铬冻胶与高渗油藏窜流通道强度的适应性研究

赵凤兰 曹淑君 侯吉瑞 苑光宇

中国石油大学（北京）提高采收率研究院

铬冻胶与高渗油藏窜流通道强度的适应性研究

赵凤兰 曹淑君 侯吉瑞 苑光宇

中国石油大学（北京）提高采收率研究院

中高渗油藏经过长期注水开发，储层物性发生了变化，导致注入水沿着高渗透带形成不同强度的窜流通道，严重影响开发效果。针对现场常用的铬冻胶，通过动态封堵实验研究了不同聚合物浓度（3 000 mg/L和5 000 mg/L）铬冻胶体系在不同渗透率窜流通道中的注入、封堵性能及驱油效果，并引入了拟阻力系数和拟残余阻力系数，分析了铬冻胶与窜流通道强度的适应性。实验结果表明，聚合物浓度越高，冻胶的注入性能越差，但是封堵性能以及调剖增油效果越好；窜流通道渗透率越高，冻胶封堵强度越弱，而调剖增油效果越差；铬冻胶对3 D、5 D、10 D、50 D的窜流通道适应性较好，对于100 D、150 D、200 D的窜流通道适应性较差。该研究结果为铬冻胶应用于现场封堵高渗油藏窜流通道提供了参考依据。

铬冻胶；高渗油藏；窜流通道；拟阻力系数；拟残余阻力系数；适应性

随着油田开发的不断深入，注水开发中、高渗油藏中常出现一定厚度的大孔道，即高渗透条带或窜流通道。大孔道主要有2种：油层中的原生大孔道，如裂缝、特高渗透层或条带；长期驱替后形成的次生大孔道。长期水驱开发的油藏一般物性参数都会发生较大变化，使油藏非均质性和各向异性加剧。因此，在油藏注水开发中后期，油藏深部大孔道的封堵已成为重要的提高采收率措施之一［1-2］。

聚合物凝胶作为非均质油田开发后期稳油控水的重要途径，由于其注入性好、穿透地层能力强的特点在油田调剖堵水中得以广泛应用，典型代表为铬冻胶［3-4］。针对高渗油藏水驱后形成的窜流通道，通过岩心流动实验及并联驱油实验，研究了铬冻胶在不同强度窜流通道中的注入、封堵性能和调剖增油效果，以及铬冻胶与高渗油藏窜流通道的适应性。

1　实验部分

Experiment

1.1实验材料与仪器

Materials and instruments

实验材料：部分水解聚丙烯酰胺（HPAM），分子量2.5×107；重铬酸钠（分析纯）；有机还原剂；稳定剂；NaHCO3（分析纯），Na2SO4（分析纯），CaCl2（分析纯），KCl（分析纯），NaCl（分析纯）。

主要仪器：DV-Ⅱ型旋转黏度计（美国Brookfield公司），2PB00C平流泵（北京卫星厂，量程范围0.01～5.00 mL/min），MCGS压力动态监测系统（北京昆仑通态软件公司），压力传感器，恒温箱，真空泵，手摇泵，天平，常规玻璃仪器。

1.2实验条件与方法

Conditions and methods 1.2.1 实验条件 实验温度64 ℃；注胶速度0.3 mL/min，注水速度0.3 mL/min；实验用水为模拟地层水，矿化度为48 760 mg/L，离子质量浓度：Na++K+为 24 497 mg/L，Ca2+为 61 mg/L，HCO3-为218 mg/L，SO42-为 417 mg/L，Cl-为 23 567 mg/L；实验用油为脱水原油，表观黏度为7.86 mPa·s（64℃时剪切速率为10 s-1）；Ø2.5 cm×100 cm填砂管。1.2.2 实验方法 使用清水配制铬冻胶，研究其静态成胶时间及成胶强度。由于所研究油藏渗透率较高，普通压制岩心的方法无法压制出所需渗透率的岩心，因此选取填砂管模拟高渗油藏的窜流通道。在填砂管中充填不同粒径的河砂或者石子，得到不同渗透率的填砂管，模拟不同强度的窜流通道。通过单管模型评价堵剂的封堵、注入和耐冲刷性能，初步确定了铬冻胶与不同渗透率岩心匹配关系；进行并联填砂管驱油实验，分析提高采收率效果，进一步确定了铬冻胶与窜流通道强度的适应性。

（1）静态实验。将配制的铬冻胶待成胶液放入安瓿瓶中，静置于64 ℃恒温箱中，每隔一定时间取出，用布氏黏度计在6 r/min的转速下测定黏度［5］，并记录数据。当黏度变化值达到最大时，认为此时的黏度为铬冻胶的终凝强度［6］。

（2）单管模型实验。在填砂管中充填不同粒径的河砂或者不同大小的石子，填制成不同渗透率的模拟岩心；抽真空、饱和水；将填砂管置于恒温箱中，水驱至压力稳定，测量填砂管堵前的渗透率；注入一定孔隙体积的铬冻胶，候凝；后续水驱至压力稳定，测量突破压力、残余阻力系数以及堵后渗透率。

（3）并联管驱油实验。利用并联填砂管模型，模拟油藏的非均质情况，低渗填砂管渗透率为2 D，根据不同的渗透率级差，高渗填砂管渗透率分别为5 D、10 D、50 D、100 D、150 D、200 D。将并联填砂管抽真空、饱和地层水；饱和油直至采出液中不再含水时停止驱替；一次水驱，待含水率达到98%，停止水驱，计算一次水驱采收率；向填砂管中注入一定量的铬冻胶，候凝；后续水驱，待含水达到98%，计算采出油量和提高采收率幅度。

2　实验结果与讨论

Results and discussion

2.1铬冻胶静态成胶时间和成胶强度

Static gelling time and strength of chromium gel

调堵剂的成胶时间是控制油藏调堵深度的关键指标，在实际施工中，常通过不同配方体系调控堵剂的成胶时间，以实现油藏深部大孔道的有效封堵［7］。64 ℃时铬冻胶体系（聚合物浓度为3 000 mg/L）黏度随时间的变化曲线如图1所示。铬冻胶静态成胶过程中，随着静置时间的延长，铬冻胶的黏度逐渐增加，达到最高值后下降最后趋于平缓。在黏度增加阶段，待成胶液中的聚合物分子和氧化还原反应生成的Cr（Ⅲ）交联剂分子慢慢结合在一起，形成大量的空间网状结构，体系黏度逐渐增加至最大值（14 000 mPa·s）；在黏度下降阶段，未被还原的重铬酸钠或者过量的Cr3+直接与HPAM反应，使HPAM降解，破坏体系的稳定性，导致体系黏度降低；当聚合物分子和交联剂分子反应彻底，体系黏度趋于稳定。由以上分析可知，该冻胶体系的静态成胶时间为24 h左右，成胶强度大于14 000 mPa·s。

图1　铬冻胶黏度变化曲线Fig. 1 Variation of chromium gel viscosity

2.2铬冻胶在单根填砂管中的流动实验

Flow test of chromium gel in single sand-filled pipe

2.2.1注入性能 堵剂注入性能常用阻力系数来表征，阻力系数体现了堵剂进入一定渗透率岩心的能力，其值越大，堵剂控制流度的能力越强［8-9］。常规计算阻力系数所用的压力为稳定值，但是在堵剂注入量一定的情况下，注胶结束时无法保证注入压力达到稳定，因此引入“拟阻力系数”以表征冻胶在不同注入量下进入一定渗透率岩心的能力，即在流量相同的条件下，某一注入量条件下注入堵剂结束时的压力与注水稳定时的压力比值。拟阻力系数越大，则冻胶在对应注入量下控制流度的能力越强，在多孔介质中的渗流阻力越大，见表1。

表1　铬冻胶注入过程中的拟阻力系数Table 1 Pseudo-resistance factor of chromium gel in injection process

由表1可知，冻胶中聚合物浓度越大，拟阻力系数越大，这是由于所用聚合物的分子量较大，聚合物浓度越高，冻胶待成胶液的黏度越大，导致阻力系数增加，堵剂进入岩心的难度增大。当冻胶注入量达到设计注入量时，对应的拟阻力系数在15～85（与矿场高渗层注入压差提高几十倍的数量级相当）之间，表明在成胶之前冻胶溶液的注入性能较好，具有一定的流度控制能力；另外，相同注入量的铬冻胶在100 D填砂管中的拟阻力系数较3 D和10 D填砂管中的拟阻力系数要小，这是因为随着岩心渗透率的降低，岩心中的孔道对堵剂的阻碍加大，导致阻力系数上升。所以，铬冻胶在3 D、10 D、100 D岩心中的注入性能较好，但聚合物浓度增加，注入性能变差。2.2.2 封堵性能

（1） 突破压力梯度。凝胶的突破压力指凝胶成胶以后，以恒定流速驱替，至岩心出口端有第一滴液体流出，并连续出液时的压力，换算到单位长度上即为突破压力梯度。突破压力梯度可以直观反映凝胶所能提供的封堵强度。铬冻胶在不同渗透率的填砂管中、不同注入量下的突破压力梯度见表2。

表2　不同注入量下的突破压力梯度Table 2 Breakthrough pressure gradient at different injection rates

聚合物浓度相同、堵剂注入量相同的条件下，填砂管渗透率越低，突破压力梯度越高；同一渗透率的填砂管，冻胶注入量越大，突破压力梯度越高；所用聚合物浓度越高，突破压力梯度越大，这是因为聚合物浓度越高，聚合物溶液被交联后形成的铬冻胶强度（黏度）也会越大。但是，聚合物浓度为5 000 mg/L、注胶量为1 PV时，50 D、100 D岩心的突破压力梯度值仍较小，因此对于50 D、100 D的窜流通道，铬冻胶的封堵效果较差。这是由于渗透率越高，孔隙尺寸会越大，堵剂注入量较少的情况下，无法将高渗窜流通道完全封堵，在渗流截面上仍然有较大孔隙未被冻胶占据。在后续水驱阶段，水驱一开始，出口端便会有液体流出，压力上升的幅度相对较小，突破压力较低。铬冻胶对3 D、5 D、10 D的窜流通道封堵强度较强，聚合物浓度为5 000 mg/L情况下的封堵强度较大。

（2）残余阻力系数。残余阻力系数是衡量堵剂对多孔介质封堵能力的重要指标，为岩心封堵前后的渗透率比值［8］。借鉴残余阻力系数的定义引入拟残余阻力系数（即注入一定量堵剂前后的渗透率比值），表征不同注入量冻胶的封堵能力，见表3。

表3　铬冻胶在不同渗透率岩心中的拟残余阻力系数Table 3 Pseudo-residual resistance factor of chromium gel in cores with different permeabilities

聚合物浓度越高，拟残余阻力系数越大，这是由于聚合物浓度越高，铬冻胶在多孔介质中的滞留量越大，拟残余阻力系数增加。聚合物浓度相同、堵剂注入量相同的情况下，岩心渗透率越低，拟残余阻力系数越大；堵剂注入量越大，拟残余阻力系数越大。铬冻胶的拟残余阻力系数的变化范围为4.5～127.6，说明该体系在被后续水驱突破后，可以较大幅度降低高渗窜流通道的渗透率，具有良好的封堵能力。另外，铬冻胶在100 D岩心中的拟残余阻力系数小于10 D和3 D岩心的拟残余阻力系数，即铬冻胶对10 D和3 D的窜流通道的封堵效果比对100 D的窜流通道的封堵效果好。因此，该体系对较低渗透率的窜流通道的封堵效果较好，但是对高渗窜流通道的封堵效果较差。

2.3调剖驱油实验

Experiment of profile control and oil displacement

为了进一步确定铬冻胶与不同渗透率高渗油藏窜流通道的适应性，进行并联岩心驱油实验，考察铬冻胶改善油藏非均质性及其对提高采收率的贡献。固定渗透率级差分别为2.5、5、25、50、75、100，其中低渗岩心渗透率为2 D，高渗填砂管渗透率除了之前研究的5 D、10 D、50 D、100 D之外，又增加了150 D、200 D的2组岩心。评价调剖增油效果的最直接数据就是含水率是否下降，采收率是否提高以及增幅大小，实验结果见表4。

表4　并联岩心调剖驱油效果Table 4 Profile control and oil displacement effect of dual cores

相同渗透率的并联岩心，铬冻胶体系中聚合物浓度越高，冻胶注入量越大，降低含水率的能力越强，提高采收率的幅度越大。相同的注入量下，铬冻胶对渗透率级差≤50 D的并联岩心的采收率增幅较大，降低含水率的幅度较大；而在渗透率级差＞50 D的条件下，级差越大，采收率增幅越小，调剖增油效果越差。这主要是由于级差越大，窜流通道渗透率越高，岩心通道孔喉尺寸增大，堵剂难以形成有效的封堵，使得后续注入水仍沿窜流通道推进，无法启动低渗层。2 D&5 D的采收率略小于2 D&10 D，其原因是2 D&5 D地层非均质性不强，在堵剂注入过程中低渗透层有较大的分流率，因此对高渗层的封堵效果不明显，后续水驱时，水很快突破，其中很大一部分增油量来自于堵剂注入阶段聚合物的流度控制。由以上分析可知，聚合物浓度为5 000 mg/L的铬冻胶体系对窜流通道渗透率为5 D、10 D、50 D且非均质性较强的地层调剖增油效果较好。

3　结论

Conclusions

（1）岩心流动实验表明，铬冻胶在3 D、10 D、100 D窜流通道中的注入性能、封堵性能较好，且窜流通道渗透率越低，封堵效果越好；体系中聚合物浓度越高，冻胶的注入性能变差，但是封堵能力增强。

（2）驱油实验表明，聚合物浓度相同、岩心渗透率相同的情况下，冻胶注入量越大，调剖增油效果越好；聚合物浓度越高，调剖增油效果越好；同一铬冻胶体系，窜流通道渗透率越高，非均质性越强，调剖增油效果变差。

（3）聚合物浓度为5 000 mg/L的铬冻胶体系对3 D、5 D、10 D、50 D窜流通道的适应性比聚合物浓度为3 000 mg/L的铬冻胶体系好，而对于窜流强度大于100 D、150 D、200 D的窜流通道，建议采用更高强度的凝胶或颗粒等堵剂进行封堵。

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（修改稿收到日期 2016-04-02）

〔编辑 李春燕〕

Adaptability of chromium gel to the strength of crossflow channel in high permeability reservoir

ZHAO Fenglan， CAO Shujun， HOU Jirui， YUAN Guangyu
Enhanced Oil Recoνery Research Institute， China Uniνersity of Petroleum （Beijing）， Beijing 102249， China

After a long-term waterflooding development， physical properties of the medium-high permeability reservoir have changed， resulting in the formation of injected water crossflow channels with different strengths along the high permeability zones，which seriously affects the development effect. In this paper， a dynamic plugging experiment were conducted to identify the injection，sealing capacity and displacement effect of chromium gel system （which is usually used on site） with different polymer concentrations （3000 mg/L and 5000 mg/L） in crossflow channels with different permeabilities. Moreover， pseudo-resistance factor and pseudo-residual resistance factor were adopted to analyze the adaptability of chromium gel to crossflow channel strength. The experimental results show that the higher the polymer concentration， the poorer the injectivity of gel， but the better the sealing capacity and the profile control and oil increasing effect. The higher the permeability of crossflow channel， the weaker the sealing strength of gel， and the poorer the profile control and oil increasing effect. The chromium gel is efficiently adaptable to 3 D， 5 D， 10 D and 50 D crossflow channels， but ineffectively adaptable to 100 D， 150 D and 200 D crossflow channels. The results can provide reference for using chromium gel to plug crossflow channels in high permeability reservoir.

chromium gel； high permeability reservoir； crossflow channel； pseudo-resistance factor； pseudo-residual resistance factor； adaptability

赵凤兰（1973-），中国石油大学（北京）提高采收率研究院副研究员，主要从事提高采收率方面的研究。通讯地址：（102249）北京市昌平区府学路18号中国石油大学（北京）提高采收率研究院。E-mail：zhfl@cup.edu.cn

TE357

A

1000 - 7393（ 2016 ） 03 - 0382- 05

10.13639/j.odpt.2016.03.020

ZHAO Fenglan， CAO Shujun， HOU Jirui， YUAN Guangyu. Adaptability of chromium gel to the strength of crossflow channel in high permeability reservoir［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（3）:382-386.

国家科技重大专项“油田开采后期提高采收率新技术”（编号：2011ZX05009-004）；中国石油大学（北京）科研基金资助（编号：2462012KYJJ23）。

引用格式：赵凤兰，曹淑君，侯吉瑞，苑光宇. 铬冻胶与高渗油藏窜流通道强度的适应性研究［J］.石油钻采工艺，2016，38 （3）：382-386.