岩心大孔道发育程度对不同调剖剂影响因素研究

邹 剑，张德富，张云宝，苏 鑫，闫 冬

（1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452； 2.新疆油田勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3. 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）

岩心大孔道发育程度对不同调剖剂影响因素研究

邹 剑1，张德富2，张云宝1，苏 鑫3，闫 冬3

（1. 中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452； 2.新疆油田勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000；3. 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）

渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点，并且随着注水开发的不断进行，岩心内大孔道不断发育。所以针对渤海油田实际情况对不同调剖剂在不同发育程度的岩心大孔道内的封堵情况进行了研究。结果表明，岩心孔道发育程度越大淀粉凝胶成胶效果越好，而岩心孔道过大会影响聚合物凝胶的成胶效果。无机地质聚合物在未发育岩心孔隙和发育不完全孔隙内注入性较差，增油效果较差。

渤海油藏；淀粉凝胶；聚合物凝胶；无机地质聚合物；成胶效果；物理模拟

渤海油田储层岩心胶结疏松、非均质性严重，在常年水驱开发过程中油井出砂严重，造成水流大孔道不断发育，低效无效循环日益严重，亟需采取调剖措施对水流大孔道进行有效封堵，从而达到液流转向，扩大波及体积，提高原油采收率的目的[1-3]。

近年来，油田现场以应用了大量不同种类的调剖剂[4-8]，但在调剖剂筛选及评价过程中一般均局限于油层渗透率对调剖剂的影响，没有考虑到实际储层内部的裂缝或溶洞型水流大孔道对调剖剂的影响。本文以淀粉凝胶，聚合物凝胶和无机地质聚合物为研究对象，分别在三种发育程度不同的岩心上进行驱油实验，观察发育程度不同的岩心大孔道对三种油田常用调剖剂的影响。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验用药剂为中海油天津分公司提供的聚合物凝胶（3 500 mPa·s，聚：铬=90:1）、淀粉凝胶、无机地质聚合物凝胶，有效含量均为 100%。实验用油为SZ36-1油田油样（μo=50 mPa·s），实验用水为LD5-2油田注入水。

实验岩心为人造非均质岩心[9,10]，由石英砂与环氧树脂胶结而成，外观尺寸为：宽×高×长=4.5 cm ×4.5 cm×30 cm，包括高中低三个渗透层，各个小层渗透率Kg=8 000×10-3、5 000×10-3μ m2和1 000 ×10-3μ m2。

LD5-2油田油藏温度为55 ℃，注入速度0.3 m L/m in。

1.2 仪器设备

采用 DV-Ⅱ型布氏黏度仪测量药剂及原油粘度；采用驱替实验装置测试各药剂成胶效果及驱油效率（采收率），装置主要包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等部件。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于油藏温度保温箱内。

1.3 实验方案

（1）未发育孔隙驱油效果的影响

方案1-1：水驱至含水率90%+0.1PV聚合物凝胶体系+后续水驱98%

方案1-2：水驱至含水率90%+0.1PV淀粉凝胶体系+后续水驱98%

方案1-3：水驱至含水率90%+0.1PV无机地质聚合物+后续水驱98%

（2）发育不完全孔隙驱油效果的影响

方案2-1：水驱至含水率90%+0.1PV淀粉凝胶体系+后续水驱98%

方案2-2：水驱至含水率90%+0.1PV聚合物凝胶体系+后续水驱98%

方案2-3：水驱至含水率90%+0.1PV无机地质聚合物凝胶+后续水驱98%

（3）发育完全孔隙驱油效果的影响

方案3-1：水驱至含水率90%+0.075PV淀粉凝胶体系+后续水驱98%

方案3-2：水驱至含水率90%+0.075PV聚合物凝胶体系+后续水驱98%

方案3-3：水驱至含水率90%+0.075PV无机地质聚合物凝胶+后续水驱98%

2 结果分析

2.1 未发育孔隙驱油效果影响

将聚合物凝胶、淀粉凝胶、无机地质凝胶注入未发育孔隙的人造非均质岩心内侯凝24 h，分析不同调剖剂的封堵效果，实验结果见表1。

表1 采收率实验数据Table 1 Recovery experimental data

从表1可知，淀粉凝胶和聚合物凝胶均能够有效封堵大孔道，且淀粉凝胶的增油效果要好于聚合物凝胶，这是由于淀粉凝胶在岩心大孔道内反应空间较大，分子间发生反应的几率增大，成胶效果较好，而聚合物凝胶由于其聚铬比较低成胶反应主要以分子内交联为主，所以其在大孔道内成胶效果较差。除此之外，由于岩心大孔道发育不完全，造成无机地质聚合物注入困难，使得其在岩心端面发生堵塞。

2.2 发育不完全孔隙驱油效果的影响

将聚合物凝胶、淀粉凝胶、无机地质凝胶注入发育不完全孔隙的人造非均质岩心内侯凝24 h，分析不同调剖剂的封堵效果，实验结果见表2。

表2 采收率实验数据Table 2 Recovery experimental data

从表2可知，在发育不完全孔隙内淀粉凝胶的增油效果仍要好于聚合物凝胶。相比于方案1-1-3，由于岩心孔隙部分发育无机地质聚合物能够进入大孔道内，但注入仍旧较为困难，增油效果有限。

2.3 发育完全孔隙驱油效果的影响

将聚合物凝胶、淀粉凝胶、无机地质凝胶注入发育完全孔隙的人造非均质岩心内侯凝24 h，分析不同调剖剂的封堵效果，实验结果见表3。

表3 采收率实验数据Table 3 Recovery experimental data

从表3可知，在发育完全孔道内淀粉凝胶增有效果仍旧最好且相比于方案1-1和方案1-2增幅逐渐增大，这说明反应空间越大淀粉凝胶增油效果越好。另外，无机地质聚合物增油效果相比有明显增加，这说明无机地质聚合物在发育完全的大孔道内能够起到调剖作用，且孔道发育越完全，增油效果越好。

3 结 论

（1）不同发育程度的岩心孔隙对不同调剖剂的增油效果有影响，相比于聚合物凝胶和无机地质聚合物，淀粉凝胶增油效果最好，并且随着岩心孔道发育程度增加，增油效果增大。

（2）由于聚铬比较低岩心孔道过大等因素，使得聚合物凝胶相比于淀粉凝胶的增油效果较低。

（3）无机地质聚合物无法注入未发育岩心孔隙，在发育不完全孔隙内作用效果也有限。但对于发育完全的岩心大孔道有良好的封堵效果。

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Study on Influence Factors of Different Profile Control Agents Under Different Development Degree of Core Channel

ZOU Jian1，ZHANG De-fu2, ZHANG Yun-bao1，SU Xin3，YAN Dong3
（1. China National Offshore Oil Research Institute of Tianjin branch, Tianjin Tanggu 300452, China；2. Xinjiang Oil Field Exploration and Development Research Institute, Xinjiang Kelamayi 834000, China 3. Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China）

Bohai oilfield has the characteristics of loose reservoir core cementation, serious heterogeneity, high crude oil viscosity, high average permeability, big single well water injection rate;and with the continuous development of water injection, the large pore channels in the core are continuously developed. In this paper, according to the actual situation of Bohai oil field, the plugging of different profile control agents in different development degree of cores was studied. The result shows that, the greater the degree of pore development, the better the effect of starch gel. However, The effect of polymer gel formation will be bad when the degree of pore development is too great. Besides, the injection of inorganic geological polymer is bad in undeveloped pore and immature complete pore, and the increased oil effect is poor.

Bohai oilfield; starch gel; polymer gel; inorganic geological polymer; physical simulation

TE 34

A

1671-0460（2016）11-2583-03

抗盐型聚合物油藏适应性及其改进方法基础研究基金项目，项目号：51574086。

2016-07-06

邹剑（1982-），男，天津市人，高级工程师，主要从事增产措施技术研究工作。E-m ail：379345818@qq.com。

苏鑫（1991-），男，在读硕士研究生，主要从事提高油气采收率理论与技术研究。E-m ail：suxin14@126.com。