复合交联堵剂深部调驱技术研究

肖 鹏，黄岩松

(延长油田股份有限公司志丹采油厂，陕西 延安 716000)

油田开始注水开发以后，由于油藏天然的地质构造、地层物非均质性，以及井网的布置、注水政策等多种因素的综合影响[1-3]，使得油井水淹速度快，平面和层内非均质严重，注水单向突进，波及效率低，最终造成采收率低，开发效果差的情况。弱凝胶调驱是这一时期稳油控水的有效手段。目前国内外弱凝胶复合调驱技术主要有三大类：1)预交联颗粒-弱凝胶复合深部调驱技术；2)弱凝胶-表面活性剂复合深部调驱技术；3)弱凝胶-微生物复合深部调驱技术[4-5]。

凝胶颗粒调剖剂是具有一定性能的多元共聚合高分子化合物柔性体，在水中能延迟膨胀而不溶于水。交联聚合物是一种弱凝胶，具有一定的黏度和流动性。二者结合，即为预交联颗粒-弱凝胶复合调驱技术。

弱凝胶-表面活性剂复合调驱技术先注入弱凝胶，后注入表面活性剂。弱凝胶和表面活性剂具有很好的协同作用，在残余油集中区域，发挥高效驱替作用，实现堵水和驱油的双重目的。

弱凝胶-微生物复合调驱技术先注入一定量弱凝胶，待注入压力上升并保持稳定一定的时间后，再注入一定浓度的微生物发酵液，通过微生物的驱油及代谢产物的表活剂的化学性质对储层油气进行驱替。但是微生物的存货和代谢对环境的要求比较苛刻。

本文针对延长油田某油区油藏水淹速度快、含水高、采收率低、开发效果差、平面和层内非均质严重，造成注水单向突进、波及效率低这些油藏特征和开发现状，开展了复合交联堵剂调驱技术的实验研究，对预交联颗粒和聚合物凝胶注入顺序、段塞浓度、段塞尺寸、注入时机等因素进行了系统性的实验分析，通过填砂模型评价了驱油效率和提高采收率效果。

1 实验准备

1.1 实验条件

实验温度：油藏温度 50 ℃；

配液体系：地层水离子组成见表1。

1.2 实验器材

1)黏度计：布氏黏度计；2)电热鼓风恒温干燥箱：CS1013型；3)精密天平：Sartorius，最大量程为 200 g，最小精确度10～4 g；4)调速搅拌器：S7401-II型电动搅拌器；5)磨口烧瓶、烧杯、滴管、玻璃棒、移液管、量筒等；6)岩心流动恒温装置，温度设定 50 ℃；7)烘箱：控温范围20～120 ℃；8)驱替装置：填砂管、平流菜、压力表、中间容器。

表1 地层水离子分析组成表

1.3 实验药剂

聚合物凝胶体系的配方。主剂-1500 mg/L(聚合物)+100 mg/L(交联剂)+300 mg/L(稳定剂)。

预交联颗粒体系的配方。选择1#颗粒(粒径1～5 mm)和2#颗粒(粒径0.1～1 mm)以1∶1组合。

2 室内模拟

通过比较不同注入参数设计后的剖面改善率和提高采收率，优化出调驱的注入段塞顺序、浓度、尺寸、时机等工艺参数。

2.1 段塞注入顺序

方案一：凝胶体系 0.2 PV(PV指孔隙容积)+预交联颗粒 0.2 PV；方案二：预交联颗粒 0.2 PV+凝胶体系 0.2 PV。

对比剖面改善率和提高釆收率，先预交联颗粒后凝胶改善效果优于先凝胶后预交联颗粒，采收率提升幅度更大。机理原因为预交联颗粒对高渗通道具有较好的封堵效果，扩大后续注入凝胶的波及体积，发挥深部调驱作用，协同作用明显。因此，优选先预交联颗粒后凝胶的注入顺序。

2.2 注入预交联颗粒段塞浓度

设计方案：分别注入质量分数为0.1%、0.2%、0.3%、0.4%、0.5%的PPG溶液，每组实验使用高渗透和低渗透的两组填砂管。结果见表2～表4。

从表4中可知，质量分数0.1%～0.3%阶段，注入预交联颗粒质量分数越高，剖面改善率越高，釆收率提高幅度越大。质量分数大于0.3%时，剖面改善率和采收率提高趋于平稳，考虑经济效益情况，预交联颗粒段塞的最佳质量分数优选0.3%。

表2 方案一驱替结果

表3 方案二驱替结果

表4 不同质量分数预交联颗粒段塞驱替结果

2.3 注入预交联颗粒段塞尺寸

分别注入段塞体积为0.1、0.2、0.3、0.4 PV 的 0.3%PPG溶液，每组实验使用高渗透和低渗透两组填砂管。结果见表5。

从表5中可知，注入段塞尺寸越大，剖面改善率越大，提高釆收率幅度越大。较大段塞尺寸的预交联颗粒调驱效果较好。段塞尺寸大于 0.2 PV 时，调驱效果改善趋于平稳，考虑经济效益，该段塞尺寸优选为 0.2 PV。

2.4 注入凝胶段塞尺寸

分别注入凝胶段塞尺寸为0.1、0.2、0.3、0.4 PV 的聚合物凝胶段塞，每组实验使用高渗透和低渗透两组填砂管。结果见表6。

随着注入段塞尺寸的增大，体系驱替效果，改善效果提高，注入段塞超过 0.2 PV 后增长幅度变缓，考虑经济等因素，确定凝胶最佳注入量为 0.2 PV。

表5 不同尺寸预交联颗粒段塞驱替结果

表6 不同尺寸凝胶段塞驱替结果

2.5 注入时机

每组实验使用高渗透和低渗透两组填砂管，不同饱和程度水，含水率分别是20%、50%、70%、90%、98%，注入 0.2 PV 预交联颗粒+0.2 PV 聚合物凝胶溶液。实验结果见表7。

表7 注入时机优选动态实验驱替结果

从表7看出，注入时机对釆收率影响较为显著。当含水率大于70%时，采收率的提高程度逐渐降低，且调驱的时间越早，采收率的提高程度越高。综合以上的调驱时机实验数据，当含水率达到70%～80%时，调驱的效果最好，且此时的最终采收率较佳。

2.6 复合体系轮次选择

采用注入量 0.1 PV 预交联颗粒和 0.1 PV 聚合物凝胶进行单轮次注入和二轮次注入高渗透率和低渗透率的填砂管模型，分别测试剖面改善效率和采收率提高程度，结果见表8。

以表8看出，第二轮调驱也有效地提高了采收率，提高采收率为14.8%。相对比单轮次调驱，二轮次注入复合调驱剂调驱效果更明显，且注入轮次的增加，调驱效果弱化，因此选择采用二轮次调驱。

表8 单轮次与多轮次调驱动态实验驱替结果比较

3 总结

1)针对延长油田某区块油藏的特点，优选适合该油藏条件和开采现状的预交联颗粒-凝胶深部调驱体系，聚合物凝胶配方为聚合物(1000～1500 mg/L)+交联剂(50～100 mg/L)+稳定剂(300 mg/L)。预交联颗粒选择两种粒径1∶1进行组合封堵，具有更有效的封堵效果。2)结合油藏的开采现状和提高采收率的经济效益，油藏的调驱时机选择含水率在70%～80%为最佳时机。3)根据室内模拟实验，综合采出程度和经济效益，预交联颗粒段塞尺寸和聚合物凝胶段塞用量为 0.2 PV 时，调驱采收率的提高值最高且合理。4)相较于单轮次调驱，二轮次调驱可以获得更好的调驱效果，采收率得到更大的提升。