渤海油田大尺寸优势通道封堵与调驱技术研究

2019-07-25孟祥海张云宝刘义刚吕金龙殷庆国

石油化工高等学校学报 2019年4期

孟祥海，张云宝，夏欢，刘义刚，王威，吕金龙，殷庆国

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300450；2.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1163318；3.中国石油吐哈油田工程技术研究院，新疆鄯善838202）

国内渤海海域稠油油藏具有储层厚度大、渗透率高、非均质性严重、岩石胶结强度低、单井注采强度大等特点，开采难度极大。在“科技领先”战略指引下，渤海油田以“稳油控水”为出发点，以“早注水、注好水、注够水、精细注水”为主线，以提高动用储量和单井产能为目的，以加快采油速度和提高采收率为最终目标，形成了一系列诸如海上稠油油藏提高采收率技术和海上油田复杂井治理技术，有效地减缓了老油田递减速度，实现了预定生产目标。但也必须看到，随开采时间增加，优势通道对注聚或注水开发效果影响日渐严重，已经成为制约油田高效开发技术难题之一。近年来，国内陆地油田在优势通道治理研究和矿场实践方面取得丰硕成果，形成了以聚合物体膨颗粒、淀粉⁃丙烯腈凝胶和复合离子聚合物凝胶等为代表的大孔道治理技术[1⁃5]，取得了良好增油降水效果。与陆地油田相比较，海上油田在储层地质特征、注采参数和完井方式等方面存在较大差异。首先，海上油田储层岩石胶结强度极低；其次，单井注采强度较大，水流冲刷作用较强，极易破坏储层空隙结构，形成大尺寸优势通道；最后，为防止储层结构破坏后井筒出砂，海上稠油油田油水井都采取优质筛管完井方式（网孔直径70目）。因此，陆地油田广泛应用的颗粒类封堵剂因过筛管问题而无法使用，聚合物凝胶类则因封堵强度低和药剂费用高等因素制约而无法满足大尺寸优势通道封堵技术经济指标要求。为解决海上稠油油田注采井间窜流技术难题，以渤海油藏储层和流体为研究对象，开展了封堵剂BH⁃1基本性能评价、岩心孔眼封堵率和封堵+调驱增油降水效果实验研究，为后续矿场试验提供了重要数据基础。

1 实验部分

1.1 实验材料

实验用水为QHD32⁃6油田注入水，水质分析见表1。

实验用油为模拟油，由QHD32⁃6油田脱气原油与煤油按一定比例混合而成，油藏温度65℃时黏度70 mPa·s。

调驱剂包括疏水缔合聚合物溶液和Cr3+聚合物凝胶。疏水缔合聚合物由四川光亚科技有限公司生产（相对分子质量1 100×104，固含率100%）。Cr3+聚合物凝胶由有机铬交联剂与“高分”（相对分子质量1 900×104，固含率90%）聚合物配制而成，其中交联剂由东北石油大学实验室合成，聚合物为中国石油大庆炼化公司生产的部分水解聚丙烯酰胺。

为了模拟地层前期冲刷作用，实验用岩心为高渗透率人造岩心。人造岩心包括填砂管和岩心钻孔填砂（石英砂环氧树脂胶结岩心[6⁃7]）。

填砂管模型：对砂粒粒径进行筛选，分别选取不同粒径大小的砂粒粒径（见图1），对填砂管进行充填，并用聚四氟胶带对接口进行密封处理，筛选石英砂颗粒粒径（见表2）。

岩心钻孔填砂模型(见图2）：实验岩心为石英砂环氧树脂胶结岩心，高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。为模拟地层中大孔道发育情况，首先在岩心端面沿长度方向钻孔（孔深3、6、9 cm，孔径1.0、1.6、2.5 cm），然后在岩心孔眼内填砂（20~40目）。

图1 充填砂实物照片Fig.1 Filling sand photographs

1.2 仪器设备和步骤

1.2.1 仪器设备封堵剂配制和储存仪器设备包括HJ⁃6型多头磁力搅拌器、电子天平、烧杯、试管和HW⁃ⅢA型恒温箱；抗压强度测试仪器设备为压力试验机（WSM⁃200KN）；元素组成和微观结构测试仪器为场发射环境扫描电镜（美国FEI公司Quanta 450）。

图2 岩心孔眼剖面和填砂端面实物图Fig.2 Core hole profile and sand filling end surface physical map

封堵剂和调驱剂措施效果评价实验设备包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。除平流泵和手摇泵外，其它部分置于恒温箱内。实验设备及流程见图3。

表2 填砂管饱和水体积数据Table 2 Saturated water volume data of sand filling pipe

图3 实验设备及流程Fig.3 Experimental equipment and flow chart

1.2.2 实验步骤封堵实验：①测量基质岩心渗透率K；②岩心钻孔后测量渗透率Kj；③岩心孔眼填砂后测量渗透率Kw1；④向岩心填砂孔眼注入封堵剂；⑤岩心在油藏温度下放置一段时间，然后水测渗透率Kw2。

封堵率计算：岩心钻孔、填砂和封堵后渗透率由多部分岩心渗透率叠加而成，各部分渗透率关系见图4。

图4 岩心钻孔、填砂和封堵后各部分渗透率关系Fig.4 Permeability relation of core drilling,sand filling and sealing

对于L1部分采用多层并联总渗透率公式计算，L1和L2部分采用多层串联总渗透率公式计算。

对于L1部分：

Kd=KiAi+KkAk（1）

式中，Kd为 L1部分总渗透率，10-3µm2；Kj为基质渗透率,10-3µm2；Kk为孔内渗透率，10-3µm2；A 为岩心横截面积，m2；Aj为岩心横截面积减去孔的横截面积，m2；Ak为孔的横截面积，m2。

对于L1和L2部分：

式中，Kw为岩心填砂后总渗透率，10-3µm2；Kj为基质渗透率，10-3µm2；Kd为 L1部分总渗透率，10-3µm2。

换算得，

最终计算出封堵前渗透率Kk1和封堵后渗透率Kk2。

1.2.3 方案设计

（1）封堵剂基本性能测试实验

封堵剂组成：增黏剂5.00%+固化剂0.10%+缓凝剂0.25%+主剂30.00%（质量分数，下同）；候凝时间：24 h；水型：清水和注入水；评价指标：抗压强度和渗透性。

（2）填砂管封堵实验

封堵剂组成：增黏剂5.00%+固化剂0.10%+缓凝剂0.25%+主剂30.00%；候凝时间：24 h；水型：清水和注入水；评价指标：封堵率。

（3）岩心钻孔填砂封堵实验

封堵剂组成：增黏剂5.00%+固化剂0.10%+缓凝剂0.25%+主剂30.00%；候凝时间：24 h；水型：清水；岩心和孔眼参数：3种孔径，3种深度，合计9次实验；评价指标：封堵率。

（4）并联岩心封堵剂封堵后液流转向实验

在农田水资源紧缺的状态下，合理应用和推广现代节水灌溉技术对提高水资源利用率、提升农业的灌溉水平，有效的解决水资源紧缺的现象，具有一定的意义，还能有效的推动农业的进步与发展。综上，笔者指出了在水利工程中应用微灌式喷、喷灌式、井灌式、防渗式等节水灌溉技术，并对相关应用进行了详细的探讨和研究，以期合理的使用节水灌溉技术，促进农业的可持续进步与发展。

封堵剂组成：增黏剂5.00%+固化剂0.10%+缓凝剂0.25%+主剂30.00%；候凝时间：24 h；岩心和孔眼参数：3种孔径，3种深度，合计9次实验；评价指标：采收率、封堵率和分流率。

（5）封堵+调驱措施增油降水效果实验

方案1⁃1：①将高渗透层（岩心基质部分Kg=5 000×10-3µm2，岩心中部含一个贯穿孔眼，先用封堵剂充填孔眼）和低渗透层岩心抽空饱和水和油，将高渗透层孔眼中封堵剂钻掉总长度50%，然后与低渗透层组成并联岩心。②将并联岩心水驱到含水率40%~60%。③重新用封堵剂将高渗透层内孔眼封堵，再继续水驱到95%。④注入0.3 PV疏水缔合聚合物溶液（CP=1 750 mg/L），再次后续水驱至含水率95%。

方案1⁃2：①将高渗透层（岩心基质部分Kg=5 000×10⁃3µm2，岩心中部含一个贯穿孔眼，先用封堵剂充填孔眼）和低渗透层岩心抽空饱和水和油，将高渗透层孔眼中封堵剂钻掉总长度50%，然后与低渗透层组成并联岩心。②将并联岩心水驱到含水40%~60%。③重新用封堵剂将高渗透层内孔眼封堵，再继续水驱到95%。④注入0.3 PVCr3+聚合物凝胶溶液（大庆“高分”聚合物，CP=1 200 mg/L，聚合物与Cr3+质量比为180∶1），再次后续水驱至含水率95%。

上述实验模拟的是冲刷过后的海上油藏情况，水驱过程注入速度为0.6 mL/min，实验温度65℃。

2 结果分析

2.1 封堵剂基本性能

封堵剂的应力⁃应变关系、元素组成能谱图和实物图见图5。

图5 封堵剂应力⁃应变、元素组成能谱图和实物图Fig.5 Stress⁃strain,elemental composition energy spec⁃trum and physical diagram of plugging agent

从图5可以看出，封堵剂为灰黑色致密固体，具有较高抗压能力和较低渗透性，主要组成元素为Si、Al和 O 等。

2.2 填砂管封堵效果

填砂管封堵剂封堵效果见表3。

表3 填砂管封堵率实验数据Table 3 Experimental data of plugging rate

从表3可以看出，填砂管封堵剂封堵率超过98%，取得了良好封堵效果。分析表明，随砂粒粒径增加，填砂管渗透率增加，封堵剂封堵效果提高。与清水相比较，注入水（矿化度较高）配制封堵剂封堵效果较好。

2.3 岩心钻孔填砂封堵效果

岩心钻孔填砂封堵剂封堵效果数据见表4。从表4可以看出，孔眼充填封堵剂后岩心渗透率明显下降，封堵率超过94%，表明封堵剂对大尺寸优势通道可以形成良好封堵效果。

2.4 并联岩心封堵剂液流转向效果

并联岩心封堵剂液流转向效果（岩心孔长9.0 cm，孔径为1.6 cm）,即采收率实验数据见表5。从表5可以看出，在水驱结束后对并联岩心高渗透层实施封堵，再进行后续水驱，各小层采收率呈现不同程度增加。与水驱相比较，封堵剂封堵高渗透孔眼岩心后，低渗岩心采收率增幅为40.9%，高渗孔眼填砂岩心采收率增幅为18.2%，低渗岩心采收率增幅比高渗孔眼岩心的值高22.7%。

表4 岩心钻孔填砂封堵率实验数据Table 4 Experimental data of plugging rate

表5 并联岩心采收率实验数据Table 5 Experimental data of recovery rate

并联岩心封堵剂液流转向后各小层阶段分流率实验数据见表6。

从表6可以看出，在水驱阶段，随注入PV数增加，高渗透层分流率增加，低渗透层降低。当水驱结束时，高渗透层分流率高达99.0%。当高渗透孔眼岩心实施封堵措施后，随注入PV数增加，高渗透孔眼岩心分流率呈现先减后增变化趋势，低渗岩心分流率呈现先增后减的变化趋势。当后续水驱结束时，高渗透孔眼岩心分流率从99.0%降低到79.6%，取得了较强液流转向效果。

表6 各小层阶段分流率Table 6 Diversion rate of each stage

2.5 封堵+调驱增油降水效果

2.5.1 渗透率在岩心（未形成优势通道）进行饱和油和驱替实验前，首先测试其水测渗透率，然后在岩心内钻孔，向孔眼内填砂，最后向填砂孔眼注入封堵剂。各个阶段岩心水侧渗透率见表7。

由表7可以看出，一旦储层中形成优势通道或高渗透条带，尽管储层平均渗透率会小幅度提高，但这对中低渗透层波及系数会形成严重不利影响。当岩心孔眼充填封堵剂后，孔眼渗透率明显降低，封堵率超过90%。

表7 封堵+调驱增油渗透率实验数据Table 7 Permeability experimental data

2.5.2 采收率当岩心中存在优势通道（填砂孔眼）时，水驱开发效果以及孔眼封堵后液流转向效果（采收率）结果见表8。

表8 封堵+调驱增油采收率实验数据Table 8 Experimental data of recovery rate

由表8可以看出，一旦储层形成优势通道后，低渗透层水驱开发阶段储量几乎未动用，总体开发效果也较差。当并联岩心高渗透层内优势通道封堵后，水驱开发效果明显提高，其中高渗透层采收率由封堵前17.7%提高到封堵后35.4%，低渗透层采收率增幅也达到3.6%（方案1⁃1）。采收率数据分析表明，尽管高渗透层内优势通道封堵后增油降水效果明显，但由于受高低渗透率层内宏观和微观非均质性影响，并联岩心采收率总和（21.9%）尤其是低渗透层采收率（3.6%）仍然不高，剩余油潜力仍然较大。在高渗透层内优势通道封堵基础上，通过注入疏水缔合聚合物溶液和Cr3+聚合物凝胶，并联岩心开发效果取得进一步提高，其中应用疏水缔合聚合物调驱采收率增幅18.1%，应用Cr3+聚合物凝胶采收率增幅为25.6%。分析认为，与疏水缔合聚合物溶液相比较，Cr3+聚合物凝胶与储层尤其是低渗透层孔隙适应性较好，扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大。

2.5.3 动态特征模型注入压力、含水率和采收率与PV关系见图6。

从图6可以看出，无论是疏水缔合聚合物溶液还是Cr3+聚合物凝胶，调驱剂注入过程中注入压力升高，液流转向作用增强，扩大波及体积效果提高，最终导致含水率下降和采收率增加。与疏水缔合聚合物溶液相比较，尽管Cr3+聚合物凝胶注入压力较低，但由于Cr3+聚合物凝胶中聚合物分子聚集体具有“分子内”交联结构特征[8⁃12]，与储层尤其是低渗透层孔隙配伍性较好，它在岩心孔隙内传输运移能力较强，能够在岩心深部建立起压力梯度[13⁃15]，液流转向效果较好。此外，在后续水驱阶段，由于Cr3+聚合物凝胶中聚合物分子聚集体具有稀释膨胀功效，造成注入压力下降速度较小，低渗透层维持较高压差时间较长，液流转向效果较好。因此，Cr3+聚合物凝胶调驱采收率增幅较大。

图6 注入压力、含水率和采收率与注入PV数关系Fig.6 The relationship between injection pressure,water cut and recovery and injection PV number

实验过程中各小层（岩心）分流率与PV数关系见图7。从图7可以看出，由于并联岩心渗透率级差比较大，水驱阶段高渗透层分流率要远大于低渗透层，表明低渗透层波及程度较低。当采用封堵+调驱措施后，高渗透层分流率下降，低渗透层增加。在后续水驱阶段，与疏水缔合聚合物溶液相比较，Cr3+聚合物凝胶导致高渗透层分流率回升速度较小，低渗透层下降速度较小，表明液流转向效果较好，因而采收率增幅较大。