体膨颗粒/凝胶体系在低渗裂缝性油藏的应用

刘家林，刘 涛，王运萍，赵跃朋，闫红星

中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010

凝胶调驱技术是改善注水波及效率、提高采收率的方法之一，被广泛应用于油田生产，取得了很好的效果[1]。自2010年以来，辽河油田先后在100多个井组开展了深部调驱矿场应用,增产原油100 kt以上。但对低渗裂缝性油藏开展深部调驱存在较大困难，一方面由于裂缝的存在，采用常规凝胶体系起不到封堵作用；另一方面由于低渗，采用高强度凝胶体系无法增加基质的波及体积。另外在开发初期为提高产量采取了高能压裂措施[2]，使人工裂缝和自然裂缝并存，加大了裂缝的不规律性和复杂性，投产初期产量大幅提高，但后期发生暴性水淹，导致无法生产。这主要是因为主裂缝是油水两相体系中油运移的绝对控制因素,宽缝对窄缝具有极强的流动屏蔽作用[3]。基质和裂缝之间、主裂缝和次裂缝之间存在物性及压力差异，只有裂缝中的压力高于基质中的压力，主裂缝的压力高于次裂缝的压力，才能够改变液流方向，启动新的基质油层和次裂缝原油，提高波及效率，使剩余油的分布发生变化，达到增产的目的[4]。因此在包14块低渗裂缝性油藏开展深部调驱的主要目的是封堵主裂缝，其次是次裂缝和基质。在深部调驱设计方面，既要考虑封堵裂缝又要兼顾基质的波及效率。因此选用体膨颗粒+凝胶复合体系对裂缝进行前期封堵，后用弱凝胶体系调整吸水剖面，以达到提高采收率的目的。

1 包14块油藏概况

包14块位于内蒙古自治区阿鲁科尔沁旗五十家子庙乡西部,构造上位于陆家堡凹陷中部,探明含油面积为8.07 km2，石油地质储量为717.47×104t，可采储量为143.49×104t。主力含油层位为中生界侏罗系上侏罗统九佛堂组，油藏埋深为850～1 420 m，划分为九上段和九下段。九上段进一步划分为3个油层组，其中Ⅰ，Ⅲ油层组是主要含油层段。九上段储层的最高孔隙度为22%，最低孔隙度为2.3%，平均孔隙度为17%；最高渗透率为135×10-3μm2，最低渗透率为1×10-3μm2，平均渗透率为33.9×10-3μm2，渗透率级差为6～141，渗透率变异系数为0.74～1.32，属中孔低渗储层。包14块原油的性质较好，属稀油，地面原油密度为0.871 5 g/cm3，黏度为21.66 mPa·s,凝固点为27 ℃，含蜡10.04%，含胶质和沥青质21.49%。地层水的总矿化度为6 056 mg/L，为NaHCO3水型。回注水的矿化度为3 723.0 mg/L，pH为8.5。该区块目前综合含水81.4%，采油速度为0.27%，标定采收率为20%，采出程度为8.21%，可采储量采出程度为41.07%，水驱控制程度为96%，水驱动用程度为40.8%。原始地层压力为12.3 MPa，压力系数为0.96，饱和压力为4.95 MPa，地层温度为37.5 ℃。

2 包14块调驱体系配方筛选评价

有机铬凝胶、酚醛凝胶、胶态凝胶、复合凝胶以及用来封堵高渗透层的体膨颗粒凝胶体系已在辽河油田得到成功应用[5]。根据各凝胶体系的成胶条件，选用有机铬凝胶体系进行实验。室内对交联剂的种类及用量、聚合物的用量、体膨颗粒以及封堵效果等进行评价，筛选出适宜包14块的体膨颗粒/凝胶复合配方体系。

2.1 交联剂的种类

将质量分数为0.2%、相对分子质量为2 500×104的聚合物HPAM与质量分数均为0.2%的不同有机铬交联剂进行复配，交联剂成胶后凝胶强度随时间的变化如图1所示。恒温放置30 d后，各体系皆成胶，但成胶强度不同。聚合物与交联剂NJ-13、NJ-5复配时成胶效果好，成胶后体系的黏度高，稳定性好；交联剂JH-1、NJ-8与聚合物复配时成胶较慢，且稳定性稍差；NJ-13凝胶体系中加入体膨颗粒HP3后，凝胶强度大幅提高，且稳定性好，复合体系的黏度在原有基础上提高了1倍。因此选用NJ-13作为包14块凝胶体系用交联剂。

图1 采用不同交联剂时体系的成胶强度

2.2 聚合物用量

固定交联剂NJ-13的质量分数为0.15%，改变聚合物的加量，将二者进行交联反应，通过体系黏度和长期稳定性实验来确定适宜的聚合物浓度，结果见图2。

图2 不同聚合物用量时的成胶强度

由图2可看出，3种体系均能成胶，且比较稳定；随着聚合物的质量分数的增加，成胶强度增大。根据设计原则，包14块主体系采用中强度凝胶体系，黏度在4 000～6 000 mPa·s较为适宜。因此选择聚合物的质量分数为0.2%。

2.3 交联剂用量

固定聚合物的质量分数为0.2%，将其与不同质量分数的NJ-13交联剂进行交联反应，通过体系黏度和长期稳定性实验来确定适宜的交联剂浓度，结果见图3。交联剂与聚合物反应后均能成胶，而且体系均比较稳定；随着交联剂的质量分数的增加，成胶强度增加，但是当交联剂的质量分数达到0.25%后成胶时间变短，凝胶的稳定性差。因此选择交联剂的质量分数为0.1%～0.2%。

图3 不同交联剂用量时的成胶强度

2.4 体膨颗粒的选择

颗粒堵剂的粒径与地层裂缝的开裂度大小相匹配时才能有较好的封堵效果，当架桥粒子的粒径为裂缝开裂度均值的80%～100%时可以实现稳定架桥[6]。而体膨颗粒具有弹性和变形特点，与固相颗粒有所不同。BAI等[7-8]对体膨颗粒与地层孔喉的配伍性展开了研究，发现当体膨颗粒的粒径大于孔径时，颗粒的主要运移方式为变形通过、失水通过再膨胀、破碎通过或产生封堵不运移。通过孔喉的颗粒粒径与孔径的比值主要分布在2～4之间。包14块油层 Ⅰ 油组地层裂缝缝宽为0.1～0.2 mm,裂缝密度为0.4～0.6条/m,油层Ⅲ油组地层裂缝缝宽为0.20～0.5 mm,裂缝密度为0.4条/m，因此选用的体膨颗粒的粒径不超过2.0 mm。对不同生产厂家、不同粒径的体膨颗粒的吸水倍数与膨胀倍数进行对比。结果如表1和图4所示。TP 5和HP 3这2种体膨颗粒的膨胀倍数大，HP 3的粒径尺寸为0.38～0.83 mm，且价格适中，因此选择HP 3为体膨颗粒用剂。

表1 体膨颗粒的吸水能力和膨胀倍数

图4 体膨颗粒的膨胀倍数随时间的变化

2.5 裂缝突破压力的测定

对于裂缝性油藏，进行基质岩心常规封堵性试验时，体膨颗粒主要聚集在注入端面，无法评价其对裂缝的封堵效果。而采用人造裂缝岩心实验可以模拟地层条件下体膨颗粒的封堵性能。实验采用基质岩心，岩心直径为2.5 cm，依据裂缝油藏计算公式[9]计算渗透率，实验温度为37.5 ℃。实验采用的配方1为0.3%体膨颗粒+0.2% HPAM+0.15% NJ-13交联剂，配方2为0.2% HPAM+0.15% NJ-13交联剂。每组试验向裂缝岩心注入10 mL以上的凝胶溶液，注入速度为0.3 mL/min，然后将岩心封闭4 d，接着注入地层水确定渗透率变化值，驱替压力从注堵剂压力开始，以0.01 MPa/min的速度连续升压，至1 MPa后先以0.01 MPa/min的速度连续升压，然后通过调节注水泵的流量以0.3 MPa/min的速度升压，直至出口端流出第1滴液且此后不断有液体流出，读取此时进口端压力即为突破压力[10]，实验结果见表2。在裂缝宽度为1.95～2.35 mm的范围内，配方2的突破压力为1.17 MPa，配方1的突破压力为6.7～9.6 MPa，配方1比配方2的突破压力高出 6倍以上，体膨颗粒+凝胶复合体系明显比单独的有机铬凝胶体系有更好的封堵性能。人造裂缝岩心的驱替效果如图5所示。驱替后的岩心照片中，A点为驱替端口，C点为驱替出口，裂缝岩心A～B处基本上被体膨颗粒占据，在已饱和油的裂缝岩心上(A～B区间)明显发现原油被大面积波及的痕迹，说明凝胶携带颗粒封堵裂缝的同时，还有效地波及了基质岩心，从而提高驱油效率。

表2 不同凝胶体系对裂缝性岩心的封堵性能

图5 人造裂缝岩心封堵效果

3 深部调驱现场应用及效果评价

3.1 先导试验效果

包14块于2011年10月开展深部调驱先导试验，优选区块西南部九上段 Ⅰ 油层组的包12-02和包14-04井组开展深部调驱先导试验，试验方案见表3。根据裂缝性低渗透油藏的特点，采用三段塞方式。前置段塞主要采用高强度凝胶+体膨颗粒复合凝胶体系，封堵裂缝及高渗透层，保护主段塞不流失或少流失；主段塞采用强度一般的弱凝胶体系，由于交联强度不高，可以在后续段塞的驱动下在高渗透通道中缓慢向地层深部移动，起到深部调驱作用；保护段塞主要促进后续的凝胶体系进入油层的低渗孔隙，进一步提高波及效率。深部调驱措施取得了明显的降水增油效果，具体数据见表4。2011年10月开始包14块深部调驱，当年基本上没有增加产量，2012年和2013年原油产量分别增加2 147.3 m3和3 757.1 m3，2014年先导试验区仍增产685.2 m3原油。

表3 包14块先导试验井组深部调驱现场实施方案

表4 2011—2016年包14块调驱区域增油情况

3.2 先导试验区示踪剂评价

为掌握包14块裂缝性低渗透油藏深部调驱效果，在包12-02井组开展了调驱前后示踪剂评价试验，利用中国石油大学示踪解释软件，建立了不同井网体系示踪剂流动地质模型，对示踪剂监测结果进行拟合计算，得到诸如注采井间的连通情况、井间主流通道参数、储层的非均质性及注水波及体积等参数，为深部调驱效果评价提供依据。2011年10月调驱前液流方向为包11-01井和包13-01井，其中包13-01井为该井组的主要液流方向；而2012年11月调驱后主要液流方向增加了包12-2和包13-03井，同时原有的液流方向没有封堵死，达到“堵而不死”的目的，真正起到了封堵裂缝和高渗透层、调整液流方向和流量、增加波及体积的作用。

3.3 推广应用情况

2012年开始推广包14块先导试验成功经验，扩大调驱规模，至2015年年末区块累计实施调驱25井组，水井累计注入调驱剂23.7×104m3，平均注入压力上升4.4 MPa，油井累计增油1.81×104t。截至2017年11月，包14块共有油井97口，开井50口，日产液132 t，日产油31 t，综合含水76.5%，年产油1.09×104t,采油速度为0.16%,累产油70.57×104t，采出程度为9.84%；共有注水井43口，开井21口，日注水量为289 m3，月注采比为1.89，累注水201.6×104m3，累注采比为0.88，累计亏空26.57×104m3。2011—2016年包14块各阶段井组深部调驱增产情况见表4。2011—2016年包14块试验井组(11井组)的调驱采油曲线如图6所示。2012—2014年该区块原油产量大幅上升，原油含水明显降低。从2011年10月开始调驱，至2017年12月，包14块调驱共注入药剂26.6×104m3，共增产原油1.93×104t。

图6 2011—2016年包14块试验井组(11井组)调驱采油曲线

4 结论

1)通过室内凝胶体系的筛选评价，找到了适宜包14块低渗裂缝性油藏的深部调驱配方体系，以体膨颗粒+凝胶体系为主要前置段塞可以有效封堵裂缝，降低由于裂缝而引起的注水水窜，启动微小发育裂缝，提高波及效率，达到在纵向上改善注水井吸水破面、平面上改变液流方向的目的。

2)主段塞凝胶体系的强度小于其他常规注水油藏凝胶体系的强度，不会破坏基质的渗透性。采用的体膨颗粒的粒径与裂缝的开度相匹配，体膨颗粒的粒径不超过裂缝宽度的4倍，起到堵而不死的效果。

3)包14块深部调驱采用了先导试验、扩大井组、技术推广的科学模式，为解决类似油藏注水见效不平衡的问题提供了一种技术手段，可以在包14块类似油藏推广应用。