“凝胶/微球”调剖调驱注入参数及组合方式优化*

王 楠，刘义刚，夏 欢，薛宝庆，曹伟佳，黎 慧，刘 欢

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津塘沽 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 163318）

0 前言

在油田开发过程中，随着采出程度增加，油层压力逐渐降低，地层供液能力下降，通常采取注水或注化学剂方式向地层补充能量，进而维持油田正常开采。对于水驱或化学驱开发储层，由于存在岩石胶结强度低和储层非均质性强等特点，长期注水或化学剂开发后期，层间和层内矛盾加剧，注入流体会沿高渗透层突进，进而引起低效或无效循环，严重制约油田开发效果［1-3］。实践证明，化学调剖技术已经成为改善水驱开发油田重要技术手段，为国内水驱开发油田稳产和增产奠定了坚实基础［4-6］。渤中34-2/4油田原油物性好，投产初期自喷能力强，产量高，无水和低含水采油期较长，采出程度较高，但天然能量不足，导致地层压力降速较快，油井见水后产液能力下降，含水上升速率加快。因此，必须采取调剖/调驱技术组合措施来改善水驱开发效果［7-8］。采用酚醛凝胶封堵高渗透层，采用聚合物微球实现宏观和微观液流转向，二者相互促进，实现“1+1＞2”组合效果。

近年来，调剖/调驱技术组合方式制约着调剖/调驱技术效果的发挥，主要表现为微球在近井地带滞留致使油藏压力上升速率过快和幅度过大，这不仅影响微球深部调驱和液流转向效果，而且致使微球过早转向进入低渗透层和引起吸液压差快速减小，最终降低增油降水效果［9-11］。为解决目前渤海油田调剖/调驱组合技术面临的难题，助力油田多轮次调驱效果提升，急需开展调剖/调驱技术组合方式研究。针对渤中34-2/4 油田开发实际需求，开展了酚醛凝胶调剖/微球调驱技术组合方式优化研究，研究成果为渤中34-2/4油田调剖调驱施工提供理论与技术支撑。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

酚醛凝胶由聚合物、交联剂和助剂等组成，其中聚合物为干粉聚合物SD-201，有效含量88%，水解度24.8%；交联剂为酚醛树脂类交联剂，有效含量100%；固化剂为间苯二酚，有效含量100%。聚合物微球分别为“超分子型”、核壳型和纳米型微球，有效含量均为100%。上述药剂均由中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。实验用水为渤海油田注入水，矿化度9130.3 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：K++Na+3196.54、Ca2+193.12、Mg2+10.71、Cl-4879.12、SO42-4.3、HCO3-846.51。实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［12-14］，包括低中高3 个渗透层，尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm，各小层厚度1.5 cm。岩心渗透率分别为岩心Ⅰ：Kg=300×10-3/800×10-3/1200×10-3μm2；岩心Ⅱ：Kg=300×10-3/900×10-3/2000×10-3μm2；岩心Ⅲ：Kg=300×10-3/2500×10-3/4500×10-3μm2。

DV-Ⅱ型黏度仪，美国Brookfield公司；BDS400型倒置生物荧光显微镜，奥特光学仪器公司；实验装置包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。

1.2 实验方法

（1）酚醛凝胶和聚合物微球体系的配制与测试

采用四联搅拌器在转速300 r/min 下配制质量浓度为5 g/L的聚合物母液，然后用注入水稀释成不同质量浓度的目的液，分别加入不同量的交联剂和固化剂，形成酚醛凝胶。采用黏度仪测试聚合物溶液和酚醛凝胶黏度，当黏度小于100 mPa·s时，采用“0”号转子在转速6 r/min 下进行测试；当黏度为0.1～20 Pa·s时，采用“1～4”号转子在转速30 r/min下进行测试，测试温度为70 ℃。

采用磁力搅拌器在转速300 r/min下配制质量浓度为3 g/L的聚合物微球体系，搅拌均匀后放置于温度为70 ℃恒温箱内缓膨，定期采用倒置生物荧光显微镜观测微观微球外观形态，测试其粒径中值。

（2）驱替实验

驱替实验步骤如下：①岩心抽空、饱和地层水，计算孔隙度；②岩心饱和油，计算含油饱和度；③水驱至含水80%，记录注入压力，计算含水率和采收率；④注入酚醛凝胶调剖剂，静置36 h 后再注入聚合物微球调驱剂，记录注入压力，计算含水率和采收率；⑤后续水驱至含水98%，记录注入压力，计算含水率和采收率。上述实验过程压力记录间隔为30 min，实验温度为70 ℃，注入速率为0.6 mL/min。具体实验方案见表1。

表1 驱替实验方案

2 结果与讨论

2.1 酚醛凝胶的成胶性能

采用渤海油田模拟注入水配制质量浓度为3 g/L 聚合物溶液，再加入3 g/L 的酚醛树脂类交联剂和2～4 g/L 固化剂间苯二酚，混合形成不同的酚醛凝胶调剖剂，调剖剂黏度与时间关系见表2。由表2可知，“聚合物+交联剂”酚醛凝胶的初始成胶时间在1～2 d，最终成胶黏度约为6.8 Pa·s，向“聚合物+交联剂”酚醛凝胶中加入固化剂后，成胶时间缩短至0.5～1 d，最终成胶黏度高于20 Pa·s。随固化剂浓加量的增大，酚醛凝胶的成胶速率增大，黏度达到20 Pa·s时所需时间缩短。从技术、经济角度考虑，推荐后续调剖实验用酚醛凝胶组成为：3 g/L 聚合物+3 g/L交联剂+3 g/L固化剂。

表2 不同酚醛凝胶的成胶性能

2.2 聚合物微球的粒径和缓膨性能

采用渤海油田模拟注入水配制的3种质量浓度为3 g/L 的聚合物微球溶液中微球的外观形态观测结果见图1，微球的粒径中值随水化时间的变化见图2。

从图1 和图2 可以看出，在聚合物微球浓度一定条件下，聚合物微球的类型不同其外观形貌特征也存在差异。“核壳型”聚合物微球颗粒间存在少量聚并，整体上分散性良好。“超分子型”聚合物微球的分散性较好，颗粒间没有黏连现象，水化后粒径较大。“纳米型”聚合物微球的初始粒径较小，表面能较低，颗粒间相互吸引呈“棒状”或“链状”，水化后粒径增大，表面能增加，分散性改善。随水化时间的延长，聚合物微球的粒径中值增速呈现“先升后降”趋势，水化120 h后趋于稳定。聚合物微球浓度为3 g/L时，“超分子型”聚合物微球的初始粒径中值为3.2 μm，与其他两种微球相比，水化膨胀完全后的最终粒径中值（19.80 μm）最大，最终粒径膨胀倍数（5.19）最大，具有较好的水化膨胀效果，因此推荐“超分子型”聚合物微球为后续实验用调驱剂。

图1 不同水化时间下3种聚合物微球的外观形态

图2 聚合物微球的粒径中值随水化时间的变化

2.3 “凝胶/微球”注入参数和组合方式优化

2.3.1 岩心非均质性对“凝胶/微球”组合增油效果的影响

采用渤海油田模拟注入水配制酚醛凝胶和微球溶液，岩心非均质性对“酚醛凝胶/微球”组合增油降水效果的影响见表3。从表3可以看出，在酚醛凝胶、聚合物微球段塞尺寸（0.1 PV）和注入含水时机（含水率80%）一定的条件下，随岩心非均质性即渗透率级差的增大，水驱采收率减小，调剖、调驱采收率增幅呈现“先增后降”趋势。分析认为，当岩心渗透率级差超过特定值后，调剖剂对高渗透层封堵作用减弱，液流转向效果变差，采收率增幅减小。

表3 不同渗透率级差岩心驱油实验的采收率

驱替实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图3。从图3可以看出，在酚醛凝胶体积、聚合物微球的段塞尺寸（0.1 PV）和注入含水时机（含水率80%）一定条件下，随岩心渗透率级差和平均渗透率的增加，水驱注入压力降低，调剖、调驱注入压力升高。与“岩心Ⅲ”相比较，“岩心Ⅰ”和“岩心Ⅱ”的注入压力升幅较大，液流转向效果较好，采收率的增幅较大。

图3 不同渗透率级差岩心驱油实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化

2.3.2 调剖、调驱时机对增油效果的影响

采用渤海油田模拟注入水配制酚醛凝胶和聚合物微球溶液，调剖、调驱时机对调剖/调驱技术增油降水效果的影响见表4。从表4可以看出，在调剖剂和调驱剂段塞一定（0.1 PV）时，调剖剂和调驱剂注入时机愈早即含水率愈低，采收率增幅愈大。从技术、经济角度考虑，调剖剂和调驱剂注入时机不宜过早，推荐注入时机为含水率80%～90%。

表4 不同调剖、调驱时机下驱油实验的采收率

驱替实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图4。从图4可以看出，在调剖剂（体系Ⅰ，0.1 PV）和调驱剂（“超分子型A”微球，0.1 PV）一定条件下，调剖剂和调驱剂注入时机愈早，注入压力升高幅度愈大，中低渗透层吸液压差和吸液量增幅愈大，扩大波及体积效果愈好，采收率增幅愈大。

图4 不同调剖、调驱时机下驱油实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化

2.3.3 调剖剂段塞尺寸对增油效果的影响

采用渤海油田模拟注入水配制酚醛凝胶调剖剂和聚合物微球溶液，调剖剂段塞尺寸对调剖/调驱技术增油降水效果的影响见表5。从表5可以看出，在聚合物微球调驱剂段塞（0.1 PV）一定的条件下，随调剖剂（酚醛凝胶）段塞尺寸的增大，采收率增幅呈现“先增后降”趋势，段塞尺寸为0.10～0.20 PV时采收率增幅较高。因此，推荐后续实验用调剖剂段塞尺寸范围为0.10～0.20 PV。

表5 不同调剖剂段塞尺寸下驱油实验的采收率

驱替实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图5。从图5可以看出，当调剖剂段塞尺寸在0.10～0.20 PV范围内时，注入压力处于一个比较合理水平，而在该范围之外时注入压力要么太高，要么太低。分析认为，当调剖剂段塞尺寸超过合理水平后，注入压力升幅过大，部分调剖剂会进入低渗透层中而引起吸液启动压力大幅度升高，致使后续水驱液流转向效果变差，采收率增幅降低。当调剖剂段塞尺寸低于合理水平后，调剖剂高渗透层封堵作用效果变差，注入压力升幅过小，中低渗透层的吸液压差增幅较小，同样致使后续水驱液流转向效果变差，采收率增幅降低。

图5 不同调剖剂段塞尺寸下驱替实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化

2.3.4 调驱剂段塞尺寸对增油效果的影响

采用渤海油田模拟注入水配制酚醛凝胶调剖剂和聚合物微球溶液，调驱剂段塞尺寸对调剖/调驱技术增油降水效果的影响见表6。从表6可以看出，在调剖剂段塞尺寸一定（0.1 PV）的情况下，随调驱剂段塞尺寸增加，采收率增幅增加，且当段塞尺寸超过0.2 PV后采收率增幅呈现较大幅度增加。驱替实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图6。从图6可以看出，随调驱剂段塞尺寸的增大，注入压力升高幅度增加，中低渗透层吸液压差增大，吸液量增加，扩大波及体积效果提高，采收率增幅增加，但合理的段塞尺寸必须从技术效果和经济效益两方面综合考虑。

图6 不同调驱剂段塞尺寸下驱替实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化

表6 不同调驱剂段塞尺寸下驱油实验的采收率

2.3.5 调剖剂和调驱剂注入方式对增油效果的影响

采用渤海油田模拟注入水配制酚醛凝胶和聚合物微球溶液，调剖剂和调驱剂注入方式对增油降水效果实验结果的影响见表7。从表7可以看出，在调剖剂段塞尺寸（0.1 PV）和调驱剂段塞尺寸（0.3PV）一定的情况下，与大段塞、整体注入方式相比较，小段塞、多轮次交替注入方式采收率增幅较大。分析认为，在大段塞、整体注入方式下，聚合物微球会在注入端发生滞留甚至引起堵塞，致使微球深部运移和滞留效果变差，进而降低液流转向效果和采收率增幅。采用调剖剂（酚醛凝胶）与调驱剂（聚合物微球）小段塞、多轮次交替注入方式时，调剖剂携带作用可以减小或消除注入端聚合物微球的滞留，促使聚合物微球运移到深部区域，从而获得较好的液流转向效果。

表7 不同调剖剂和调驱剂注入方式下驱油实验的采收率*

驱替实验过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化见图7。从图7 可以看出，与大段塞、整体注入方式相比较，尽管小段塞、多轮次交替注入方式的注入压力最高值较小，但注入压力维持较高水平时间较长，液流转向效果较好，采收率增幅较大。

图7 不同调剖剂和调驱剂注入方式下驱替过程中注入压力、含水率和采收率随注入体积的变化

3 结论

酚醛凝胶调剖剂具有较高的成胶强度，可对高渗层实现良好的封堵作用，超分子型聚合物微球具有较好的水化膨胀作用，可实现宏观和微观液流转向效果，二者相互促进，最终实现良好的增油降水效果。

从技术经济角度考虑，调剖、调驱合理注入时机为含水率80%～90%，调剖剂合理段塞尺寸为0.10～0.20 PV。

与调剖剂和调驱剂大段塞、整体注入方式相比较，小段塞、多轮次交替注入方式可以减缓剖面反转速率，提高液流转向效果和采收率增幅。