“凝膠/微球”調(diào)剖調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)及組合方式優(yōu)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(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江大慶 163318）

0 前言

在油田開發(fā)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(xué)劑方式向地層補(bǔ)充能量，進(jìn)而維持油田正常開采。對于水驅(qū)或化學(xué)驅(qū)開發(fā)儲(chǔ)層，由于存在巖石膠結(jié)強(qiáng)度低和儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)等特點(diǎn)，長期注水或化學(xué)劑開發(fā)后期，層間和層內(nèi)矛盾加劇，注入流體會(huì)沿高滲透層突進(jìn)，進(jìn)而引起低效或無效循環(huán)，嚴(yán)重制約油田開發(fā)效果［1-3］。實(shí)踐證明，化學(xué)調(diào)剖技術(shù)已經(jīng)成為改善水驅(qū)開發(fā)油田重要技術(shù)手段，為國內(nèi)水驅(qū)開發(fā)油田穩(wěn)產(chǎn)和增產(chǎn)奠定了堅(jiān)實(shí)基礎(chǔ)［4-6］。渤中34-2/4油田原油物性好，投產(chǎn)初期自噴能力強(qiáng)，產(chǎn)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(dǎo)致地層壓力降速較快，油井見水后產(chǎn)液能力下降，含水上升速率加快。因此，必須采取調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)組合措施來改善水驅(qū)開發(fā)效果［7-8］。采用酚醛凝膠封堵高滲透層，采用聚合物微球?qū)崿F(xiàn)宏觀和微觀液流轉(zhuǎn)向，二者相互促進(jìn)，實(shí)現(xiàn)“1+1＞2”組合效果。

近年來，調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)組合方式制約著調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)效果的發(fā)揮，主要表現(xiàn)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(diào)驅(qū)和液流轉(zhuǎn)向效果，而且致使微球過早轉(zhuǎn)向進(jìn)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(diào)剖/調(diào)驅(qū)組合技術(shù)面臨的難題，助力油田多輪次調(diào)驅(qū)效果提升，急需開展調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)組合方式研究。針對渤中34-2/4 油田開發(fā)實(shí)際需求，開展了酚醛凝膠調(diào)剖/微球調(diào)驅(qū)技術(shù)組合方式優(yōu)化研究，研究成果為渤中34-2/4油田調(diào)剖調(diào)驅(qū)施工提供理論與技術(shù)支撐。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

酚醛凝膠由聚合物、交聯(lián)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(lián)劑為酚醛樹脂類交聯(lián)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(shí)驗(yàn)用水為渤海油田注入水，礦化度9130.3 mg/L，主要離子質(zhì)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(shí)驗(yàn)巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心［12-14］，包括低中高3 個(gè)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(xué)儀器公司；實(shí)驗(yàn)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(shí)驗(yàn)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(lián)攪拌器在轉(zhuǎn)速300 r/min 下配制質(zhì)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(zhì)量濃度的目的液，分別加入不同量的交聯(lián)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(dāng)黏度小于100 mPa·s時(shí)，采用“0”號(hào)轉(zhuǎn)子在轉(zhuǎn)速6 r/min 下進(jìn)行測試；當(dāng)黏度為0.1～20 Pa·s時(shí)，采用“1～4”號(hào)轉(zhuǎn)子在轉(zhuǎn)速30 r/min下進(jìn)行測試，測試溫度為70 ℃。

采用磁力攪拌器在轉(zhuǎn)速300 r/min下配制質(zhì)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(nèi)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(tài)，測試其粒徑中值。

（2）驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)步驟如下：①巖心抽空、飽和地層水，計(jì)算孔隙度；②巖心飽和油，計(jì)算含油飽和度；③水驅(qū)至含水80%，記錄注入壓力，計(jì)算含水率和采收率；④注入酚醛凝膠調(diào)剖劑，靜置36 h 后再注入聚合物微球調(diào)驅(qū)劑，記錄注入壓力，計(jì)算含水率和采收率；⑤后續(xù)水驅(qū)至含水98%，記錄注入壓力，計(jì)算含水率和采收率。上述實(shí)驗(yàn)過程壓力記錄間隔為30 min，實(shí)驗(yàn)溫度為70 ℃，注入速率為0.6 mL/min。具體實(shí)驗(yàn)方案見表1。

表1 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)方案

2 結(jié)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(zhì)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(lián)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(diào)剖劑，調(diào)剖劑黏度與時(shí)間關(guān)系見表2。由表2可知，“聚合物+交聯(lián)劑”酚醛凝膠的初始成膠時(shí)間在1～2 d，最終成膠黏度約為6.8 Pa·s，向“聚合物+交聯(lián)劑”酚醛凝膠中加入固化劑后，成膠時(shí)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(dá)到20 Pa·s時(shí)所需時(shí)間縮短。從技術(shù)、經(jīng)濟(jì)角度考慮，推薦后續(xù)調(diào)剖實(shí)驗(yàn)用酚醛凝膠組成為：3 g/L 聚合物+3 g/L交聯(lián)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(zhì)量濃度為3 g/L 的聚合物微球溶液中微球的外觀形態(tài)觀測結(jié)果見圖1，微球的粒徑中值隨水化時(shí)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?！俺肿有汀本酆衔镂⑶虻姆稚⑿暂^好，顆粒間沒有黏連現(xiàn)象，水化后粒徑較大?！凹{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(shí)間的延長，聚合物微球的粒徑中值增速呈現(xiàn)“先升后降”趨勢，水化120 h后趨于穩(wěn)定。聚合物微球濃度為3 g/L時(shí)，“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(shù)（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?yàn)楹罄m(xù)實(shí)驗(yàn)用調(diào)驅(qū)劑。

圖1 不同水化時(shí)間下3種聚合物微球的外觀形態(tài)

圖2 聚合物微球的粒徑中值隨水化時(shí)間的變化

2.3 “凝膠/微球”注入?yún)?shù)和組合方式優(yōu)化

2.3.1 巖心非均質(zhì)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(zhì)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(shí)機(jī)（含水率80%）一定的條件下，隨巖心非均質(zhì)性即滲透率級差的增大，水驅(qū)采收率減小，調(diào)剖、調(diào)驅(qū)采收率增幅呈現(xiàn)“先增后降”趨勢。分析認(rèn)為，當(dāng)巖心滲透率級差超過特定值后，調(diào)剖劑對高滲透層封堵作用減弱，液流轉(zhuǎn)向效果變差，采收率增幅減小。

表3 不同滲透率級差巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的采收率

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(shí)機(jī)（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(qū)注入壓力降低，調(diào)剖、調(diào)驅(qū)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(zhuǎn)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(qū)油實(shí)驗(yàn)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(diào)剖、調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)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(diào)剖、調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)對調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)增油降水效果的影響見表4。從表4可以看出，在調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑段塞一定（0.1 PV）時(shí)，調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入時(shí)機(jī)愈早即含水率愈低，采收率增幅愈大。從技術(shù)、經(jīng)濟(jì)角度考慮，調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入時(shí)機(jī)不宜過早，推薦注入時(shí)機(jī)為含水率80%～90%。

表4 不同調(diào)剖、調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)下驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的采收率

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(diào)剖劑（體系Ⅰ，0.1 PV）和調(diào)驅(qū)劑（“超分子型A”微球，0.1 PV）一定條件下，調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入時(shí)機(jī)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(kuò)大波及體積效果愈好，采收率增幅愈大。

圖4 不同調(diào)剖、調(diào)驅(qū)時(shí)機(jī)下驅(qū)油實(shí)驗(yàn)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(diào)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(diào)剖劑和聚合物微球溶液，調(diào)剖劑段塞尺寸對調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)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(diào)驅(qū)劑段塞（0.1 PV）一定的條件下，隨調(diào)剖劑（酚醛凝膠）段塞尺寸的增大，采收率增幅呈現(xiàn)“先增后降”趨勢，段塞尺寸為0.10～0.20 PV時(shí)采收率增幅較高。因此，推薦后續(xù)實(shí)驗(yàn)用調(diào)剖劑段塞尺寸范圍為0.10～0.20 PV。

表5 不同調(diào)剖劑段塞尺寸下驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的采收率

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(dāng)調(diào)剖劑段塞尺寸在0.10～0.20 PV范圍內(nèi)時(shí)，注入壓力處于一個(gè)比較合理水平，而在該范圍之外時(shí)注入壓力要么太高，要么太低。分析認(rèn)為，當(dāng)調(diào)剖劑段塞尺寸超過合理水平后，注入壓力升幅過大，部分調(diào)剖劑會(huì)進(jìn)入低滲透層中而引起吸液啟動(dòng)壓力大幅度升高，致使后續(xù)水驅(qū)液流轉(zhuǎn)向效果變差，采收率增幅降低。當(dāng)調(diào)剖劑段塞尺寸低于合理水平后，調(diào)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(xù)水驅(qū)液流轉(zhuǎn)向效果變差，采收率增幅降低。

圖5 不同調(diào)剖劑段塞尺寸下驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(diào)驅(qū)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(diào)剖劑和聚合物微球溶液，調(diào)驅(qū)劑段塞尺寸對調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)增油降水效果的影響見表6。從表6可以看出，在調(diào)剖劑段塞尺寸一定（0.1 PV）的情況下，隨調(diào)驅(qū)劑段塞尺寸增加，采收率增幅增加，且當(dāng)段塞尺寸超過0.2 PV后采收率增幅呈現(xiàn)較大幅度增加。驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(diào)驅(qū)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(kuò)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(shù)效果和經(jīng)濟(jì)效益兩方面綜合考慮。

圖6 不同調(diào)驅(qū)劑段塞尺寸下驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(diào)驅(qū)劑段塞尺寸下驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的采收率

2.3.5 調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)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(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入方式對增油降水效果實(shí)驗(yàn)結(jié)果的影響見表7。從表7可以看出，在調(diào)剖劑段塞尺寸（0.1 PV）和調(diào)驅(qū)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(rèn)為，在大段塞、整體注入方式下，聚合物微球會(huì)在注入端發(fā)生滯留甚至引起堵塞，致使微球深部運(yùn)移和滯留效果變差，進(jìn)而降低液流轉(zhuǎn)向效果和采收率增幅。采用調(diào)剖劑（酚醛凝膠）與調(diào)驅(qū)劑（聚合物微球）小段塞、多輪次交替注入方式時(shí)，調(diào)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(yùn)移到深部區(qū)域，從而獲得較好的液流轉(zhuǎn)向效果。

表7 不同調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入方式下驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的采收率*

驅(qū)替實(shí)驗(yàn)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(shí)間較長，液流轉(zhuǎn)向效果較好，采收率增幅較大。

圖7 不同調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入方式下驅(qū)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(jié)論

酚醛凝膠調(diào)剖劑具有較高的成膠強(qiáng)度，可對高滲層實(shí)現(xiàn)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(shí)現(xiàn)宏觀和微觀液流轉(zhuǎn)向效果，二者相互促進(jìn)，最終實(shí)現(xiàn)良好的增油降水效果。

從技術(shù)經(jīng)濟(jì)角度考慮，調(diào)剖、調(diào)驅(qū)合理注入時(shí)機(jī)為含水率80%～90%，調(diào)剖劑合理段塞尺寸為0.10～0.20 PV。

與調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)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(zhuǎn)速率，提高液流轉(zhuǎn)向效果和采收率增幅。