新型逐级调堵技术优化与设计

孟祥海 鞠 野 王承州 李 翔 王 楠 周 振

（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 300450；2.中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300450；3.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 引 言

渤海BZ34⁃3油田位于渤海南部，为夹持在多条断层之间的一个垒块构造。受断层切割和砂体分布影响，油田多为断块油藏，含油层段多、开采较为困难，尤其在经历了衰竭开采、人工注水开采、油田综合调整这3个阶段后［1］，开采油藏面临储层非均质性加剧、油层压力降低、含水率上升等诸多问题。针对提高油田的开发效果，前人［2⁃6］已经开展了大量的室内研究实验。梁守成等［7］通过室内物理模拟实验认为，“强凝胶封堵大孔道+聚合物微球转向中低渗透层调驱”多级调剖调驱技术兼顾了大孔道治理和中低渗透层深部液流转向技术需求，能够获得较好的增油降水效果；苏毅等［8］验证了复合调驱体系在双高油田中能够有效封堵水流优势通道，改善油水流度比，扩大波及体积，实现深部调驱，提高剩余储量动用程度，有效改善了注水开发效果；张楠等［9］认为在“复合凝胶+微球/高效驱油剂”段塞组合中，复合凝胶在高渗透层内滞留作用较强，液流转向效果较好，使得后续“微球/高效驱油剂”满足中低渗透层扩大波及体积或洗油效率的需求，因而采收率增幅明显，采收率增幅26.50%。

虽然近年来油田采用组合调驱的方法，在现场也取得了明显增油降水效果，但对组合调驱方式与油藏储层适应性的研究分析较少。本文通过室内实验，对比分析了2种聚合物微球粒径及膨胀倍数变化对人造模拟岩心的匹配性。考察5种调剖体系对人造岩心的适应性［10］，以及在搭配不同浓度的调驱剂时产生的压力、产液量、含水率等作出分析，获得适用于目标油田的段塞组合方式。这对于调剖/调驱技术个性化方案的设计及油田高效开发具有重要指导意义。

1 调驱实验

1.1 实验材料

1.1.1 实验药剂

1.1.1.1 初低黏延缓交联型调剖体系（调剖剂）

中等凝胶体系（702聚合物+交联剂+固化剂乳液+促交剂）。弱凝胶体系（702聚合物+交联剂+固化剂乳液+促交剂）。Cr3+凝胶体系（702聚合物+有机铬交联剂）。

有机铬有效质量分数1.52%、冻胶分散体DMG、等流度调驱剂（PPG王+PPG分散剂）。其中聚合物为702聚合物，固体质量分数100%，交联剂为低温酚醛树脂类交联剂，有效体积分数为100%，固化剂为间苯二酚，有效质量分数100%。

1.1.1.2 非连续性调驱体系（调驱剂）

主要为聚合物微球，为纳米型荧光示踪微球，质量浓度3 000 mg/L，有效物质量分数为100%。以上实验药剂均由中海油田服务股份有限公司天津分公司提供。

1.1.2 实验用水

BZ34⁃3油田注入水，总矿化度为8 057.82 mg/L，离子质量浓度：K++Na+为2 735.03 mg/L、Ca2+为192.58 mg/L、Mg2+为29.61 mg/L、Cl-为4 624.52 mg/L、SO42-为30.2 mg/L、HCO3-为445.88 mg/L。

1.1.3 实验岩心

实验岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心，岩心尺寸：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，组合调驱方式与储层适应性研究所用岩心为3层非均质岩 心，渗透率分别为10 000×10-3、2 000×10-3、500×10-3μm2。

1.2 实验设备

实验仪器：四联搅拌器配制、DV⁃Ⅱ型布氏黏度仪、电热恒温烘箱、奥特光学仪器BDS400倒置生物荧光显微镜、磁力搅拌器、平流泵、手摇泵、压力表、岩心夹持器、中间容器和烧杯等。

实验条件：实验温度为65 ℃，除平流泵和手摇泵外，其他部分均置于65 ℃恒温箱内。

实验流程见图1。

图1 实验装置及流程示意 Fig. 1 Sketch of experiment equipment and work flow

1.3 实验方法和步骤

1.3.1 组合调驱体系性能评测

用渤海BZ34⁃3油田的现场注入水配制质量浓度为5 000 mg/L的聚合物母液备用，用注入水稀释成质量浓度为3 000、3 500、4 000 mg/L的目标液，然后搭配其他药剂，分别配制成不同的调剖体系。将配制好的各调剖体系放入65 ℃恒温箱中，然后定期用DV⁃Ⅱ型布氏黏度仪测试不同时间下的黏度变化。配制质量浓度为3 000 mg/L的纳米型荧光微球溶液，采用磁力搅拌器搅拌均匀后，放置温度为65 ℃恒温箱内进行缓膨，采用奥特光学仪器BDS400生物荧光显微镜定期观察微球的粒径变化。

1.3.2 实验步骤

（1）将3层非均质岩心抽真空饱和水，在注模拟注入水的过程中，待压力波动至平稳后，记录注入压力，计算岩心水测渗透率；

（2）饱和油老化12 h后，记录饱和油体积，计算含油饱和度；

（3）分别水驱至含水率80%、98%，记录注入压力，出液量和出水量；

（4）注入调剖剂0.1 PV，候凝3 d，注入示踪微球0.2 PV，缓膨7 d后，记录注入压力、出液量和出水量；

（5）后续水驱至含水率98%，计算最终采收率。

以上实验阶段注入速度为0.9 mL/min，记录时间间隔为10 min，收集采出液，计算含水率和采收率，绘制相关特征曲线，并以此为指标评价调剖剂/调驱剂与储层的适应性。

2 调驱工艺方案设计

采用体积法、经验公式法、压力指数（pI）/充满度（FD）法3种方法分别计算堵剂用量，取3种算法计算堵剂用量的平均值作为最终堵剂用量。

2.1 体积法

计算公式为：

式中：V1——工作液注入总量，m3；

V2——封窜段塞注入工作液量，m3；

V3——调驱段塞注入工作液量，m3；

re——外沿半径，取调驱井组平均油水井距，m；

rt——凝胶体系调剖半径，m；

rw——内沿半径，统一取3 m；

h——调驱层厚度，m；

ϕ——孔隙度，%；

α——注入液的方向系数；

γ——工作液注入的面积系数；

η——注入孔隙体积倍数；

κ——高渗透层厚度占注水地层厚度的比例，取0.1。

式（1）中注入孔隙体积倍数η，采用油藏工程方法进行模拟优化，通过模拟不同注入孔隙体积倍数条件下堵剂用量对应的措施效果，优化出最优的堵剂用量。根据不同注入孔隙体积倍数的生产天数与日产油量的关系（图2），推荐注入量为0.09 PV，预测其累计年增油量为8 560 m3。

图2 不同注入孔隙体积倍数的生产时间与日产油量关系Fig. 2 Relations between production time and daily oil production for different injected PV

工作液段塞注入量：孔隙度ϕ为33.4%、方向系数α为0.7、面积系数γ为0.6、调驱层厚度h为14.6 m、注入孔隙体积倍数η为0.09、外沿半径re为385 m、内沿半径rw为3 m、工作液注入总量V1为85 786 m3、封窜外沿半径为100 m、封窜内沿半径rw为3 m、高渗层占比为0.08、封窜段塞注入工作液量V2为5 140 m3。调驱段塞注入工作液量V3为80 646 m3。

2.2 经验公式法

依据调驱井组的历史存水量，进行堵剂用量设计，具体计算公式为：

式中：V′——封窜段塞用量，m3；

V''——调驱段塞用量，m3；

V——工作液注入总量，m3；

V0——注水井组存水量， m3；

τ——水窜通道比例系数；

σ——水驱优势通道比例系数。

按上述方法，结合目标井组的存水量，计算得到堵剂用量。堵剂用量构成：存水量V0为37.5×104m3，水窜通道比例系数τ为0.013 5，水驱优势通道渗流比例系数σ为0.228，封窜段塞用量V′为5 063 m3，调驱段塞用量V''为85 500 m3，工作液注入总用量V为90 563 m3。

2.3 pI /FD法

凝胶体系封窜段塞主要用于封堵油水井之间的水窜通道，非连续性调控剂主要用于储层深部液流转向，均能实现提高水井的pI/FD值，堵剂用量可采用pI/FD决策公式计算，即：

式中：W——封窜段塞用量，m3；

VV——调驱段塞用量，m3；

VZ——工作液注入总量，m3；

β——凝胶体系用量系数，m3/（MPa·m）；

ζ——非连续性调控剂用量系数，m3/m；

h——调驱层厚度，m；

ΔpI——调剖剂前后pI值变化，MPa；

ΔFD——调驱前后FD增幅。

利用pI/FD计算得到该油田的堵剂用量，pI/FD法堵剂用量构成：调驱层厚度h为14.6 m，凝胶体系用量系数β为140 m3/（MPa·m），调控剂用量系数ζ为130 m3/m，ΔpI为2.5 MPa，ΔFD为38 %，封窜段塞用量W为5 110 m3，调驱段塞用量VV为83 220 m3，工作液注入总量VZ为88 330 m3。

根据3种方法算得堵剂量的平均值分别为：堵剂总用量为88 200 m3，备用的凝胶体系用量为5 100 m3，非连续性调控剂用量为83 100 m3。

根据以上3种算法计算结果，模拟不同注入孔隙体积倍数条件下堵剂用量对应的措施效果，优选出最优的堵剂用量。最终获得目标油田最优的堵剂总用量为88 200 m3，凝胶体系堵剂用量为5 100 m3，非连续性调控剂用量为83 100 m3。

3 结果分析

3.1 组合调驱体系性能评测

3.1.1 各调剖体系不同成胶时间的黏度

在温度为65 ℃时，成胶时间与成胶变化的测定结果（表1）可知中等凝胶、弱凝胶和铬凝胶［11］这3种调剖体系在10 h内黏度增加较少，38 h后黏度急剧增加，72 h内这3种凝胶体系具有良好的成胶强度，黏度均超过20 000 mPa·s，考虑到这3种调剖剂的注入性及封堵能力，选择调剖剂的候凝时间为72 h。分析认为38 h聚合物分子发生分子间交联，分子膨胀速度变快，形成了区域性网状结构［12］，72 h后单位体积内交联剂分子与聚合物链段的接触接近完善，黏度上升较快；等流度调驱剂和DMG［13］这2种体系分子间未发生交联，聚团能力较弱，表现为黏度低，成胶效果不佳。

表1 各调剖体系不同成胶时间的黏度Table 1 Viscosities of each profile control system for different gelation time

3.1.2 不同水化时间的微球粒径

当质量浓度为3 000 mg/L时，纳米型、超分子型微球粒径随水化时间观测结果见图3。从图3可以看出，在微球质量浓度一定条件下，聚合物微球粒径在不同时间下的变化值表明聚合物微球遇水膨胀［14］。纳米型微球初始粒径较小且颗粒间出现聚并现象，水化过程中粒径逐渐增大，分散性变好。超分子型微球，微球大小较为均匀，分散性较好，但水化过程中微球数目逐渐减少，且出现沉淀。

图3 不同水化时间微球粒径显微照片Fig. 3 Micro-photos of microsphere particle size for different hydrated time

3.1.3 调驱剂粒径中值随水化时间及质量浓度的变化

不同质量浓度的纳米型和超分子型微球粒径中值在不同水化时间的测试测试结果见表2。

从表2可以看出，随微球质量浓度增加，纳米型微球粒径中值变化幅度较小，粒径中值呈现“增—缓—增”的趋势，初始粒径中值为1.50～1.62 μm，7 d后粒径中值为8.65～8.92 μm。

表2 不同质量浓度和水化时间下的粒径中值Table 2 Median particle size with different mass concentration and hydration time

由此可见微球质量浓度变化对纳米型微球粒径中值影响程度不大。超分子型微球粒径中值随微球质量浓度增加，粒径中值呈现“增—增—缓”的趋势，宏观上静止3 h的超分子型微球出现了白色沉淀，微球颗粒间聚并现象加剧，分散性变差，随水化时间延长，粒径逐渐增大，质量浓度为3 000 mg/L时最终粒径中值为19.80 μm，是3种质量浓度中最大的粒径中值，质量浓度越高反而不利于该类型微球的水化膨胀。考虑到微球与岩石孔喉间存在匹配性关系，当渗透率过低时，微球数量越多，在岩心端面滞留引起的端面效应越严重，导致进入多孔介质内部微球量越少，从满足实验需求及经济角度分析，选用质量浓度为3 000 mg/L的纳米微球。

3.1.4 调驱剂参数随水化时间的变化

在温度为65 ℃时，不同类型调驱剂在不同水化时间的粒径和体积变化结果见表3。

由表3可知，调驱剂粒径膨胀倍数和体积膨胀倍数都随水化时间的增加而增大，纳米型微球水化后粒径增大，分散性改善。超分子型微球初始粒径膨胀倍数较小，水化膨胀速度较快，有明显的分散性。

表3 不同类型和水化时间下微球的膨胀倍数Table 3 Expanded multiples for different-type microspheres and hydrated time

分析认为微球的亲水离子基团水解形成可移动的离子后，分子内部和外部产生了离子浓度差，形成渗透压差。

水化初期阶段吸水膨胀速率较快；吸水到一定程度后，渗透压差变小，吸水膨胀速率逐渐趋于缓慢，并最终达到平衡［15］。

3.2 调剖剂类型对增油效果的影响

3.2.1 采收率

在65 ℃、质量浓度为3 000 mg/L示踪微球、岩心渗透率分别为10 000×10-3、2 000×10-3、500×10-3μm2条件下，调剖剂类型对增油降水效果影响实验结果见表4。从表4可以看出，在调驱剂相同质量浓度条件下，调剖剂类型对调驱效果产生明显影响。各采收率增幅从高到低依次为中等凝胶、弱凝胶、铬凝胶、等流度调驱剂和冻胶分散体。其中“中等凝胶+示踪微球”体系采收率明显高于其他组合调驱体系，采收率增幅可达22.46%，分析认为水驱时，注入水首先进入渗流阻力较小的高渗层，因此波及的范围主要是高渗层，后续注入的凝胶也会优先进入高渗层，又因中等凝胶成胶后强度较高，滞留性能较强，迫使后续的微球进入中低渗层进行缓膨，产生的渗流阻力较大，因此驱油效果较好。

表4 不同实验方案的含油饱和度、采收率实验结果对比Table 4 Comparisons of experiment results of oil saturation and recovery factor for different programs

3.2.2 动态特征

实验注入过程中注入压力、含水率、采收率与注入孔隙体积倍数关系见图4。从图4可以看出，在注样阶段，各调剖体系注入压力上升，中等凝胶体系注入压力明显高于其他调剖体系，表明中等凝胶体系在高渗透层的滞留性较强，液流转向的效果较好，促使调驱剂（聚合物微球）能够有效地发挥深部调驱的作用，因此中-低渗透层吸液量增加，波及效果明显，采收率增幅相对较大。

图4 不同调剖剂注入孔隙体积倍数与注入压力、 含水率、 采收率的关系Fig. 4 Relations of PV vs. injection pressure, watercut and recovery factor for different profile control agents

3.3 调驱剂质量浓度对增油效果的影响

当水驱至含水率80%、示踪微球注入量为0.2 PV时，岩心含油饱和度为69.55%。在不同调驱剂质量浓度（1 000、3 000、5 000 mg/L）下，各凝胶体系对增油降水效果影响实验结果见表5。

表5 不同调驱剂质量浓度的采收率对比Table 5 Comparisons of recovery factors for different profile-control agent's mass concentrations

由表5可知，在调剖体系相同条件下，随着调驱剂（微球）质量浓度增加，采收率逐渐增大。相同微球质量浓度下，“中等凝胶+微球”采收率增幅最高，“等流度调驱剂+微球”和“冻胶分散体+微球”采收率相对于其他几种组合调驱体系增幅较小，这表明调剖剂的作用非常重要，如果调剖剂封堵效果不佳，在注入微球阶段，聚合物微球就会大部分进入高渗层，水化缓膨7 d后，虽然对高渗层有一定封堵效果，但封堵效果非常有限，扩大波及体积效果不佳，采收率增幅较小。

3.4 不同段塞尺寸组合对增油效果的影响

3.4.1 采收率

在调剖剂类型和调驱剂类型一定的条件下，调剖剂和调驱剂的不同段塞尺寸组合对增油降水效果影响实验结果见表6。

从表6可以看出，在调剖剂和调驱剂类型一定条件下，调剖调驱剂不同段塞尺寸搭配组合对增油降水存在影响。

表6 不同段塞尺寸组合的采收率对比实验结果Table 6 Experimental compared results of recovery factor for different plug size combinations

其中方案3⁃1比方案3⁃2采收率增幅高，说明凝胶对高渗透层配伍性较好，3 d后凝胶黏度变大，在高渗透层产生了有效滞留，使后续注水波及到了部分中渗透层，其中一部分剩余油被驱替出来；而单一的注入微球，由于粒径较小基本流入高渗层，即使水化7 d后，与高渗层的配伍性仍然很差，基本随后续注入水一起流出，因此采收率增幅较低；方案3⁃3至方案3⁃6采用组合调驱的方式交替注入，其中方案3⁃4比方案3⁃3采收率增幅高，分析认为注入适量凝胶会对高渗层产生有效封堵，促使后续微球波及到中渗透层发挥出深部调驱的作用，而方案3⁃3注入凝胶量较少，因此产生的渗流阻力会被后续液体轻易突破，微球调驱的能力也被大大缩减；方案3⁃5和方案3⁃6表明凝胶起主导作用，先注入的微球流经高渗透层，产生的液流转向效果甚微，深部调驱的作用较弱，后注入的凝胶对高渗会产生封堵，一定范围内，凝胶注入量越大，波及的高渗层范围越广，使后续水波及中渗透层的范围也随之扩大，使之驱替出更多的剩余油。

对比几种方案表明合理段塞尺寸组合调驱比单一凝胶调剖或微球调驱采收率效果要好。

3.4.2 动态特征

实验注入过程中注入压力、含水率、采收率与注入孔隙体积倍数关系见图5，油藏聚合物驱模型示意见图6。

图5 不同段塞尺寸组合注入孔隙体积倍数与注入压力、含水率、采收率的关系Fig. 5 Relations of PV vs. injection pressure, watercut and recovery factor for different slug-size combinations

从图5中可以看出，随不同段塞尺寸“调剖+调驱剂”的组合注入，采收率也呈现不同程度的增幅。分析认为水驱过程中，水会先进入渗流阻力较小的高渗层，而中低渗层的渗流阻力较大，因此波及程度较弱，当高渗层注入水突破后，注入压力进一步降低，中低渗层波及程度较弱，剩余油较多，往往水驱采收率较低，本文水驱至含水率98%的采收率也只有26.6%（图6（a））。化学驱阶段，单纯注入调剖剂（凝胶）（方案3⁃1）对高渗透适应性较强，液流转向能力较好，使后续水有效波及了中渗透层，使其中一部分剩余油被驱替出来（图6（b））。注入调驱剂（微球）（方案3⁃2），虽然微球膨胀滞留后具有一定的液流转向能力，但微球的滞留能力非常弱，很容易被驱替出来，采收率增幅有限（图6（c））。先注入凝胶，后注入微球（方案3⁃3和方案3⁃4），凝胶体系首先在高渗层滞留，产生较高的渗流阻力，微球注入过程中，主要是进入中渗层，并在中渗层水化膨胀，因此此种注入方式，能使凝胶和微球都发挥出作用，采收率增幅较大（图6（d）），与方案3⁃3相比，方案3⁃4采收率增幅较大，采出程度达22.46%，主要是因为方案3⁃3凝胶的注入量较小，后续液体溶液突破凝胶体系，从而使高渗层的封堵实效，因此采收率增幅较小。先注入微球后注入凝胶的体系（方案3⁃5和方案3⁃6），虽然注入压力升幅较高，导致后续水能够进入中低渗透层，起到较好的扩大波及体积的作用，但是微球和凝胶体系进入的都是高渗层，而微球在高渗层的滞留能力较弱，基本上没有发挥出深部调驱的作用，因此采收率增幅较小（图6（e））。

图6 5种聚合物驱油模型示意Fig. 6 Schematic diagrams of 5 polymer flooding models

4 结 论

（1）单一的调剖或调驱技术不能适应地质情况较为复杂油田。采用高强度连续性凝胶对无效水循环区域进行强封堵，解决方向性窜流；采用非连续性调驱材料对低效水循环区域进行微观调整，两者组合能有效解决目前油藏面临的多级交叉问题。

（2）前置调剖体系对储层适应性的强弱直接影响后续微球调驱作用的发挥；以层内矛盾为主同时窜逸通道或窜流速度快的储层，建议采用“连续性凝胶调剖+非连续性微球类调驱”组合技术，从室内模拟实验结果得出适用于目标油田的最优段塞组合为“0.1 PV中等凝胶+0.2 PV优选浓度纳米微球”。