低粘缓凝型凝胶驱油体系性能评价及驱油效果室内实验*

黄 斌，贺世博，丁 畅，张伟森，付思强

（1.东北石油大学 石油工程学院，黑龙江 大庆163318；2.大庆油田 博士后科研工作站，黑龙江 大庆163453；3.大庆油田 第二采油，黑龙江 大庆163414）

由于天然的地质沉积及人工开发（包括注水、酸化压裂等）致使储层出现裂缝[1,2]，加之水相黏度低于油相黏度等因素存在，使得油井出现见水过早[3]、采出液含水较高、水窜频发等问题，严重阻碍了各油田增产效果[4]，调剖作为一种有效的改善储层非均质性，提高波及体积的方法[5-9]，被广泛应用于油田开发中。常用的调剖剂包括凝胶类调堵剂[10]、树脂类调堵剂[11,12]、含油污泥以及微生物[13]等。凝胶作为一种能够有效改善储层非均质性的调堵剂，被广泛用于各大油田。

根据Sorbie等人的岩心模拟实验，凝胶在初始粘度大于20mPaos时进入中、低渗透层的聚合物量为进入高渗透层量的84%，在封堵高渗透层的同时会对其他渗透层造成较大程度的污染[14]。因此，要在保证凝胶成胶强度的前提下，降低凝胶的注入粘度，使凝胶能够更多进入到优势渗流通道中，实现有效封堵，改善储层的非均质性，提高最终采收率。油田中采用的凝胶一般粘度较大，或在粘度较低的情况下无法保证成胶强度。为解决该问题，本文配置了一种聚合物凝胶，该凝胶具有较低的初始粘度，且成胶速度较慢，待侯凝结束后具有较强的成胶强度。为验证该凝胶的调剖效果，进行了三层岩心室内驱油实验，对该低粘缓凝型凝胶对高渗透层的封堵和提高最终采收率的效果进行了评价；并通过改变低粘缓凝型凝胶和高浓度聚合物的注入方式，得到了能够有效改善储层非均质性，提高采收率的最佳方案。该研究结果对该凝胶在现场的应用有很强的参考意义。

1 实验部分

1.1 实验药剂

聚合物LH2500，相对分子质量2500×104；金属离子螯合交联剂CYJL，有效离子含量2.5%；柠檬酸（调节剂）（AR上海联试化工试剂有限公司）；Na2SO3（缓凝剂）（AR河北陌槿生物科技有限公司）；多聚磷酸钠（增强剂）（AR山东腾望化工有限公司）。

配液用水以大庆油田回注水的矿化度配置而成，矿化度为5522mg·L-1，离子质量浓度见表1。

表1 大庆油田现场回注污水离子浓度Tab.1 Ion concentration of field reinjection wastewater in Daqing Oilfield

实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，尺寸和空气渗透率见表2。

表2 实验用岩心规格及空气渗透率Tab.2 Core specifications and air permeability for experiment

1.2 实验设备

2PB00C平流泵（北京星达技术开发公司）；ZR-3型活塞式中间容器（海安石油仪器有限公司）；D2004W型电动搅拌机（上海司乐仪器有限公司）；AR2000ex TA型高黏流变仪（沃特世科技（上海）有限公司）；BSA224S-CW电子分析天平（赛多利斯（上海）贸易有限公司）；2XZ-4型旋片式真空泵（北京北仪创新真空技术有限公司）；QA-CON-560型恒温箱（扬程仪器工业有限公司）；管线若干。实验设备简图见图1。

图1 三层岩心驱油实验实验装置Fig.1 Experimental device for three-layer core oil displacement experiment

1.3 三层岩心并联实验步骤及方案

1.3.1 实验步骤 为验证该低粘缓凝型凝胶的封堵效果，制定了相应的实验方案，具体的实验步骤如下：

（1）在室温的条件下，对不同渗透率的岩心抽真空8h后，测量其干重。饱和地层水12h，测量其湿重，计算岩心孔隙体积；

（2）将岩心放置于45℃的恒温箱中，饱和油至末端不出水为止，恒温老化12h，计算各不同渗透层岩心的含油饱和度；

（3）在45℃的恒温箱中进行水驱，计量岩心末端出液量。在含水率达到98%后，再进行0.57PV聚合物驱；

（4）在45℃的恒温箱中按照实验方案依次注入化学剂（其中凝胶侯凝时间为3d）：

（5）后续水驱，计量岩心末端出液量，在含水率达到98%后，结束驱替实验。

计量岩心末端采出液的体积，以此为依据计算各渗透层的分流率以及总采收率。每次记录的时间间隔为30min。在注入过程中，水驱阶段的注入速度为1.2mL·min-1，聚驱以及凝胶驱阶段的注入速度为0.6mL·min-1。

1.3.2 实验方案

（1）低粘缓凝型凝胶性能评价实验方案

实验方案1：注入0.8PV高浓度聚合物；

实验方案2：注入0.12PV低粘缓凝型凝胶调堵剂+0.8PV高浓度聚合物；

（2）驱油体系注入方式优化实验

实验方案3：A+0.08PV低粘缓凝型凝胶调堵剂+B+0.04PV低粘缓凝型凝胶调堵剂+C;

实验方案4：A+0.06PV低粘缓凝型凝胶调堵剂+B+0.06PV低粘缓凝型凝胶调堵剂+C；

实验方案5：A+0.04PV低粘缓凝型凝胶调堵剂+B+0.08PV低粘缓凝型凝胶调堵剂+C。

（注：A:水驱至含水98%+0.57PV聚合物驱+后续水驱至含水98%；B:0.2PV高浓度聚合物驱；C:0.6PV高浓度聚合物驱。）

2 结果与讨论

2.1 低粘缓凝型凝胶性能评价实验

为评价该凝胶的性能，分别从分流率和采收率两个方面进行研究。在不同驱替液的注入过程中，分别计量采出端的油水体积，并对分流率和采收率进行计算，以此来直观反映该凝胶的剖面调整能力，为该聚合物凝胶的性能评价提供依据。

（1）分流率 分流率能够直观反映不同渗透率渗透层在各个阶段的吸液量，以此为依据来判断不同药剂注入过程中调整吸水剖面，改善储层非均质性的能力。图2为实验方案1中不同阶段的各渗透层分流率的变化曲线。

图2 实验方案1各渗透层瞬时分流率Fig.2 Instantaneous shunt rate of each permeable layer in Scheme 1

在水驱过程中，注入水进入高渗透层的量明显大于进入中、低渗透层的量，这是因为高渗透层孔隙直径大，相对中、低渗透层的渗流阻力小。随着注入量的增加，高渗透层原油逐渐采出，渗流阻力进一步降低，导致非均质性进一步加强，因此，高渗透层吸液量增加，分流率变大，而中、低渗透层吸液量降低，分流率变小；

聚驱阶段，由于聚合物提高了水相粘度，所以在注入过程中实现了对各层吸液量的重新分配，在注聚前期，高渗透层的渗流阻力较小，所以吸液量相对较多。随着注入体积的增大，高渗透层渗流阻力会逐渐变大，导致分流率逐渐降低，促使后续聚合物进入渗流阻力较小的中、低渗透层，达到液流转向的目的。但在注聚中后期，由于中、低渗透层聚合物的累积，使得中、低渗透层的附加渗流阻力高于高渗透层，导致注聚中后期剖面反转，高渗透层的吸液量增加，分流率变大，而中、低渗透层的分流率逐渐降低；聚驱后的水驱阶段，由于聚合物在岩心中的滞留能力差，且对储层的剖面调整能力有限，高渗透层渗流阻力减小，分流率逐渐上升，中、低渗透层的分流率逐渐下降。后续水驱结束后，高渗透层分流率升至93.64%，中、低渗透层的分流率降至5.04%和1.32%；

高浓度聚合物的注入阶段，对各渗透层的分流率产生了一定程度的影响。在方案1中，高浓度聚合物的注入可以降低高渗透层的分流率，这是因为高浓度聚合物粘度较高，可以更大程度上提高高渗透层的渗流阻力，迫使液流转向中、低渗透层，达到液流转向的目的。但随着高浓度聚合物注入量的增加，中、低渗透层的附加渗流阻力会逐渐超越高渗透层的渗流阻力，再次出现剖面反转的问题。因此，高渗透层分流率回升，中、低渗透层分流率下降；在注入高浓度聚合物进行后续水驱后，高渗透层的分流率升至92.13%，中、低渗透层的分流率分别降至7.09%和0.78%。

方案2的各渗透层的分流率见图3。

图3 实验方案2各渗透层瞬时分流率Fig.3 Instantaneous shunt rate of each permeable layer in Scheme 2

由于化学驱前的注入阶段各渗透层的分流率变化基本相同，故不在此进行赘述。重点分析注入凝胶进行调剖后的各渗透层的变化规律。在聚驱后的后续水驱结束后，高、中、低渗透层的分流率分别为93.04%，5.95%和1.00%。

低粘缓凝型凝胶的注入阶段，由于低粘缓凝型凝胶的粘度较高，使得各渗透层之间液量重新分配，高渗透层分流率有小幅度的下降，中、低渗透层的分流率小幅上升。但高渗透层的分流率远大于中、低渗透层，总吸液量也远高于中、低渗透层，进入到高渗透层中的低粘缓凝型凝胶总量较大，因此，待候凝结束后高浓度聚合物的注入阶段，高渗透层分流率大幅度下降，中、低渗透层的分流率大幅度上升，进行高浓度聚驱，待后续水驱结束后，高渗透层的分流率降低至23.17%，中渗透层的分流率升高至73.70%，低渗透层的分流率升至3.13%，这说明低粘缓凝型凝胶能够实现对高渗透层的有效封堵,起到增大波及体积，开发中、低渗透层的作用。

（2）采收率

图4 为各组实验各个不同阶段的采收率曲线，表3为各阶段的采收率及采收率提高值。

图4 实验方案1、2各注入阶段采收率对比曲线Fig.4 EOR comparison curves of scheme 1 and 2 at different injection processs

表3 实验1、2各注入阶段采收率及采收率提高值Tab.3 Recovery and recovery enhancement value at each injection process in scheme 1 and 2

由图4、表3可以看出，后续水驱后使用低粘缓凝型凝胶进行调堵，总采收率明显高于在化学驱阶段低粘缓凝型只注入高浓度聚合物时的采收率。使用0.12PV低粘缓凝型凝胶进行调堵后进行聚合物驱，最终采收率能够达到68.01%，较化学驱阶段只注入高浓度聚合物时提高了3.30个百分点。

综上所述，只提升聚合物粘度，无法实现对大孔隙的有效封堵，高渗透层的聚合物会随后续水冲出岩心，无法有效改善储层的非均质性。而注入0.12PV低粘缓凝型凝胶调堵剂后，由于凝胶的初始粘度低，大量凝胶堵剂可以顺利地进入高渗透层，候凝结束后可以封堵直径较大的孔隙，迫使高浓度聚合物转向动用程度较低的中、低渗透层，渗流阻力显著提高，同时说明了低粘缓凝型凝胶具有优良的调剖性能。

2.2 驱油体系注入方式优化实验

采用0.12PV低粘缓凝型凝胶+0.8PV高浓度聚合物的注入方式可以有效提高最终的采收率。但对于调整吸水剖面，提高采收率的效果有限。因此，在聚合物凝胶以及高浓度聚合物注入总量一定的前提下，采用段塞优化实验，筛选调堵效果最佳的实验方案。

（1）分流率 采用双轮次调堵对凝胶和聚合物的注入方式进行优化，各渗透层的分流率变化见图5~7。

图5 实验方案3分流率曲线Fig.5 Instantaneous shunt rate of each permeable layer in Scheme 3

图6 实验方案4分流率曲线Fig.6 Instantaneous shunt rate of each permeable layer in Scheme 4

图7 实验方案5分流率曲线Fig.7 Instantaneous shunt rate of each permeable layer in Scheme 5

由图5~7可见，其中，阶段I和阶段II分别为凝胶和高浓度聚合物的注入阶段。在凝胶调堵前的水驱和聚驱阶段，各个实验方案的变化规律相同，故不在此进行赘述，重点分析注入低粘缓凝型凝胶进行调堵后各个渗透层分流率的变化规律。一次调堵阶段，由于凝胶的粘度较高，使得各渗透层之间液量重新分配，高渗透层分流率下降，中、低渗透层的分流率上升，但高渗透层的总吸液量远大于中、低渗透层，候凝后能够实现对高渗透层的有效封堵。前置高浓度聚合物段塞的注入阶段，由于低粘缓凝型凝胶堵剂的注入实现了对高渗透层的有效封堵，高渗透层分流率持续下降，中、低渗透层的分流率持续上升。相较于方案4和方案5，由于方案3中前置凝胶段塞体积较大，对高渗透层的封堵效果更好，更多的高浓度聚合物进入到中渗透层中，但随着聚合物的累积导致中渗透层附加渗流阻力增大，更多的驱油剂进入到高渗透层中，高渗透层分流率上升，中渗透层分流率降低。

在二次注入低粘缓凝型凝胶阶段，由于前置凝胶段塞和高浓度聚合物在一定程度上改善了储层的非均质性，低粘缓凝型凝胶可以更多进入到中渗透层中，对中渗透层起到一定的封堵作用，从而提高后续驱替过程对低渗透层的动用程度。而在二次注入高浓度聚合物的阶段，高渗透层被有效封堵，分流率持续下降，中、低渗透层的分流率上升，尤其相比于单轮次调堵，双轮次调堵过程对低渗透层的开发程度更大，综合对比3组实验调整分流率的效果，采用方案3的注入方式可以最大程度降低高渗透层的分流率，提高低渗透层的分流率。

3组实验改善分流率的效果见表4。后续水驱结束后，实验方案3高渗透层的分流率降至19.2%，中、低渗透层分别升高至69.3%和11.5%。

表4 不同注入方式各实验方案调堵前后分流率Tab.4 Different injection methods and different experimental schemes before and after plugging adjustment

（2）采收率及含水率

图8 、9为各组实验方案不同阶段的采收率及含水率对比曲线。

图8 段塞优化实验采收率对比曲线Fig.8 Comparison curve of EOR in slug optimization experiment

图9 段塞优化实验含水率对比曲线Fig.9 Comparison curve of water cut in slug optimization experiment

由图8、9可见，阶段I和阶段II分别为凝胶和高浓度聚合物的注入阶段。在低粘缓凝型凝胶调堵剂和高浓度聚合物总注入量不变的前提下，采用多个段塞组合的注入方式可以更大程度的降低油田含水率。其中，一次聚驱结束后，采用方案5的注入方式最佳，化学驱阶段的含水率最低降至78.42%。实验方案2中，0.12PV低粘缓凝型凝胶调堵剂的注入可以实现对高渗透层的有效封堵，但在后续的0.8PV高浓度聚合物注入过程中，低渗透层分流率增幅较弱，驱油剂更多的流入了渗流阻力较小的中渗透层，导致低渗透层开发效果较差，因此，综合含水率降低程度最差。相较方案4、5，在方案3中，先注入0.08PV前置堵剂大段塞可以实现高渗透层较强程度的封堵，在随后的0.2PV高浓度聚合物小段塞注入过程中，中、低渗透层可以得到一定程度的开发，因此，含水率下降。除此之外，高浓度聚合物小段塞的注入可以使高、中渗透层在0.04PV后置堵剂小段塞注入过程中维持较高的吸液量，从而实现对高渗透层进一步封堵的同时还可以适当的提高中渗透层的渗流阻力，为后续0.6PV的高浓度聚合物大段塞的注入提供了一个良好的剖面环境，驱油剂可以更多的进入低渗透层，低渗透层中的剩余油被进一步开发，含水率降幅较大。

由表5数据对比可知，方案3的注入方式的最终采收率较方案2的注入方式高4.70个百分点，化学驱阶段提高采收率的程度高4.45个百分点。因此，在化学驱阶段采用0.08PV低粘缓凝型凝胶+0.2PV高浓度聚合物+0.04PV低粘缓凝型凝胶+0.6PV高浓度聚合物的注入方式，能够最为有效地起到改善储层非均质性，提高采收率的作用。

表5 不同注入方式各实验方案不同阶段采收率Tab.5 Different injection methods and different experimental schemes have different processs of recovery

3 结论

（1）低粘缓凝型凝胶能够实现对高渗透层的封堵，起到扩大后续驱油体系波及体积，改善地层非均质性的作用。注入0.12PV低粘缓凝型凝胶进行调堵后注入高浓度聚合物，高渗透层的分流率由93.04%降低至23.17%，中、低渗透层分流率分别可升至73.70%和3.13%。最终采收率较只注入高浓度聚合物时的采收率提高了3.30个百分点；

（2）通过改变低粘缓凝型凝胶和高浓度聚合物的注入方式，筛选出最佳的调堵方案。在低粘缓凝型凝胶和高浓度聚合物注入量一定的前提下，采用0.08PV低粘缓凝型凝胶+0.2PV高浓度聚合物+0.04PV低粘缓凝型凝胶+0.6PV高浓度聚合物的注入方式，可以最大程度改善底层的非均质性，有效封堵优势通道。高渗透层分流率降至19.2%，中、低渗透层分流率分别升至69.3%和11.5%，最终采收率可达72.71%，相较于注入0.12PV低粘缓凝型凝胶+0.8PV高浓度聚合物的方式提高了4.70个百分点。