渤海油田大尺寸優(yōu)勢通道封堵與調(diào)驅(qū)技術(shù)研究

孟祥海，張云寶，夏 歡，劉義剛，王 威，呂金龍，殷慶國

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300450；2.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶1163318；3.中國石油吐哈油田工程技術(shù)研究院，新疆鄯善838202）

國內(nèi)渤海海域稠油油藏具有儲層厚度大、滲透率高、非均質(zhì)性嚴(yán)重、巖石膠結(jié)強度低、單井注采強度大等特點，開采難度極大。在“科技領(lǐng)先”戰(zhàn)略指引下，渤海油田以“穩(wěn)油控水”為出發(fā)點，以“早注水、注好水、注夠水、精細(xì)注水”為主線，以提高動用儲量和單井產(chǎn)能為目的，以加快采油速度和提高采收率為最終目標(biāo)，形成了一系列諸如海上稠油油藏提高采收率技術(shù)和海上油田復(fù)雜井治理技術(shù)，有效地減緩了老油田遞減速度，實現(xiàn)了預(yù)定生產(chǎn)目標(biāo)。但也必須看到，隨開采時間增加，優(yōu)勢通道對注聚或注水開發(fā)效果影響日漸嚴(yán)重，已經(jīng)成為制約油田高效開發(fā)技術(shù)難題之一。近年來，國內(nèi)陸地油田在優(yōu)勢通道治理研究和礦場實踐方面取得豐碩成果，形成了以聚合物體膨顆粒、淀粉?丙烯腈凝膠和復(fù)合離子聚合物凝膠等為代表的大孔道治理技術(shù)[1?5]，取得了良好增油降水效果。與陸地油田相比較，海上油田在儲層地質(zhì)特征、注采參數(shù)和完井方式等方面存在較大差異。首先，海上油田儲層巖石膠結(jié)強度極低；其次，單井注采強度較大，水流沖刷作用較強，極易破壞儲層空隙結(jié)構(gòu)，形成大尺寸優(yōu)勢通道；最后，為防止儲層結(jié)構(gòu)破壞后井筒出砂，海上稠油油田油水井都采取優(yōu)質(zhì)篩管完井方式（網(wǎng)孔直徑70目）。因此，陸地油田廣泛應(yīng)用的顆粒類封堵劑因過篩管問題而無法使用，聚合物凝膠類則因封堵強度低和藥劑費用高等因素制約而無法滿足大尺寸優(yōu)勢通道封堵技術(shù)經(jīng)濟指標(biāo)要求。為解決海上稠油油田注采井間竄流技術(shù)難題，以渤海油藏儲層和流體為研究對象，開展了封堵劑BH?1基本性能評價、巖心孔眼封堵率和封堵+調(diào)驅(qū)增油降水效果實驗研究，為后續(xù)礦場試驗提供了重要數(shù)據(jù)基礎(chǔ)。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

實驗用水為QHD32?6油田注入水，水質(zhì)分析見表1。

實驗用油為模擬油，由QHD32?6油田脫氣原油與煤油按一定比例混合而成，油藏溫度65℃時黏度70 mPa·s。

調(diào)驅(qū)劑包括疏水締合聚合物溶液和Cr3+聚合物凝膠。疏水締合聚合物由四川光亞科技有限公司生產(chǎn)（相對分子質(zhì)量1 100×104，固含率100%）。Cr3+聚合物凝膠由有機鉻交聯(lián)劑與“高分”（相對分子質(zhì)量1 900×104，固含率90%）聚合物配制而成，其中交聯(lián)劑由東北石油大學(xué)實驗室合成，聚合物為中國石油大慶煉化公司生產(chǎn)的部分水解聚丙烯酰胺。

為了模擬地層前期沖刷作用，實驗用巖心為高滲透率人造巖心。人造巖心包括填砂管和巖心鉆孔填砂（石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)巖心[6?7]）。

填砂管模型：對砂粒粒徑進(jìn)行篩選，分別選取不同粒徑大小的砂粒粒徑（見圖1），對填砂管進(jìn)行充填，并用聚四氟膠帶對接口進(jìn)行密封處理，篩選石英砂顆粒粒徑（見表2）。

巖心鉆孔填砂模型(見圖2）：實驗巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)巖心，高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。為模擬地層中大孔道發(fā)育情況，首先在巖心端面沿長度方向鉆孔（孔深3、6、9 cm，孔徑1.0、1.6、2.5 cm），然后在巖心孔眼內(nèi)填砂（20~40目）。

圖1 充填砂實物照片F(xiàn)ig.1 Filling sand photographs

1.2 儀器設(shè)備和步驟

1.2.1 儀器設(shè)備 封堵劑配制和儲存儀器設(shè)備包括HJ?6型多頭磁力攪拌器、電子天平、燒杯、試管和HW?ⅢA型恒溫箱；抗壓強度測試儀器設(shè)備為壓力試驗機（WSM?200KN）；元素組成和微觀結(jié)構(gòu)測試儀器為場發(fā)射環(huán)境掃描電鏡（美國FEI公司Quanta 450）。

圖2 巖心孔眼剖面和填砂端面實物圖Fig.2 Core hole profile and sand filling end surface physical map

封堵劑和調(diào)驅(qū)劑措施效果評價實驗設(shè)備包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等。除平流泵和手搖泵外，其它部分置于恒溫箱內(nèi)。實驗設(shè)備及流程見圖3。

表2 填砂管飽和水體積數(shù)據(jù)Table 2 Saturated water volume data of sand filling pipe

圖3 實驗設(shè)備及流程Fig.3 Experimental equipment and flow chart

1.2.2 實驗步驟 封堵實驗：①測量基質(zhì)巖心滲透率K；②巖心鉆孔后測量滲透率Kj；③巖心孔眼填砂后測量滲透率Kw1；④向巖心填砂孔眼注入封堵劑；⑤巖心在油藏溫度下放置一段時間，然后水測滲透率Kw2。

封堵率計算：巖心鉆孔、填砂和封堵后滲透率由多部分巖心滲透率疊加而成，各部分滲透率關(guān)系見圖4。

圖4 巖心鉆孔、填砂和封堵后各部分滲透率關(guān)系Fig.4 Permeability relation of core drilling,sand filling and sealing

對于L1部分采用多層并聯(lián)總滲透率公式計算，L1和L2部分采用多層串聯(lián)總滲透率公式計算。

對于L1部分：

Kd=KiAi+KkAk（1）

式中，Kd為 L1部分總滲透率，10-3μm2；Kj為基質(zhì)滲透率,10-3μm2；Kk為孔內(nèi)滲透率，10-3μm2；A 為巖心橫截面積，m2；Aj為巖心橫截面積減去孔的橫截面積，m2；Ak為孔的橫截面積，m2。

對于L1和L2部分：

式中，Kw為巖心填砂后總滲透率，10-3μm2；Kj為基質(zhì)滲透率，10-3μm2；Kd為 L1部分總滲透率，10-3μm2。

換算得，

最終計算出封堵前滲透率Kk1和封堵后滲透率Kk2。

1.2.3 方案設(shè)計

（1）封堵劑基本性能測試實驗

封堵劑組成：增黏劑5.00%+固化劑0.10%+緩凝劑0.25%+主劑30.00%（質(zhì)量分?jǐn)?shù)，下同）；候凝時間：24 h；水型：清水和注入水；評價指標(biāo)：抗壓強度和滲透性。

（2）填砂管封堵實驗

封堵劑組成：增黏劑5.00%+固化劑0.10%+緩凝劑0.25%+主劑30.00%；候凝時間：24 h；水型：清水和注入水；評價指標(biāo)：封堵率。

（3）巖心鉆孔填砂封堵實驗

封堵劑組成：增黏劑5.00%+固化劑0.10%+緩凝劑0.25%+主劑30.00%；候凝時間：24 h；水型：清水；巖心和孔眼參數(shù)：3種孔徑，3種深度，合計9次實驗；評價指標(biāo)：封堵率。

（4）并聯(lián)巖心封堵劑封堵后液流轉(zhuǎn)向?qū)嶒?/p>

在農(nóng)田水資源緊缺的狀態(tài)下，合理應(yīng)用和推廣現(xiàn)代節(jié)水灌溉技術(shù)對提高水資源利用率、提升農(nóng)業(yè)的灌溉水平，有效的解決水資源緊缺的現(xiàn)象，具有一定的意義，還能有效的推動農(nóng)業(yè)的進(jìn)步與發(fā)展。綜上，筆者指出了在水利工程中應(yīng)用微灌式噴、噴灌式、井灌式、防滲式等節(jié)水灌溉技術(shù)，并對相關(guān)應(yīng)用進(jìn)行了詳細(xì)的探討和研究，以期合理的使用節(jié)水灌溉技術(shù)，促進(jìn)農(nóng)業(yè)的可持續(xù)進(jìn)步與發(fā)展。

封堵劑組成：增黏劑5.00%+固化劑0.10%+緩凝劑0.25%+主劑30.00%；候凝時間：24 h；巖心和孔眼參數(shù)：3種孔徑，3種深度，合計9次實驗；評價指標(biāo)：采收率、封堵率和分流率。

（5）封堵+調(diào)驅(qū)措施增油降水效果實驗

方案1?1：①將高滲透層（巖心基質(zhì)部分Kg=5 000×10-3μm2，巖心中部含一個貫穿孔眼，先用封堵劑充填孔眼）和低滲透層巖心抽空飽和水和油，將高滲透層孔眼中封堵劑鉆掉總長度50%，然后與低滲透層組成并聯(lián)巖心。②將并聯(lián)巖心水驅(qū)到含水率40%~60%。③重新用封堵劑將高滲透層內(nèi)孔眼封堵，再繼續(xù)水驅(qū)到95%。④注入0.3 PV疏水締合聚合物溶液（CP=1 750 mg/L），再次后續(xù)水驅(qū)至含水率95%。

方案1?2：①將高滲透層（巖心基質(zhì)部分Kg=5 000×10?3μm2，巖心中部含一個貫穿孔眼，先用封堵劑充填孔眼）和低滲透層巖心抽空飽和水和油，將高滲透層孔眼中封堵劑鉆掉總長度50%，然后與低滲透層組成并聯(lián)巖心。②將并聯(lián)巖心水驅(qū)到含水40%~60%。③重新用封堵劑將高滲透層內(nèi)孔眼封堵，再繼續(xù)水驅(qū)到95%。④注入0.3 PVCr3+聚合物凝膠溶液（大慶“高分”聚合物，CP=1 200 mg/L，聚合物與Cr3+質(zhì)量比為180∶1），再次后續(xù)水驅(qū)至含水率95%。

上述實驗?zāi)M的是沖刷過后的海上油藏情況，水驅(qū)過程注入速度為0.6 mL/min，實驗溫度65℃。

2 結(jié)果分析

2.1 封堵劑基本性能

封堵劑的應(yīng)力?應(yīng)變關(guān)系、元素組成能譜圖和實物圖見圖5。

圖5 封堵劑應(yīng)力?應(yīng)變、元素組成能譜圖和實物圖Fig.5 Stress?strain,elemental composition energy spec?trum and physical diagram of plugging agent

從圖5可以看出，封堵劑為灰黑色致密固體，具有較高抗壓能力和較低滲透性，主要組成元素為Si、Al和 O 等。

2.2 填砂管封堵效果

填砂管封堵劑封堵效果見表3。

表3 填砂管封堵率實驗數(shù)據(jù)Table 3 Experimental data of plugging rate

從表3可以看出，填砂管封堵劑封堵率超過98%，取得了良好封堵效果。分析表明，隨砂粒粒徑增加，填砂管滲透率增加，封堵劑封堵效果提高。與清水相比較，注入水（礦化度較高）配制封堵劑封堵效果較好。

2.3 巖心鉆孔填砂封堵效果

巖心鉆孔填砂封堵劑封堵效果數(shù)據(jù)見表4。從表4可以看出，孔眼充填封堵劑后巖心滲透率明顯下降，封堵率超過94%，表明封堵劑對大尺寸優(yōu)勢通道可以形成良好封堵效果。

2.4 并聯(lián)巖心封堵劑液流轉(zhuǎn)向效果

并聯(lián)巖心封堵劑液流轉(zhuǎn)向效果（巖心孔長9.0 cm，孔徑為1.6 cm）,即采收率實驗數(shù)據(jù)見表5。從表5可以看出，在水驅(qū)結(jié)束后對并聯(lián)巖心高滲透層實施封堵，再進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，各小層采收率呈現(xiàn)不同程度增加。與水驅(qū)相比較，封堵劑封堵高滲透孔眼巖心后，低滲巖心采收率增幅為40.9%，高滲孔眼填砂巖心采收率增幅為18.2%，低滲巖心采收率增幅比高滲孔眼巖心的值高22.7%。

表4 巖心鉆孔填砂封堵率實驗數(shù)據(jù)Table 4 Experimental data of plugging rate

表5 并聯(lián)巖心采收率實驗數(shù)據(jù)Table 5 Experimental data of recovery rate

并聯(lián)巖心封堵劑液流轉(zhuǎn)向后各小層階段分流率實驗數(shù)據(jù)見表6。

從表6可以看出，在水驅(qū)階段，隨注入PV數(shù)增加，高滲透層分流率增加，低滲透層降低。當(dāng)水驅(qū)結(jié)束時，高滲透層分流率高達(dá)99.0%。當(dāng)高滲透孔眼巖心實施封堵措施后，隨注入PV數(shù)增加，高滲透孔眼巖心分流率呈現(xiàn)先減后增變化趨勢，低滲巖心分流率呈現(xiàn)先增后減的變化趨勢。當(dāng)后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時，高滲透孔眼巖心分流率從99.0%降低到79.6%，取得了較強液流轉(zhuǎn)向效果。

表6 各小層階段分流率Table 6 Diversion rate of each stage

2.5 封堵+調(diào)驅(qū)增油降水效果

2.5.1 滲透率 在巖心（未形成優(yōu)勢通道）進(jìn)行飽和油和驅(qū)替實驗前，首先測試其水測滲透率，然后在巖心內(nèi)鉆孔，向孔眼內(nèi)填砂，最后向填砂孔眼注入封堵劑。各個階段巖心水側(cè)滲透率見表7。

由表7可以看出，一旦儲層中形成優(yōu)勢通道或高滲透條帶，盡管儲層平均滲透率會小幅度提高，但這對中低滲透層波及系數(shù)會形成嚴(yán)重不利影響。當(dāng)巖心孔眼充填封堵劑后，孔眼滲透率明顯降低，封堵率超過90%。

表7 封堵+調(diào)驅(qū)增油滲透率實驗數(shù)據(jù)Table 7 Permeability experimental data

2.5.2 采收率 當(dāng)巖心中存在優(yōu)勢通道（填砂孔眼）時，水驅(qū)開發(fā)效果以及孔眼封堵后液流轉(zhuǎn)向效果（采收率）結(jié)果見表8。

表8 封堵+調(diào)驅(qū)增油采收率實驗數(shù)據(jù)Table 8 Experimental data of recovery rate

由表8可以看出，一旦儲層形成優(yōu)勢通道后，低滲透層水驅(qū)開發(fā)階段儲量幾乎未動用，總體開發(fā)效果也較差。當(dāng)并聯(lián)巖心高滲透層內(nèi)優(yōu)勢通道封堵后，水驅(qū)開發(fā)效果明顯提高，其中高滲透層采收率由封堵前17.7%提高到封堵后35.4%，低滲透層采收率增幅也達(dá)到3.6%（方案1?1）。采收率數(shù)據(jù)分析表明，盡管高滲透層內(nèi)優(yōu)勢通道封堵后增油降水效果明顯，但由于受高低滲透率層內(nèi)宏觀和微觀非均質(zhì)性影響，并聯(lián)巖心采收率總和（21.9%）尤其是低滲透層采收率（3.6%）仍然不高，剩余油潛力仍然較大。在高滲透層內(nèi)優(yōu)勢通道封堵基礎(chǔ)上，通過注入疏水締合聚合物溶液和Cr3+聚合物凝膠，并聯(lián)巖心開發(fā)效果取得進(jìn)一步提高，其中應(yīng)用疏水締合聚合物調(diào)驅(qū)采收率增幅18.1%，應(yīng)用Cr3+聚合物凝膠采收率增幅為25.6%。分析認(rèn)為，與疏水締合聚合物溶液相比較，Cr3+聚合物凝膠與儲層尤其是低滲透層孔隙適應(yīng)性較好，擴大波及體積效果較好，采收率增幅較大。

2.5.3 動態(tài)特征 模型注入壓力、含水率和采收率與PV關(guān)系見圖6。

從圖6可以看出，無論是疏水締合聚合物溶液還是Cr3+聚合物凝膠，調(diào)驅(qū)劑注入過程中注入壓力升高，液流轉(zhuǎn)向作用增強，擴大波及體積效果提高，最終導(dǎo)致含水率下降和采收率增加。與疏水締合聚合物溶液相比較，盡管Cr3+聚合物凝膠注入壓力較低，但由于Cr3+聚合物凝膠中聚合物分子聚集體具有“分子內(nèi)”交聯(lián)結(jié)構(gòu)特征[8?12]，與儲層尤其是低滲透層孔隙配伍性較好，它在巖心孔隙內(nèi)傳輸運移能力較強，能夠在巖心深部建立起壓力梯度[13?15]，液流轉(zhuǎn)向效果較好。此外，在后續(xù)水驅(qū)階段，由于Cr3+聚合物凝膠中聚合物分子聚集體具有稀釋膨脹功效，造成注入壓力下降速度較小，低滲透層維持較高壓差時間較長，液流轉(zhuǎn)向效果較好。因此，Cr3+聚合物凝膠調(diào)驅(qū)采收率增幅較大。

圖6 注入壓力、含水率和采收率與注入PV數(shù)關(guān)系Fig.6 The relationship between injection pressure,water cut and recovery and injection PV number

實驗過程中各小層（巖心）分流率與PV數(shù)關(guān)系見圖7。從圖7可以看出，由于并聯(lián)巖心滲透率級差比較大，水驅(qū)階段高滲透層分流率要遠(yuǎn)大于低滲透層，表明低滲透層波及程度較低。當(dāng)采用封堵+調(diào)驅(qū)措施后，高滲透層分流率下降，低滲透層增加。在后續(xù)水驅(qū)階段，與疏水締合聚合物溶液相比較，Cr3+聚合物凝膠導(dǎo)致高滲透層分流率回升速度較小，低滲透層下降速度較小，表明液流轉(zhuǎn)向效果較好，因而采收率增幅較大。

圖7 小層分流率與PV數(shù)關(guān)系Fig.7 The relation between small layer shunt rate and PV number

3 結(jié) 論

（1）在渤海稠油油藏水驅(qū)開發(fā)過程中，因儲層巖石膠結(jié)強度低和水沖刷破壞作用強，高滲透層內(nèi)會逐漸形成大尺寸優(yōu)勢通道，它不僅會降低中低滲透層水驅(qū)開發(fā)效果，同時也給高滲透層自身開發(fā)帶來不利影響。

（2）在填砂管和鉆孔填砂巖心上封堵實驗證明，封堵劑封堵率高于90%，說明封堵劑可以滿足大尺寸優(yōu)勢通道封堵技術(shù)要求。

（3）巖心實驗表明，將大尺寸優(yōu)勢通道封堵技術(shù)與化學(xué)調(diào)驅(qū)技術(shù)相結(jié)合，可以獲得宏觀和微觀液流轉(zhuǎn)向雙重效應(yīng)，增油降水效果十分明顯。

（4）與疏水締合聚合物溶液相比較，盡管Cr3+聚合物凝膠黏度較低，但由于Cr3+聚合物凝膠內(nèi)聚合物分子聚集體具有“分子內(nèi)”交聯(lián)結(jié)構(gòu)特征，與儲層孔隙配伍性較好，能夠在巖心深部建立起有效驅(qū)替壓力梯度，因而液流轉(zhuǎn)向效果較好，采收率增幅較大。