鄒 劍，張德富，張?jiān)茖?，蘇 鑫，閆 冬

（1. 中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452； 2.新疆油田勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3. 東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318）

巖心大孔道發(fā)育程度對(duì)不同調(diào)剖劑影響因素研究

鄒 劍1，張德富2，張?jiān)茖?，蘇 鑫3，閆 冬3

（1. 中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 塘沽 300452； 2.新疆油田勘探開(kāi)發(fā)研究院，新疆 克拉瑪依 834000；3. 東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶 163318）

渤海油田具有儲(chǔ)層巖心膠結(jié)疏松、非均質(zhì)性嚴(yán)重、原油黏度較高、平均滲透率較高和單井注水量較大等特點(diǎn)，并且隨著注水開(kāi)發(fā)的不斷進(jìn)行，巖心內(nèi)大孔道不斷發(fā)育。所以針對(duì)渤海油田實(shí)際情況對(duì)不同調(diào)剖劑在不同發(fā)育程度的巖心大孔道內(nèi)的封堵情況進(jìn)行了研究。結(jié)果表明，巖心孔道發(fā)育程度越大淀粉凝膠成膠效果越好，而巖心孔道過(guò)大會(huì)影響聚合物凝膠的成膠效果。無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物在未發(fā)育巖心孔隙和發(fā)育不完全孔隙內(nèi)注入性較差，增油效果較差。

渤海油藏；淀粉凝膠；聚合物凝膠；無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物；成膠效果；物理模擬

渤海油田儲(chǔ)層巖心膠結(jié)疏松、非均質(zhì)性嚴(yán)重，在常年水驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中油井出砂嚴(yán)重，造成水流大孔道不斷發(fā)育，低效無(wú)效循環(huán)日益嚴(yán)重，亟需采取調(diào)剖措施對(duì)水流大孔道進(jìn)行有效封堵，從而達(dá)到液流轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大波及體積，提高原油采收率的目的[1-3]。

近年來(lái)，油田現(xiàn)場(chǎng)以應(yīng)用了大量不同種類(lèi)的調(diào)剖劑[4-8]，但在調(diào)剖劑篩選及評(píng)價(jià)過(guò)程中一般均局限于油層滲透率對(duì)調(diào)剖劑的影響，沒(méi)有考慮到實(shí)際儲(chǔ)層內(nèi)部的裂縫或溶洞型水流大孔道對(duì)調(diào)剖劑的影響。本文以淀粉凝膠，聚合物凝膠和無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物為研究對(duì)象，分別在三種發(fā)育程度不同的巖心上進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，觀察發(fā)育程度不同的巖心大孔道對(duì)三種油田常用調(diào)剖劑的影響。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)用藥劑為中海油天津分公司提供的聚合物凝膠（3 500 mPa·s，聚：鉻=90:1）、淀粉凝膠、無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物凝膠，有效含量均為 100%。實(shí)驗(yàn)用油為SZ36-1油田油樣（μo=50 mPa·s），實(shí)驗(yàn)用水為L(zhǎng)D5-2油田注入水。

實(shí)驗(yàn)巖心為人造非均質(zhì)巖心[9,10]，由石英砂與環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)而成，外觀尺寸為：寬×高×長(zhǎng)=4.5 cm ×4.5 cm×30 cm，包括高中低三個(gè)滲透層，各個(gè)小層滲透率Kg=8 000×10-3、5 000×10-3μ m2和1 000 ×10-3μ m2。

LD5-2油田油藏溫度為55 ℃，注入速度0.3 m L/m in。

1.2 儀器設(shè)備

采用 DV-Ⅱ型布氏黏度儀測(cè)量藥劑及原油粘度；采用驅(qū)替實(shí)驗(yàn)裝置測(cè)試各藥劑成膠效果及驅(qū)油效率（采收率），裝置主要包括平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等部件。除平流泵和手搖泵外，其它部分置于油藏溫度保溫箱內(nèi)。

1.3 實(shí)驗(yàn)方案

（1）未發(fā)育孔隙驅(qū)油效果的影響

方案1-1：水驅(qū)至含水率90%+0.1PV聚合物凝膠體系+后續(xù)水驅(qū)98%

方案1-2：水驅(qū)至含水率90%+0.1PV淀粉凝膠體系+后續(xù)水驅(qū)98%

方案1-3：水驅(qū)至含水率90%+0.1PV無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物+后續(xù)水驅(qū)98%

（2）發(fā)育不完全孔隙驅(qū)油效果的影響

方案2-1：水驅(qū)至含水率90%+0.1PV淀粉凝膠體系+后續(xù)水驅(qū)98%

方案2-2：水驅(qū)至含水率90%+0.1PV聚合物凝膠體系+后續(xù)水驅(qū)98%

方案2-3：水驅(qū)至含水率90%+0.1PV無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物凝膠+后續(xù)水驅(qū)98%

（3）發(fā)育完全孔隙驅(qū)油效果的影響

方案3-1：水驅(qū)至含水率90%+0.075PV淀粉凝膠體系+后續(xù)水驅(qū)98%

方案3-2：水驅(qū)至含水率90%+0.075PV聚合物凝膠體系+后續(xù)水驅(qū)98%

方案3-3：水驅(qū)至含水率90%+0.075PV無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物凝膠+后續(xù)水驅(qū)98%

2 結(jié)果分析

2.1 未發(fā)育孔隙驅(qū)油效果影響

將聚合物凝膠、淀粉凝膠、無(wú)機(jī)地質(zhì)凝膠注入未發(fā)育孔隙的人造非均質(zhì)巖心內(nèi)侯凝24 h，分析不同調(diào)剖劑的封堵效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表1。

表1 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 1 Recovery experimental data

從表1可知，淀粉凝膠和聚合物凝膠均能夠有效封堵大孔道，且淀粉凝膠的增油效果要好于聚合物凝膠，這是由于淀粉凝膠在巖心大孔道內(nèi)反應(yīng)空間較大，分子間發(fā)生反應(yīng)的幾率增大，成膠效果較好，而聚合物凝膠由于其聚鉻比較低成膠反應(yīng)主要以分子內(nèi)交聯(lián)為主，所以其在大孔道內(nèi)成膠效果較差。除此之外，由于巖心大孔道發(fā)育不完全，造成無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物注入困難，使得其在巖心端面發(fā)生堵塞。

2.2 發(fā)育不完全孔隙驅(qū)油效果的影響

將聚合物凝膠、淀粉凝膠、無(wú)機(jī)地質(zhì)凝膠注入發(fā)育不完全孔隙的人造非均質(zhì)巖心內(nèi)侯凝24 h，分析不同調(diào)剖劑的封堵效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

表2 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 2 Recovery experimental data

從表2可知，在發(fā)育不完全孔隙內(nèi)淀粉凝膠的增油效果仍要好于聚合物凝膠。相比于方案1-1-3，由于巖心孔隙部分發(fā)育無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物能夠進(jìn)入大孔道內(nèi)，但注入仍舊較為困難，增油效果有限。

2.3 發(fā)育完全孔隙驅(qū)油效果的影響

將聚合物凝膠、淀粉凝膠、無(wú)機(jī)地質(zhì)凝膠注入發(fā)育完全孔隙的人造非均質(zhì)巖心內(nèi)侯凝24 h，分析不同調(diào)剖劑的封堵效果，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表3。

表3 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 3 Recovery experimental data

從表3可知，在發(fā)育完全孔道內(nèi)淀粉凝膠增有效果仍舊最好且相比于方案1-1和方案1-2增幅逐漸增大，這說(shuō)明反應(yīng)空間越大淀粉凝膠增油效果越好。另外，無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物增油效果相比有明顯增加，這說(shuō)明無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物在發(fā)育完全的大孔道內(nèi)能夠起到調(diào)剖作用，且孔道發(fā)育越完全，增油效果越好。

3 結(jié) 論

（1）不同發(fā)育程度的巖心孔隙對(duì)不同調(diào)剖劑的增油效果有影響，相比于聚合物凝膠和無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物，淀粉凝膠增油效果最好，并且隨著巖心孔道發(fā)育程度增加，增油效果增大。

（2）由于聚鉻比較低巖心孔道過(guò)大等因素，使得聚合物凝膠相比于淀粉凝膠的增油效果較低。

（3）無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物無(wú)法注入未發(fā)育巖心孔隙，在發(fā)育不完全孔隙內(nèi)作用效果也有限。但對(duì)于發(fā)育完全的巖心大孔道有良好的封堵效果。

［1］ 李宇鄉(xiāng), 唐孝芬, 劉雙成. 我國(guó)油田化學(xué)堵水調(diào)剖劑開(kāi)發(fā)和應(yīng)用現(xiàn)狀[J]. 油田化學(xué)，1995(01).

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Study on Influence Factors of Different Profile Control Agents Under Different Development Degree of Core Channel

ZOU Jian1，ZHANG De-fu2, ZHANG Yun-bao1，SU Xin3，YAN Dong3
（1. China National Offshore Oil Research Institute of Tianjin branch, Tianjin Tanggu 300452, China；2. Xinjiang Oil Field Exploration and Development Research Institute, Xinjiang Kelamayi 834000, China 3. Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry, Northeast Petroleum University, Daqing, Heilongjiang 163318, China）

Bohai oilfield has the characteristics of loose reservoir core cementation, serious heterogeneity, high crude oil viscosity, high average permeability, big single well water injection rate;and with the continuous development of water injection, the large pore channels in the core are continuously developed. In this paper, according to the actual situation of Bohai oil field, the plugging of different profile control agents in different development degree of cores was studied. The result shows that, the greater the degree of pore development, the better the effect of starch gel. However, The effect of polymer gel formation will be bad when the degree of pore development is too great. Besides, the injection of inorganic geological polymer is bad in undeveloped pore and immature complete pore, and the increased oil effect is poor.

Bohai oilfield; starch gel; polymer gel; inorganic geological polymer; physical simulation

TE 34

A

1671-0460（2016）11-2583-03

抗鹽型聚合物油藏適應(yīng)性及其改進(jìn)方法基礎(chǔ)研究基金項(xiàng)目，項(xiàng)目號(hào)：51574086。

2016-07-06

鄒劍（1982-），男，天津市人，高級(jí)工程師，主要從事增產(chǎn)措施技術(shù)研究工作。E-m ail：379345818@qq.com。

蘇鑫（1991-），男，在讀碩士研究生，主要從事提高油氣采收率理論與技術(shù)研究。E-m ail：suxin14@126.com。