驱替压力调控剂在靖安油田盘古梁低渗透油藏深部调驱中的应用

温鸿滨，罗 军，张生魁，张 复，陈佳伟，饶天利，宋岱峰，朱卫娜，徐鹿敏

(1.山东石大油田技术服务股份有限公司，山东 东营 257000；2.中国石油长庆油田分公司 第三采油厂，陕西 延安 717500；3.中国石油长庆油田分公司 第十二采油厂，陕西 西安 710000)

随着勘探开发程度的不断提高，老区稳产的难度越来越大，开发动用低渗、特低渗油藏成为我国陆上石油工业增储上产的必由之路。靖安油田盘古梁区在构造上位于陕北斜坡中部，为一平缓的西倾单斜、在单斜背景上发育由差异压实作用形成的多组向的鼻状隆起构造，与所处部位的生、储、盖相匹配，形成良好的圈闭，对油气藏的形成起到一定的控制作用。从20世纪90年代中期投入开发以来，油藏逐步从低含水期进入中高含水期。盘古梁长6油藏从采出程度与累计水油比数值看，油藏无水采油期长，为14年左右，水驱开发效果好，水驱效率较高；但水驱前缘突破后，受微裂缝发育影响，缝网复杂，井区平面矛盾和注采矛盾更加突出，平面和单井水淹差异较大，井组之间水淹程度也不相同，表现为含水上升速度快，产油量递减大，产能损失严重，裂缝性见水问题严重，调剖措施效果逐年逐次变差，注采调控难度大。因此，采取深部调驱、封堵主流线，动用非主流线(改流线、重塑流场)是控制含水上升的关键，通过调驱进一步扩大波及系数，达到提高采收率，改善开发效果的目的。在现有比较适合低渗透油藏的各种深部调剖技术中[1-4]，如交联聚合物冻胶、堵水用复合颗粒堵剂[5]存在注入困难或成胶影响因素敏感、聚合物微球[6-11]封堵强度弱等缺点，依据油藏特点，优选驱替压力调控剂为深部调驱用剂。该剂是采用分散聚合方法得到粒度微米级的高强度分散体，能够有效建立油水井的驱替压力梯度，尺寸可控，分散性能好，可使用油田污水进行配制，为油田中后期开发开拓新的前景。

1 试验区基本情况

1.1 试验区油藏物性

1.2 试验井组开发现状及存在问题

盘古梁试验井区(图1)5个井组(P55-*2、P55-*4、P55-*6、新P57-*4、P57-*6)含油面积为1.751 km2，地质储量为130.14×104t，平均油层厚度为10.44 m，平均孔隙度为12.8%，平均渗透率为1.77×10-3μm2，井组采出程度为16.23%～40.83%，井区采出程度为24.67%。井组累计水油比为0.29～0.95，井区累计水油比为 0.48。井组注入倍数为0.35～0.55，井区注入倍数为0.45。井网完善程度较高，井区有油井31口,目前开井25口,关井6口。井网不完善1个(55-*2)。从深度判断注采对应较好，仅P57-*7、P58-*61两口井对应不好。从含水分布图看，平面和单井水淹差异较大，井组之间水淹程度也不相同。55-*2、55-*4、57-*4等井组水淹较为严重，注入水推进方向以东北—西南为主。

图1 盘古梁试验井区井位

2 驱替压力调控剂深部调驱作用机制

低渗、特低渗油藏一般为孔隙和裂缝双重介质，人工裂缝与天然裂缝形成复杂网络。人工裂缝作为主裂缝，是注水和采油的主要通道。天然微裂缝分多级，相互沟通交错。注入水会沿着不同级别裂缝窜流，需要采用不同强度的调控剂。当颗粒直径>孔喉直径，挤压变形在多孔介质中发生运移；当颗粒直径<孔喉直径，颗粒通过架桥、吸附、滞留、黏连作用，在多孔介质或裂缝中实现封堵。驱替压力调控剂是采用分散聚合方法得到粒度微米级的高强度冻胶分散体，尺寸可控，分散性能好；注入油层后(图2)，在多孔介质或裂缝中实现封堵，能够有效建立油水井的驱替压力梯度，从而改变局部流场，扩大波及体积，驱动更多的剩余油，从而提高开发效果。

图2 裂缝性油藏深部封堵及调驱机制

3 驱替压力调控剂室内性能评价

驱替压力调控剂采用热沉淀聚合方法制备，利用不同结构的喷淋装置，将含有各单体的分散相，喷洒到一定温度和搅拌速度下的分散介质中，分别进行反相聚合，形成微米级不同粒径的调控剂系列产品，能够有效建立油水井的驱替压力梯度。

3.1 驱替压力调控剂性能表征

室内共研究合成了Ⅰ型和Ⅱ型两种微米级驱替压力调控剂。外观均为轴外相棕黄色悬浮液。

3.1.1 驱替压力调控剂粒径评价

采用百特粒度仪进行测试,实验结果表明(图3)，Ⅰ型调控剂的粒径为3～30 μm、粒径中值(D50)约为5.0 μm;Ⅱ型调控剂的粒径为30～300 μm,粒径中值(D50)约为150.0 μm;根据高渗条带孔喉、微裂缝和动态裂缝的宽度制备相应的驱替压力调控剂。

图3 微米级调控剂的粒径测试

3.1.2 驱替压力调控剂强度测试

将调控剂的材料制作成拉伸及压缩试验测试样品，采用拉压力试验机进行测试(表1)。实验结果表明：单体含量较高时，调控剂的抗拉强度可达0.9 MPa；抗压弹性模量为0.05 MPa。

表1 驱替压力调控剂拉压实验及拉压弹性模量

3.2 驱替压力调控剂物模性能评价

3.2.1 驱替压力调控剂粒径与储层孔隙匹配关系

基于深部调驱体系调控剂的调控机理，在体系的筛选评价过程中，重点对调控剂的使用质量浓度与储层的孔喉关系进行室内评价研究,从而优选出最佳的体系质量浓度。

室内选用Ⅰ型调控剂(粒径为3～30 μm),采用不同的质量浓度开展Ⅰ型调控剂与储层孔隙匹配关系，质量浓度为1 000～5 000 mg/L。由实验结果可知(图4)，Ⅰ型调控剂1 000 mg/L适用于1～3 μm孔喉，2 000 mg/L适用于3～20 μm孔喉，3 000 mg/L适用于15～45 μm孔喉,5 000 mg/L适用于45～75 μm孔喉。随着Ⅰ型调控剂使用质量浓度的增加,有效架桥封堵的几率也增加,可以封堵更大的孔喉。

图4 纳米级调控剂与孔隙匹配

3.2.2 驱替压力调控剂注入性、封堵性实验

调控剂深部调驱体系的注入性和封堵性直接关系到整个技术应用的成败，所以需要对所筛选的调控剂深部调驱体系的注入性能和封堵性能进行评价。

(1)实验条件。实验用油、水及剂为目标油藏脱水原油、油藏注入水和微米级Ⅱ型调控剂。实验用岩心模型为填充砂管(渗透率为1 200×10-3μm2)，填砂管长为 50 cm，直径为2.54 cm。实验温度为目标油藏地层温度，60 ℃。注入速度为2.0 mL/min。注入量为1.0 PV。

(2)实验结果。结合油藏条件，开展室内深部调驱调控剂体系的注入性和封堵性能评价实验，首先对岩心饱和水，测定水相渗透率；然后对岩心进行老化后，开展水驱实验，驱替至岩心注入压力稳定后，转调控剂深部调驱体系，观察注入压力的变化。从实验结果可知(图5～6)：随调控剂体系质量浓度的增加，调控剂注入压力增幅和后续水驱注入压力增幅不断提升；随着调控剂体系质量浓度的增加，调控剂封堵率不断增加；低质量浓度运移性好，高质量浓度封堵能力强，现场根据注入压力上升幅度，在1 500～5 000 mg/L之间进行质量浓度选择。

图5 调控剂质量浓度与注入压力增加幅度关系

图6 调控剂质量浓度与封堵率关系

3.2.3 驱替压力调控剂双管驱油实验

储层的非均质性对驱油效果具有直接的影响。结合储层非均质性，开展室内的双管驱油评价实验，实验条件、实验步骤以及实验结果如下。

(1)实验条件。填砂管长为50 cm，直径为2.54 cm。岩心渗透率为(1 200×10-3μm2/580×10-3μm2)，极差约为2。地层脱水原油；注入速度为1 mL/min。调控剂体系质量质量浓度为3 000 mg/L。

(2)实验步骤及结果。基于上述的实验流程及实验装置，按照实验方案设计要求，开展调控剂深部调驱体系双管驱油实验，实验过程中，结合油藏条件，首先测定岩心饱和水的水相渗透率；然后测定岩心饱和油的含油饱和度，在此基础上对饱和油后的岩心进行老化24 h，最后开展水驱实验，驱替至岩心出口含水98%后，转注调控剂深部调驱体系，驱替调控剂体系0.6 PV(0.3 PVⅠ型调控剂+0.3 PVⅡ型调控剂)，转注水驱至岩心出口含水98%。实验过程中观察注入压力的变化以及岩心出口产出水、产出油的量，计算采收率、含水率及注入压力变化。实验结果(图7)：水驱高渗水驱采收率为57.35%，低渗采收率为2.06%，总采收率为29.7%。后期注入0.6 PV调控剂体系，高渗采收率为67.43%，提高采收率10.1%，低渗采收率为11.89%，提高采收率 9.83%；转后水驱，高渗和低渗采收率基本没有变化，其最终采收率为40.02%。

图7 驱替压力调控剂双管驱油实验

4 现场试验及结果

4.1 试验井区深部调控工艺

(1)深部调控思路。盘古梁区长6层提出注入不同粒径、不同强度的驱替压力调控剂，在多孔介质或裂缝中实现封堵，能够有效建立油水井的驱替压力梯度；先注入较小粒径的Ⅰ型调控剂，封堵强度适中，注入性好，利于深部调驱；再注入较大粒径Ⅱ型调控剂，封堵能力强，更利于进一步提高有效驱替压力。该深部调控工艺改变深部局部流场，扩大深部波及体积，重建深部驱替压力梯度，驱动更多的深部剩余油。

(2)深部调驱范围。注水地层的“深部”是由注水地层的压降梯度分布曲线决定的。具体到各个区块，“深部” 所指具体距离不同需要根据计算确定。通过油水井动态资料，采用现代渗流理论为基础，用解析法和数值模型迭代法，计算油水井间的驱替压力梯度分布。从压力梯度分布曲线看，井距60 m以上曲线变缓为远井地带，压力梯度小于0.1 MPa/m，60 m以上可达到深部目的，因此建议堵剂放置位置到60 m。

(3)堵剂选择及用量。堵剂的选择主要受地层温度和注入水矿化度的影响。地层温度为60 ℃，地层水矿化度为86 260 mg/L。在此温度和矿化度条件下，适合的堵剂为驱替压力调控剂。Ⅰ型调控剂初始粒径(D50)为3～30 μm,Ⅱ型调控剂初始粒径(D50)为30～300 μm。室内物模实验研究表明，充分调剖后调驱剂用量在0.01～0.03倍孔隙体积投入产出比最高。试验设计调驱井 5口，实际按设计正常施工井 5口。区块动用孔隙体积233.41×104m3，5口注水井调驱用量26 409 m3，占井区动用孔隙体积的0.012 PV(表2)。在注入过程中，根据压力变化及动态响应，及时调整药剂质量浓度。

表2 试验井设计调控剂用量表

4.2 现场试验

试验区正常施工井5口井，采用在线注入方式施工，第一段塞注入Ⅰ型驱替压力调控剂，注入参数为1 000 mg/L；第二段塞注入Ⅱ型调驱剂，注入参数为2 000～3 000 mg/L。第一段塞Ⅰ型调驱剂注入压力先降后升；第二段塞Ⅱ型调驱剂注入压力持续上升，注入后期单井P57-*4井注水压力高，停止注入，井组整体压力上升幅度较好(图8)。

图8 盘古梁长6层驱替压力调控剂井组水井压力变化曲线

采出端对比正常递减情况，第一段塞使用低质量浓度小粒径调控剂降递减控含水效果好，第二段塞使用高质量浓度大粒径调控剂效果变差，但是从整体注入前后对比，递减、含水上升幅度明显减小。调剖后水井油压从14.9 MPa上升到15.6 MPa，提高了0.7 MPa；井组含水从64.7%下降到63.4%，含水率平均下降1.3%；月含水上升幅度由0.32%下降到-1.6%，上升幅度减小了1.92%；通延缓含水上升速度，提高水驱开发效果。

5 结 论

(1)针对盘古梁区长6层特低渗透油藏水驱前缘突破后，含水上升速度快，产油量递减大，产能损失严重问题，提出注入不同粒径、不同强度的驱替压力调控剂，在多孔介质或裂缝中实现封堵，能够有效建立油水井的驱替压力梯度，从而改变局部流场，扩大波及体积，驱动更多剩余油的技术思路。

(2)调控剂是丙烯酰胺单体、交联剂反相共聚的圆球型颗粒，变形性好，封堵机理是在孔喉处吸水膨胀架桥滞留，产生堵塞。与常用调驱剂对比，提高共聚单体含量，测试抗拉强度为0.9 MPa、抗压弹性模量为0.05 MPa；在保证运移性的情况下，提高其封堵能力。

(3)现场试验5井组，调剖后水井油压从14.9 MPa上升到15.6 MPa，提高0.7 MPa，井组含水从64.7%下降到63.4%，含水率平均下降1.3%，月含水上升幅度由0.32%下降到-1.6%，有效提高深部驱替压力梯度，迫使局部液流发生转向，驱动更多区域的剩余油，有效延缓含水上升速度，提高水驱开发效果。