析

2.1 分级调剖体系基本性能评价

2.1.1聚合物凝胶成胶效果评价

采用模拟注入水配制强凝胶和弱凝胶。配制弱凝胶时，聚合物浓度为3 000 mg/L，交联剂浓度为2 000 mg/L；配制强凝胶时，聚合物浓度为4 000 mg/L，交联剂浓度为3 000 mg/L；混合均匀后用Waring搅拌器进行预剪切。油藏温度65 ℃条件下，聚合物凝胶黏度与时间关系测试结果见表2。

表2 实验用聚合物凝胶黏度测试结果

从表2可以看出，在聚合物和交联剂浓度一定的条件下， 2种聚合物凝胶黏度在初期均增加缓慢，当放置时间达到1.5 h时，聚合物凝胶黏度迅速增加，并且强凝胶黏度增加幅度更大，表明此时聚合物分子链与交联剂间发生了交联反应。由此可见，强凝胶与弱凝胶的成胶速度差距不大，只是成胶强度相差较大。从表2还可以看出，聚合物凝胶初始黏度低，成胶后强度高，可避免进入中低渗透层，因此聚合物凝胶可以作为一级调剖段塞。

2.1.2聚合物微球缓膨效果评价

利用金相显微镜对聚合物微球初始粒径进行测试(采用无水乙醇作为介质)，然后用模拟注入水配制微球溶液(浓度为5 000 mg/L)，混合均匀后用Waring搅拌器进行预剪切，置于65 ℃保温箱中。一定时间后取出少量样品，用显微镜观测微球外观尺寸，聚合物微球粒径与水化时间的关系见图2。从图2可以看出，聚合物微球吸水后开始膨胀，初期膨胀速度较快，水化时间达到2 d时微球粒径由8.45 μm增大到27.14 μm，水化时间达到15 d后聚合物微球粒径变化幅度较小。

图2 聚合物微球粒径与水化时间关系

2.2 传输运移能力测试

聚合物凝胶和聚合物微球注入和后续水驱实验过程中注入压力与PV数关系见图3。

从图3可以看出，聚合物凝胶体系注入岩心过程中入口处和测压点1处压力上升明显，其中入口处压力上升最快，测压点1处压力升幅较小，测压点2、3处压力明显低于前两个压力，说明聚合物凝胶注入过程中已经开始交联反应，形成了“区域性”网状聚合物分子聚集体。由此可见，聚合物凝胶在传输运移过程中大部分滞留在岩心前端(占整个岩心长度的1/5～1/4)，而中后端滞留量较少，说明聚合物凝胶主要用来封堵近井地带，并不适于开展深部调剖。在聚合物微球注入过程中，入口端处压力呈现升高趋势，测压点1、2处压力升高时间较晚，但升幅也较为明显，测压点3处压力升幅较小。在后续水驱过程中，入口端和测压点1、2处压力升幅较大，说明此处聚合物微球滞留量较多，而测压点3处滞留量较少。

图3 聚合物凝胶、微球注入压力与PV数关系

对比发现，在注入过程中，聚合物凝胶大部分滞留在岩心前端；而对于聚合物微球，不仅注入压力较低，而且可运移到岩心中部，具有较强的传输运移能力，适合基质部分深部调剖。

2.3 封堵效果测试

2.3.1聚合物凝胶封堵能力测试

聚合物凝胶注入填砂管模型过程和后续水驱结束时阻力系数、残余阻力系数和封堵率实验结果见表3，实验过程中注入压力与PV数关系见图4。从表3可以看出，弱凝胶与强凝胶体系都可以对高渗透条带(气测渗透率为15 000 mD)实施有效封堵，封堵率接近100%。从图4可以看出，凝胶体系注入岩心过程中，注入压力持续升高，剪切作用增强，这会给孔隙内成胶效果带来不利影响。当后续水驱达到4 PV后，注入压力趋于稳定并维持在0.5 MPa以上，表明2种凝胶体系在岩心多孔介质内形成了有效滞留，大幅度降低了孔隙过流端面和渗透率，产生了较好的封堵效果。

表3 聚合物凝胶阻力系数、残余阻力系数和封堵率实验数据

图4 聚合物凝胶注入压力与PV数关系

2.3.2聚合物微球封堵能力测试

聚合物微球注入浇筑岩心过程和后续水驱的阻力系数、残余阻力系数和封堵率实验结果见表4，实验过程中注入压力与PV数关系见图5。从表4和图5可以看出，聚合物微球注入过程中注入压力呈现逐渐升高态势，后续水驱阶段压力先升高后下降，最终趋于稳定，并且高于注入微球时的压力，说明聚合物微球在多孔介质内产生了水化膨胀现象，达到了良好的封堵效果，因此微球可对基质部分(气测渗透率5 000 mD)进行深部调剖。但是，微球作为分散相体系在多孔介质内并不稳定，后续水冲刷能够驱出部分微球而使注入压力产生下降。

表4 聚合物微球阻力系数、残余阻力系数和封堵率实验数据

图5 聚合物微球注入压力与PV数关系

2.4 调剖效果测试

2.4.1孔眼封堵长度优化

聚合物弱凝胶注入段塞尺寸对最终采收率影响的实验结果见表5。从表5可知，随着聚合物凝胶注入段塞尺寸(孔眼体积)增加，采收率增加，从技术经济方面考虑，聚合物凝胶注入段塞尺寸取1/3～1/2孔眼体积为宜。考虑到矿场大孔道发育较为严重，最终选定注入1/2孔眼体积。

表5 聚合物弱凝胶注入段塞尺寸对采收率的影响

注：1/2孔眼体积≈3.0 mL；1/3孔眼体积≈2.0 mL；1/4孔眼体积≈1.5 mL。

2.4.2调剖剂多级组合调驱效果测试

调剖体系注入段塞顺序对最终采收率影响的实验结果见表6。从表6可知，在调剖剂注入段塞尺寸相同条件下，采取先注入弱凝胶、再注入强凝胶的方式，对于提高采收率的程度要好于相反的注入方式。实验过程中注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图6。

表6 调剖剂组合方式对采收率的影响

图6 两种组合方式注入压力、含水率、采收率与PV数关系

从图6可以看出，调剖剂注入阶段，注入压力迅速上升，含水率下降，采收率迅速增加。后续水驱阶段，注入压力下降，最终保持平稳，含水率上升，采收率曲线变缓。进一步观察可以发现，采用“弱凝胶+强凝胶+聚合物微球”的组合方式，采收率增幅最高,可提高22.5个百分点。这是因为所注入的聚合物凝胶段塞首先进入填砂孔眼(大孔道)，而弱凝胶中聚合物与交联剂浓度较低，成胶强度相对较低，有助于向出口端推进，有效减弱“端面效应”现象，达到深部调剖的目标，后续聚合物微球发生液流转向，进入岩心基质部分产生封堵，进一步提高采收率。因此，推荐此组合方式进行海上油田深部调剖。

3 结论

聚合物微球在注入岩心过程中，注入压力较低，可运移到岩心中部，具有较强的传输运移能力，并且可在储层深部孔隙内缓膨，适宜基质孔隙封堵和深部液流转向。与聚合物微球相比，聚合物凝胶体系传输运移能力较差，但封堵作用较强，适宜近井地带大孔道或特高渗透条带封堵。采取“弱凝胶+强凝胶+聚合物微球”的二级调驱段塞最终提高采收率幅度较大，较水驱阶段可提高22.5个百分点，增油降水效果较优，推荐此组合方式进行海上油田深部调剖。