王恩成

(中國石化中原油田分公司，河南 濮陽 457001)

引 言

自20世紀(jì)90年代以來，國內(nèi)油田逐漸進入高含水期[1-4]，油水井間易形成竄流或水流通道，嚴(yán)重時甚至出現(xiàn)水淹現(xiàn)象[5-6]，從而導(dǎo)致油田水驅(qū)效果越來越差。如何提高注水波及效率，改善增產(chǎn)增注效率已成為注水開發(fā)油田亟需解決的技術(shù)難題之一。另一方面，高含水油藏條件還會導(dǎo)致儲層內(nèi)大量的剩余油和殘余油無法采出[7-9]。因此，作為三次采油的調(diào)驅(qū)調(diào)剖技術(shù)應(yīng)運而生，已成為油田開發(fā)生產(chǎn)實踐中提高采收率的重要技術(shù)手段。目前，在適應(yīng)不同油氣藏環(huán)境條件的調(diào)驅(qū)技術(shù)以及調(diào)驅(qū)劑研究方面已取得了巨大的進展[10-14]。通過聚合物驅(qū)油可在一定程度上解決非均質(zhì)較為嚴(yán)重的油藏區(qū)塊注入流體波及效率問題，但由于聚合物易高溫水解、耐鹽性差，實際應(yīng)用受到了一定限制。

本文針對中原油田中高滲復(fù)雜斷塊油藏進入高含水后期開發(fā)階段所遇到的注采效果不佳的狀況，開展了復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)體系性能室內(nèi)實驗研究。對配備的凝膠調(diào)驅(qū)體系的耐溫性、注入性、封堵性進行了系統(tǒng)地實驗分析，通過模型實驗評價了凝膠體系的驅(qū)油效率。

1 復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)主劑篩選

1.1 主劑初選

所研究油藏是中原油田最早投入開發(fā)的中高滲復(fù)雜斷塊油藏，其含油面積28.87 km2，石油地質(zhì)儲量4 743.02×104t，溫度80～90 ℃，注水壓力≤30 MPa，礦化度(20～28)×104mg/L，滲透率(40～207)×10-3μm2。根據(jù)該油藏條件及多輪次注采調(diào)驅(qū)實踐經(jīng)驗，選取纖維素醚作為復(fù)合凝膠體系的主要材料。纖維素醚是白色或淡黃色固體[15]，通常是顆粒狀或粉狀，其成膠時間和成膠強度可通過改變配方組成進行控制。多種纖維素醚作為降濾失劑、控粘劑、凝膠聚合物、驅(qū)油劑等被廣泛應(yīng)用于石油開采領(lǐng)域[15]。

初選5種纖維素醚作為主劑材料，編號分別為HK400、HK800、HG15、HG50Y、HPMC，在實驗室內(nèi)分別從基液黏度、成膠時間、熱成膠可逆性3個方面進行了測試。熱成膠可逆性是該油藏深部復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)體系的重要指標(biāo)之一。所謂熱成膠可逆性[16]，是指體系溫度發(fā)生變化時可以發(fā)生溶膠-凝膠相轉(zhuǎn)變，通常降低溫度可發(fā)生凝膠作用，再次升溫后又從凝膠變?yōu)槿苣z。5種主劑材料的測試結(jié)果見表1。經(jīng)過詳細(xì)的實驗對比分析，選出基液黏度較小、膠塊彈性好的HK400和HG15纖維素醚作為主劑。

表1 主劑初步篩選實驗結(jié)果Tab.1 Screen result of host agent for composite gel

1.2 主劑確定

為了進一步確定復(fù)合凝膠深部調(diào)驅(qū)主劑，采用NH4SCN和尿素兩種凝膠化調(diào)節(jié)劑對HK400和HG15的基液黏度、成膠時間、凝膠穩(wěn)定性進行了實驗分析。實驗時NH4SCN質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別取0.5%、1%、2%和4%，尿素質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別取0.5%、1%、2%、4%和6%。

NH4SCN和尿素質(zhì)量分?jǐn)?shù)對HK400和HG15凝膠性能影響的測試結(jié)果見表2、表3。由表2可知，隨著NH4SCN質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加， HK400和HG15基液黏度都有所下降，成膠時間變長，HG15凝膠穩(wěn)定性最高為16 d，而HK400凝膠穩(wěn)定性最長可達(dá)25 d。而表3表明，尿素質(zhì)量分?jǐn)?shù)對HK400基液黏度和成膠時間均無明顯影響，但對HG15基液黏度略有影響，且隨尿素質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加而增大；尿素使得HG15凝膠穩(wěn)定性變差。通過實驗對比分析不難發(fā)現(xiàn)，HK400凝膠穩(wěn)定性明顯優(yōu)于HG15。因此，確定選用HK400為復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)主劑。

表2 NH4SCN質(zhì)量分?jǐn)?shù)對HK400和HG15凝膠性能的影響Tab.2 Influence of NH4SCN mass fraction on performance of gel HK400 and HG15

表3 尿素質(zhì)量分?jǐn)?shù)對HK400和HG15凝膠性能的影響Tab.3 Influence of carbamide mass fraction on performance of gel HK400 and HG15

2 復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)主劑性能實驗

2.1 主要實驗材料和儀器

實驗用油為文25東塊原油，實驗用水為文25東塊污水。注水開發(fā)油藏物理模擬裝置是由中原油田分公司采油工程技術(shù)研究院和湖北創(chuàng)聯(lián)石油科技有限公司聯(lián)合研制的專用儀器，可以完成包括空氣泡沫驅(qū)油、水驅(qū)油、聚合物驅(qū)油和堵水調(diào)剖等多種實驗，實驗參數(shù)由計算機自動采集和記錄，自動化程度高。巖心驅(qū)替實驗用柱塞泵為美國伊斯科高壓高精度柱塞泵，型號為Teledyne Isco 260D。恒溫水浴(控溫范圍為室溫～100 ℃，恒溫波動度±2.0 ℃)。

2.2 熱穩(wěn)定性

實驗條件：溫度90 ℃，礦化度28×104mg/L，主劑2%，調(diào)節(jié)劑1.6%。復(fù)合凝膠體系的凝膠強度和凝膠狀態(tài)隨時間的變化情況見表4。由表4可知，復(fù)合凝膠體系的凝膠強度隨時間的增加而增強，但90 d之后開始降低，而且出現(xiàn)少量脫水現(xiàn)象。圖1為復(fù)合凝膠體系的黏度隨時間的變化曲線。由圖1可知，復(fù)合凝膠體系的黏度隨時間的變化很小。說明在該實驗條件下所配備的復(fù)合凝膠體系90 ℃時的熱穩(wěn)定性較好。

表4 復(fù)合凝膠體系在90 ℃、礦化度28×104 mg/L 條件下的耐溫抗鹽性能測試結(jié)果Tab.4 Temperature and salt resistance of composite gel system at 90 ℃ and salinity of 28×104 mg/L

圖1 90 ℃時復(fù)合凝膠體系的黏度隨時間變化曲線Fig.1 Varying curve of viscosity of composite gel system with time at 90 ℃

2.3 可注入性

實驗條件：巖心水相滲透率70.04×10-3μm2，巖心孔隙度20%，注入液黏度87.6 mPa·s，實驗溫度73 ℃，注入速度1.0 mL/min。圖2為復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)注入量隨注入壓力的變化曲線。由圖2不難看出，注入壓力隨著復(fù)合凝膠注入體積的增加而逐漸上升，注入0.9 PV后壓力趨于穩(wěn)定，之后注入壓力變化很小。實驗結(jié)果說明所配置的復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)體系有利于注入。

圖2 復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)可注入性實驗結(jié)果Fig.2 Injection performance of composite gel in profile-control and flooding

2.4 復(fù)合凝膠體系驅(qū)替效果可視化評價

為了分析復(fù)合凝膠的封堵及驅(qū)替效果，開展了二維驅(qū)替模型實驗研究，并專門設(shè)計了可視化裝置。模型實驗裝置如圖3所示，模型尺寸為25 cm×25 cm×1 cm，模型所用石英砂的粒徑為0.25 mm和0.50 mm，模型的孔隙體積為35 ml，驅(qū)油用的模擬油由40#機油與煤油混合配成，飽和與驅(qū)替模型用水均為模擬注入水。

圖3 二維驅(qū)替模型實驗裝置示意圖Fig.3 Schematic diagram of 2D displacement experiment device

實驗步驟為：模型飽和水→模型飽和油→水驅(qū)油→按要求注入復(fù)合凝膠堵劑→觀察水驅(qū)油的效果。模型中注入復(fù)合凝膠堵劑前后的水驅(qū)油效果如圖4所示。從圖4(a)可以看出，復(fù)合凝膠堵劑注入前，水驅(qū)后可以明顯觀察到注入水沿著對角線方向的高滲條帶竄進，并且很快水竄。圖4(b)為注入復(fù)合凝膠后在高倍顯微鏡下觀察到的模型中流體運動情況，可以明顯觀察到復(fù)合凝膠進入模型深部，而且復(fù)合凝膠在水壓作用下不斷突破并向前移動， 從而實現(xiàn)注入水的微觀逐級逐步的改向。圖4(c)為活性復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)后再進行水驅(qū)條件下模型中流體的運動情況，可以觀察到注入水波及體積大大增加，進而達(dá)到提高原油采收率的目的。模型實驗結(jié)果表明，復(fù)合凝膠可分散在水中并能在油藏深部逐漸運移、成膠、堵塞，提高儲層中驅(qū)替液的波及體積，從而實現(xiàn)對儲層的調(diào)驅(qū)作用。

圖4 復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)模擬實驗結(jié)果Fig.4 Simulation results of profile-control and flooding of composite gel

3 復(fù)合凝膠提高采收率室內(nèi)模擬實驗

3.1 不同注入模式下的采收率實驗

3.1.1 實驗條件

實驗用油：文25東塊原油；實驗用水：文25東塊污水；實驗用巖心模型：地層砂填充的填砂管尺寸2.5 cm×50 cm；實驗溫度：90 ℃。

3.1.2 實驗方法

裝填高低滲兩根填砂管，量測水相滲透率后，飽和油室溫條件下老化3 d；連接成雙管并聯(lián)流程，90 ℃恒溫3 h后，進行水驅(qū)；記錄水驅(qū)時的壓力、采出液量、采出油量。當(dāng)含水達(dá)到90%時，注入2.0 g/L×0.3 PV的MO-4000聚丙烯酰胺溶液，進行后續(xù)水驅(qū)；當(dāng)采出液含水再次達(dá)到90%時，再注入1.5 g/L×0.3 PV或3.0 g/L×0.15 PV的復(fù)合凝膠，放置5 d，再進行后續(xù)水驅(qū)；觀察并記錄壓力、出口出液及出油量。

3.1.3 實驗結(jié)果及分析

復(fù)合凝膠注入量相同，但不同注入模式條件下的采收率實驗結(jié)果見表5。由表5可見，聚合物驅(qū)油在水驅(qū)后可將采收率提高約20%，復(fù)合凝膠在聚驅(qū)后仍可將采收率提高約10%；聚合物驅(qū)油時高滲管提高采收率的幅度要大于低滲管，而復(fù)合凝膠驅(qū)油時采收率的提高則主要來自低滲管。這主要是因為高滲巖心管的流動阻力小，大部分體積的復(fù)合凝膠注入高滲管后，由于復(fù)合凝膠在高滲管孔喉處形成了堵塞，使后續(xù)注入高滲管的驅(qū)替水發(fā)生液流改向，流入低滲巖心，從而提高了低滲管的采出程度。

表5 提高采收率實驗結(jié)果Tab.5 Experimental results of enhanced oil recovery of composite gel

質(zhì)量濃度為3.0 g/L(0.15 PV)和1.5 g/L(0.3 PV)復(fù)合凝膠雙管驅(qū)油模型實驗條件下的含水率、采收率及壓力變化曲線如圖5、圖6所示。從圖5和圖6可以看出，由于巖心管內(nèi)起初是飽和油，水驅(qū)油時發(fā)生突破前壓力一直上升，當(dāng)水的注入壓力大于油的阻力時，油被驅(qū)出，逐漸在巖心中形成水通道，使壓力立刻下降；注聚后壓力再次上升，后續(xù)水驅(qū)突破后，由于巖心管中的剩余油又被采出一部分，此時的突破壓力明顯比水驅(qū)突破壓力低；注復(fù)合凝膠后，壓力再次上升，后續(xù)水驅(qū)突破后，平衡壓力保持在一定水平。另外，實驗1注入3.0 mg/L×0.15 PV的復(fù)合凝膠時含水曲線明顯下降，殘余壓力也較高，提高采收率值比實驗2注入1.5 g/L×0.30 PV復(fù)合凝膠時的要高約2%。說明復(fù)合凝膠在應(yīng)用時，高濃度小段塞的注入方式提高采收率效果更好。

圖5 3.0 g/L×0.15 PV復(fù)合凝膠雙管驅(qū)油含水率、采收率及壓力變化曲線Fig.5 Varying curves of water content,recovery factor and pressure with injection volume in dual-tube displacement experiment of composite gel of 3.0 g/L×0.15 PV

圖6 1.5 g/L×0.30 PV復(fù)合凝膠雙管驅(qū)油含水、采收率及壓力變化曲線Fig.6 Varying curves of water content,recovery factor and pressure with injection volume in dual-tube displacement experiment of composite gel of 1.5 g/L×0.30 PV

3.2 高濃度復(fù)合凝膠段塞與不同大小低濃度復(fù)合凝膠段塞組合水驅(qū)后采收率實驗

3.2.1 實驗條件

實驗用油：文25東塊原油；實驗用水：文25東塊水；實驗用巖心模型：地層砂填砂管3.8 cm×100 cm；實驗溫度：90 ℃。

3.2.2 實驗方法

裝填高低滲兩根填砂管，量測水相滲透率后，飽和油，連接成雙管并聯(lián)流程，90 ℃恒溫靜置3 d，進行水驅(qū)；記錄水驅(qū)時的壓力、高低滲管采出液量、采出油量。當(dāng)綜合含水達(dá)到95%時，轉(zhuǎn)注一定段塞的復(fù)合凝膠(90 ℃、25 d的復(fù)合凝膠)后恒溫5 d，轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)。注入復(fù)合凝膠段塞和后續(xù)水驅(qū)的過程中，采用“平注慢采”注入方式，即復(fù)合凝膠的注入速度與第一次水驅(qū)的注入速度保持一致，后續(xù)水驅(qū)速度減慢。本次實驗中，復(fù)合凝膠以1.5 mL/min速度注入，后續(xù)水驅(qū)以0.5 mL/min速度注入。觀察并記錄壓力、高低滲雙管出口出液及出油量。

3.2.3 實驗結(jié)果及分析

圖7為注入5.0 g/L×0.05 PV+2.0 g/L×0.10 PV的復(fù)合凝膠驅(qū)油含水率、采收率、后續(xù)水驅(qū)壓力及高低滲管分流率變化曲線(高滲1.65 μm2，低滲0.6 μm2)。從圖7可以看出，注入復(fù)合凝膠后，采收率曲線有一定的上升，綜合含水曲線略有下降，但不明顯；注入壓力略有上升，高低滲管分流率沒有明顯改變，注入復(fù)合凝膠后并沒有啟動低滲管，說明注入量不夠。

圖7 注入5.0 g/L×0.05 PV+2.0 g/L×0.10 PV的復(fù)合凝膠驅(qū)油條件下的實驗結(jié)果 (高滲1.65 μm2，低滲0.6 μm2)Fig.7 Result of dual-tube displacement experiment of composite gel of 5.0 g/L×0.05 PV+2.0 g/L×0.10 PV (1.65 μm2,0.60 μm2)

圖8為注入5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.10 PV復(fù)合凝膠驅(qū)油含水率、采收率、后續(xù)水驅(qū)壓力及高低滲管分流率隨注入量的變化曲線(高滲1.65 μm2，低滲0.6 μm2)。從圖8可以看出，注入復(fù)合凝膠后，采收率曲線有大幅度上升，綜合含水曲線下降明顯，且有效期長；注入壓力變化趨勢表明復(fù)合凝膠呈現(xiàn)出逐級運移封堵過程；注入復(fù)合凝膠后，高滲分流率明顯下降，而低滲分流率則明顯上升，說明注入復(fù)合凝膠后封堵了高滲層，液流走向改變，啟動了低滲管。

圖8 注入5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.10 PV的復(fù)合凝膠驅(qū)油條件下的實驗結(jié)果 (高滲1.65 μm2，低滲0.63 μm2)Fig.8 Result of dual-tube displacement experiment of composite gel of 5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.10 PV (1.65 μm2,0.60 μm2)

圖9為注入5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.20 PV復(fù)合凝膠驅(qū)油含水率、采收率、后續(xù)水驅(qū)壓力及高低滲管分流率隨注入量的變化曲線(高滲1.89 μm2，低滲0.83 μm2)。由圖9可知，注入復(fù)合凝膠后，采收率值有一定的提高，綜合含水曲線則有一定的下降； 注入壓力波動上升再次說明了復(fù)合凝膠逐級運移封堵的過程； 高滲分流率下降而低滲分流率上升，注入復(fù)合凝膠后具有啟動低滲管改變液流走向的作用。

圖9 注入5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.20 PV的復(fù)合凝膠驅(qū)油條件下的實驗結(jié)果 (高滲1.89 μm2，低滲0.83 μm2)Fig.9 Result of dual-tube displacement experiment of composite gel of 5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.20 PV (1.89 μm2,0.83 μm2)

高濃度復(fù)合凝膠段塞與不同大小低濃度復(fù)合凝膠段塞組合注入水驅(qū)后提高采收率的實驗結(jié)果見表6。由表6可知，實驗2比實驗1多注入了5.0 g/L×0.05 PV復(fù)合凝膠，采收率值增加了11.75%；實驗3比實驗2多注入了2.0 g/L×0.10 PV復(fù)合凝膠，采收率值再次增加了6.6%。實驗結(jié)果表明，復(fù)合凝膠以“高濃度小段塞+低濃度段塞”組合方式注入、井組采用“平注慢采”方式提高采收率的作用十分顯著。

表6 不同注入量下復(fù)合凝膠提高采收率3組實驗結(jié)果對比Tab.6 Comparison of enhancing oil recovery experiment results of three groups

3.3 復(fù)合凝膠在多孔介質(zhì)中封堵實驗

3.3.1 實驗條件

實驗用水：文25東塊實際注入水；實驗用巖心模型：文25東塊砂填充的填砂管3.2 cm×30 cm；實驗溫度：90 ℃。

3.3.2 實驗方法及結(jié)果分析

首先，配置2 L質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為2.0%、0.5%、0.2%的復(fù)合凝膠溶液，并將配好的3種溶液放入90 ℃烘箱備用。測量分別注入0.3 PV的上述3種質(zhì)量分?jǐn)?shù)的復(fù)合凝膠隨時間變化(2 d、4 d、6 d、10 d、15 d、20 d)后對滲透率為0.9 μm2的填砂巖心的封堵率。測量2 d、4 d、6 d、10 d、15 d、20 d時，先注入0.1 PV質(zhì)量分?jǐn)?shù)2.0%的復(fù)合凝膠，再注入0.2 PV質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.5%的復(fù)合凝膠，組合段塞對滲透率為8 μm2的高滲填砂巖心的封堵率，實驗結(jié)果如圖10所示。

圖10 不同老化時間的復(fù)合凝膠對不同 滲透率巖心的封堵率Fig.10 Varying curves of plugging rate of composite gel with different aging time to different permeability cores

在放置時間相同的條件下，2.0%復(fù)合凝膠的封堵效果明顯好于0.2%復(fù)合凝膠，由此可見，高濃度復(fù)合凝膠成膠后的凝膠體堵塞性能較好。

由0.5%、0.2%的復(fù)合凝膠封堵實驗可見，高濃度復(fù)合凝膠在2 d、4 d、6 d封堵優(yōu)勢大，10 d后它們的封堵率基本相當(dāng)，只是高濃度復(fù)合凝膠封堵持續(xù)時間較長。

根據(jù)復(fù)合凝膠封堵率隨時間的變化可見，隨著時間的增長，復(fù)合凝膠濃度越高，對巖心的封堵率越大，15 d達(dá)到最大值，符合文25東塊設(shè)計要求。20 d時復(fù)合凝膠封堵率略有下降，這主要是由于水化程度增大，復(fù)合凝膠變軟造成的。

兩種不同濃度復(fù)合凝膠組合對滲透率為8 μm2高滲巖心的封堵實驗表明，在15 d和20 d的封堵率分別達(dá)到了86.0%和71.1%，說明設(shè)計的這兩種不同濃度復(fù)合凝膠組合對高滲地層具有很好的封堵效果。兩種濃度的復(fù)合凝膠對滲透率為0.9 μm2地層和它們組合后對滲透率為8 μm2高滲巖心的封堵實驗結(jié)果表明，設(shè)計的2.0%與0.5%復(fù)合凝膠組合可以滿足文25東塊現(xiàn)場要求，通過段塞組合可以封堵高滲條帶、啟動低滲層。

實驗還表明，復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)具有很好的巖心封堵驅(qū)油性。復(fù)合凝膠體系在地層中能長期保持高黏度狀態(tài)，性能穩(wěn)定，有利于延長措施有效期，從而達(dá)到改善儲層性質(zhì)并提高儲層驅(qū)油效果的目的。

4 結(jié)論及認(rèn)識

(1)根據(jù)中原油田研究區(qū)塊油藏的特點以及該區(qū)塊的注水開發(fā)實踐經(jīng)驗，在實驗室內(nèi)分別從基液黏度、成膠時間、熱可逆性等方面對不同配比的纖維素醚復(fù)合凝膠體系進行了性能測試，研制了適合該區(qū)塊的HK400復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)體系。

(2)通過系統(tǒng)的室內(nèi)實驗，對HK400復(fù)合凝膠體系的熱穩(wěn)定性、可注入性、驅(qū)油性能進行了全面的分析和研究。結(jié)果表明，該復(fù)合凝膠體系耐溫(90 ℃)、耐鹽(28×104mg/L)性能優(yōu)異，可以滿足研究區(qū)塊中高滲油藏深部調(diào)驅(qū)技術(shù)的需求。

(3)通過模型實驗對復(fù)合凝膠體系調(diào)驅(qū)機理及提高采收率的效果進行了系統(tǒng)評價，形成了復(fù)合凝膠深部調(diào)驅(qū)注入工藝。針對中高滲油藏深部調(diào)驅(qū)施工，建議采用“高濃度小段塞+低濃度段塞”組合注入方式，以提升復(fù)合凝膠調(diào)驅(qū)增產(chǎn)效果；在注采井組采用“平注慢采”方式，以提高中高滲油藏的綜合采收率。