聚合物凝胶-微球颗粒-表面活性剂堵调驱提高采收率技术

魏俊，石端胜，张志军，王宏申，王晓超，梅苑

(中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452)

渤海B油田为复杂断块构造油藏。受构造、岩性多重因素制约，不同断块、不同油组、不同砂体具有不同的流体系统，主要含油层系发育于新近系明化镇组下段，划分为0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ和Ⅴ共6个油组。5砂体开发Ⅱ油组，平均孔隙度30.5%，平均渗透率1 095 mD，油藏温度54～65 ℃，地层原油黏度为20 mPa·s。砂体平面渗透率级差在5倍以上，非均质性较强，导致注水后油井含水差异较大，部分井含水已高达93%，水流优势通道发育明显，急需开展深部调驱来封堵水窜通道，改善水驱开发效果。

目前，海上油田调剖调驱以聚合物凝胶类和微球黏弹性颗粒等技术为主，均在现场应用并取得较好效果[1-7]。但也存在一些问题：采用聚合物凝胶类体系注入时，存在注入压力高、近井调堵有效期短等问题；采用微球等黏弹性颗粒注入时，存在用量大、见效晚、降水效果不明显等问题。笔者针对渤海B油田5砂体开发存在的目标井组非均质性强、油井高含水、注入突进明显等问题，在以往体系组合研究[8-14]的基础上，提出聚合物凝胶+微球等颗粒+表面活性剂的“堵+调+驱”的组合提高采收率技术设计思路，开展组合驱油实验研究，并应用于现场，取得显著效果，为海上油田调剖调驱技术的发展提供借鉴。

1 实 验

1.1 材料与仪器

实验用水为油田注入水，矿化度6 674 mg/L，Ca2+、Mg2+含量168 mg/L；实验用油为油田脱水原油，黏度20 mPa·s。聚合物凝胶体系由常规干粉聚合物(Mr=1 200×104，水解度23%)、酚醛树脂交联剂和硫脲助剂组成，质量分数分别为0.3%，0.5%，0.04%时，成胶后体系黏度5.34×104mPa·s；微球体系质量分数为0.25%，初始粒径中值为550 nm，3～5 d后体积膨胀倍数为15倍左右；表面活性剂为阴离子型，质量分数为0.3%时，油水界面张力可达1.5×10-3mN/m。所有药剂来自海油发展工程技术公司。

化学驱物理模拟装置，海安石油仪器厂。驱油实验采用非均质石英砂环氧树脂胶结岩心，规格为4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2 实验方案

根据B油田储层非均质性，设计低中高层渗透率分别为500、1 500、3 500 mD。实验温度恒定为60 ℃。

实验方案见表1，其中方案1为单一聚合物凝胶段塞注入，方案2为两轮次微球+表面活性剂体系注入，方案3为两轮次组合体系注入。所有方案均先水驱至含水93%，再按照方案设计注入调驱体系，最后水驱至含水98%结束。

表1 体系组合驱油实验方案

2 结果与讨论

2.1 不同组合方式注入压力对比

各方案注入压力曲线见图1。由图1可知，水驱时注入压力基本一致，注入聚合物凝胶段塞后压力突升，转水驱压力持续上升，然后保持平稳。交替注入微球+表面活性剂段塞压力稍有上升，然后下降，转水驱时压力恢复至调驱前水平。方案3注入组合段塞后，注入压力明显上升，调驱结束时达到最大注入压力(超过方案1最大压力)，后续水驱注入压力持续下降。方案1～3残余阻力系数依次为3.97、1.01、3.24，说明在高渗通道发育的情况下，聚合物凝胶有较强的封堵能力，微球封堵能力较弱。采用交替注入的方式，可有效降低后续水驱注入压力，不会产生措施后注入压力高、注不进的问题。

图1 不同体系组合注入压力曲线

2.2 不同组合方式驱油效果对比

各方案含水率变化曲线见图2。由图2可知，水驱曲线变化一致，较短时间内含水率达到93%，说明高渗层水窜通道已经形成。方案1在聚合物凝胶段塞注入结束后，含水开始下降，并出现明显降水“漏斗”，最大降水幅度23.8%，然后含水逐步回升至调驱前。方案2交替注入微球+表面活性剂后，含水率没有出现明显的下降“漏斗”，最大降水幅度仅有4%。方案3含水率出现了明显降水“漏斗”，最大降水幅度12.8%，相比方案1含水回升速度稍快，但比调驱前，含水仍下降3%左右，并保持了很长一段时间。不同体系组合驱油实验结果见表2。

图2 不同体系组合下含水率曲线

从表2可以看出，单一聚合物凝胶段塞和微球+表面活性剂的组合段塞驱油效果不如方案3，相比水驱可提高采出程度34.78%，比方案1和2分别高17.03%和26.75%。说明在水窜通道形成后，聚合物凝胶体系能够有效封堵水窜通道，启动中低渗透层，调整剖面作用明显，起到显著降水增油效果，但在后续水驱时易再次发生剖面反转，含水回升至调驱前；而直接注入微球和表面活性剂体系，则不能有效封堵水流优势通道，也就不能充分发挥微球和表面活性剂深部液流转向和提高驱油效率的作用，导致降水增油效果不明显。3种体系组合驱时，先利用聚合物凝胶封堵水流优势通道，再注入微球进入次级孔喉，通过它在孔喉处不断“堆积—堵塞—压力升高—变形通过”，促使后续流体转向，进一步扩大波及，最后注入表面活性剂，降低油水界面张力，提高驱油效率。堵调驱组合技术能够充分发挥聚合物凝胶调整剖面，微球深部液流转向及表面活性剂提高驱油效率的协同作用，从而大幅提高驱油效果。

表2 不同体系组合驱油实验结果

3 现场试验

2018-09-08开始在53井、59井实施堵调驱组合方案。受平台作业时间窗口及注入压力上限要求，2口井累计注入聚合物凝胶15 400 m3，微球等颗粒体系116 000 m3，表面活性剂7 500 m3，合计注入138 900 m3，注入0.041 PV。注入过程中开展6次井口压降测试，计算6次压降测试下的井口压力指数(PI)值及充满度(FD)值，其计算方法为：

(1)

(2)

式中：P(t)为压降测试时的任一时刻压力值，MPa；t为压降测试时间，min；P(0)为压降测试初始时刻压力值，MPa。

对比不同阶段下的PI及FD值可以看出，堵调驱后水流优势通道得到有效封堵。

表3 目标井组堵调驱过程中PI及FD值

目标井组堵调驱后，降水增油效果明显，井组最大日降水9.6%，最大日增油127 m3，累计增油18 000 m3，提高采出程度0.53%，有效期456 d，见图3。

图3 目标井组堵调驱前后生产曲线

4 结 论

a.聚合物凝胶-微球颗粒-表面活性剂堵调驱组合提高采收率技术对非均质严重，存在水流优势通道油藏具有很好适应性。它能够充分发挥3种体系之间的协同作用：在聚合物凝胶封堵水流优势通道，调整剖面的基础上，协同发挥微球深部液流转向和表面活性剂提高驱油效率的作用，最大程度扩大波及体积，从而大幅提高采收率。

b.B油田现场试验效果表明，聚合物凝胶+微球等颗粒+表面活性剂的堵调驱组合提高采收率技术有降低油井含水、提高产油量，能够满足海上油田深部调驱的需求。