劉家林，劉 濤，王運萍，趙躍朋，閆紅星

中國石油遼河油田分公司，遼寧盤錦 124010

凝膠調驅技術是改善注水波及效率、提高采收率的方法之一，被廣泛應用于油田生產(chǎn)，取得了很好的效果[1]。自2010年以來，遼河油田先后在100多個井組開展了深部調驅礦場應用,增產(chǎn)原油100 kt以上。但對低滲裂縫性油藏開展深部調驅存在較大困難，一方面由于裂縫的存在，采用常規(guī)凝膠體系起不到封堵作用；另一方面由于低滲，采用高強度凝膠體系無法增加基質的波及體積。另外在開發(fā)初期為提高產(chǎn)量采取了高能壓裂措施[2]，使人工裂縫和自然裂縫并存，加大了裂縫的不規(guī)律性和復雜性，投產(chǎn)初期產(chǎn)量大幅提高，但后期發(fā)生暴性水淹，導致無法生產(chǎn)。這主要是因為主裂縫是油水兩相體系中油運移的絕對控制因素,寬縫對窄縫具有極強的流動屏蔽作用[3]?；|和裂縫之間、主裂縫和次裂縫之間存在物性及壓力差異，只有裂縫中的壓力高于基質中的壓力，主裂縫的壓力高于次裂縫的壓力，才能夠改變液流方向，啟動新的基質油層和次裂縫原油，提高波及效率，使剩余油的分布發(fā)生變化，達到增產(chǎn)的目的[4]。因此在包14塊低滲裂縫性油藏開展深部調驅的主要目的是封堵主裂縫，其次是次裂縫和基質。在深部調驅設計方面，既要考慮封堵裂縫又要兼顧基質的波及效率。因此選用體膨顆粒+凝膠復合體系對裂縫進行前期封堵，后用弱凝膠體系調整吸水剖面，以達到提高采收率的目的。

1 包14塊油藏概況

包14塊位于內(nèi)蒙古自治區(qū)阿魯科爾沁旗五十家子廟鄉(xiāng)西部,構造上位于陸家堡凹陷中部,探明含油面積為8.07 km2，石油地質儲量為717.47×104t，可采儲量為143.49×104t。主力含油層位為中生界侏羅系上侏羅統(tǒng)九佛堂組，油藏埋深為850～1 420 m，劃分為九上段和九下段。九上段進一步劃分為3個油層組，其中Ⅰ，Ⅲ油層組是主要含油層段。九上段儲層的最高孔隙度為22%，最低孔隙度為2.3%，平均孔隙度為17%；最高滲透率為135×10-3μm2，最低滲透率為1×10-3μm2，平均滲透率為33.9×10-3μm2，滲透率級差為6～141，滲透率變異系數(shù)為0.74～1.32，屬中孔低滲儲層。包14塊原油的性質較好，屬稀油，地面原油密度為0.871 5 g/cm3，黏度為21.66 mPa·s,凝固點為27 ℃，含蠟10.04%，含膠質和瀝青質21.49%。地層水的總礦化度為6 056 mg/L，為NaHCO3水型?；刈⑺牡V化度為3 723.0 mg/L，pH為8.5。該區(qū)塊目前綜合含水81.4%，采油速度為0.27%，標定采收率為20%，采出程度為8.21%，可采儲量采出程度為41.07%，水驅控制程度為96%，水驅動用程度為40.8%。原始地層壓力為12.3 MPa，壓力系數(shù)為0.96，飽和壓力為4.95 MPa，地層溫度為37.5 ℃。

2 包14塊調驅體系配方篩選評價

有機鉻凝膠、酚醛凝膠、膠態(tài)凝膠、復合凝膠以及用來封堵高滲透層的體膨顆粒凝膠體系已在遼河油田得到成功應用[5]。根據(jù)各凝膠體系的成膠條件，選用有機鉻凝膠體系進行實驗。室內(nèi)對交聯(lián)劑的種類及用量、聚合物的用量、體膨顆粒以及封堵效果等進行評價，篩選出適宜包14塊的體膨顆粒/凝膠復合配方體系。

2.1 交聯(lián)劑的種類

將質量分數(shù)為0.2%、相對分子質量為2 500×104的聚合物HPAM與質量分數(shù)均為0.2%的不同有機鉻交聯(lián)劑進行復配，交聯(lián)劑成膠后凝膠強度隨時間的變化如圖1所示。恒溫放置30 d后，各體系皆成膠，但成膠強度不同。聚合物與交聯(lián)劑NJ-13、NJ-5復配時成膠效果好，成膠后體系的黏度高，穩(wěn)定性好；交聯(lián)劑JH-1、NJ-8與聚合物復配時成膠較慢，且穩(wěn)定性稍差；NJ-13凝膠體系中加入體膨顆粒HP3后，凝膠強度大幅提高，且穩(wěn)定性好，復合體系的黏度在原有基礎上提高了1倍。因此選用NJ-13作為包14塊凝膠體系用交聯(lián)劑。

圖1 采用不同交聯(lián)劑時體系的成膠強度

2.2 聚合物用量

固定交聯(lián)劑NJ-13的質量分數(shù)為0.15%，改變聚合物的加量，將二者進行交聯(lián)反應，通過體系黏度和長期穩(wěn)定性實驗來確定適宜的聚合物濃度，結果見圖2。

圖2 不同聚合物用量時的成膠強度

由圖2可看出，3種體系均能成膠，且比較穩(wěn)定；隨著聚合物的質量分數(shù)的增加，成膠強度增大。根據(jù)設計原則，包14塊主體系采用中強度凝膠體系，黏度在4 000～6 000 mPa·s較為適宜。因此選擇聚合物的質量分數(shù)為0.2%。

2.3 交聯(lián)劑用量

固定聚合物的質量分數(shù)為0.2%，將其與不同質量分數(shù)的NJ-13交聯(lián)劑進行交聯(lián)反應，通過體系黏度和長期穩(wěn)定性實驗來確定適宜的交聯(lián)劑濃度，結果見圖3。交聯(lián)劑與聚合物反應后均能成膠，而且體系均比較穩(wěn)定；隨著交聯(lián)劑的質量分數(shù)的增加，成膠強度增加，但是當交聯(lián)劑的質量分數(shù)達到0.25%后成膠時間變短，凝膠的穩(wěn)定性差。因此選擇交聯(lián)劑的質量分數(shù)為0.1%～0.2%。

圖3 不同交聯(lián)劑用量時的成膠強度

2.4 體膨顆粒的選擇

顆粒堵劑的粒徑與地層裂縫的開裂度大小相匹配時才能有較好的封堵效果，當架橋粒子的粒徑為裂縫開裂度均值的80%～100%時可以實現(xiàn)穩(wěn)定架橋[6]。而體膨顆粒具有彈性和變形特點，與固相顆粒有所不同。BAI等[7-8]對體膨顆粒與地層孔喉的配伍性展開了研究，發(fā)現(xiàn)當體膨顆粒的粒徑大于孔徑時，顆粒的主要運移方式為變形通過、失水通過再膨脹、破碎通過或產(chǎn)生封堵不運移。通過孔喉的顆粒粒徑與孔徑的比值主要分布在2～4之間。包14塊油層 Ⅰ 油組地層裂縫縫寬為0.1～0.2 mm,裂縫密度為0.4～0.6條/m,油層Ⅲ油組地層裂縫縫寬為0.20～0.5 mm,裂縫密度為0.4條/m，因此選用的體膨顆粒的粒徑不超過2.0 mm。對不同生產(chǎn)廠家、不同粒徑的體膨顆粒的吸水倍數(shù)與膨脹倍數(shù)進行對比。結果如表1和圖4所示。TP 5和HP 3這2種體膨顆粒的膨脹倍數(shù)大，HP 3的粒徑尺寸為0.38～0.83 mm，且價格適中，因此選擇HP 3為體膨顆粒用劑。

表1 體膨顆粒的吸水能力和膨脹倍數(shù)

圖4 體膨顆粒的膨脹倍數(shù)隨時間的變化

2.5 裂縫突破壓力的測定

對于裂縫性油藏，進行基質巖心常規(guī)封堵性試驗時，體膨顆粒主要聚集在注入端面，無法評價其對裂縫的封堵效果。而采用人造裂縫巖心實驗可以模擬地層條件下體膨顆粒的封堵性能。實驗采用基質巖心，巖心直徑為2.5 cm，依據(jù)裂縫油藏計算公式[9]計算滲透率，實驗溫度為37.5 ℃。實驗采用的配方1為0.3%體膨顆粒+0.2% HPAM+0.15% NJ-13交聯(lián)劑，配方2為0.2% HPAM+0.15% NJ-13交聯(lián)劑。每組試驗向裂縫巖心注入10 mL以上的凝膠溶液，注入速度為0.3 mL/min，然后將巖心封閉4 d，接著注入地層水確定滲透率變化值，驅替壓力從注堵劑壓力開始，以0.01 MPa/min的速度連續(xù)升壓，至1 MPa后先以0.01 MPa/min的速度連續(xù)升壓，然后通過調節(jié)注水泵的流量以0.3 MPa/min的速度升壓，直至出口端流出第1滴液且此后不斷有液體流出，讀取此時進口端壓力即為突破壓力[10]，實驗結果見表2。在裂縫寬度為1.95～2.35 mm的范圍內(nèi)，配方2的突破壓力為1.17 MPa，配方1的突破壓力為6.7～9.6 MPa，配方1比配方2的突破壓力高出 6倍以上，體膨顆粒+凝膠復合體系明顯比單獨的有機鉻凝膠體系有更好的封堵性能。人造裂縫巖心的驅替效果如圖5所示。驅替后的巖心照片中，A點為驅替端口，C點為驅替出口，裂縫巖心A～B處基本上被體膨顆粒占據(jù)，在已飽和油的裂縫巖心上(A～B區(qū)間)明顯發(fā)現(xiàn)原油被大面積波及的痕跡，說明凝膠攜帶顆粒封堵裂縫的同時，還有效地波及了基質巖心，從而提高驅油效率。

表2 不同凝膠體系對裂縫性巖心的封堵性能

圖5 人造裂縫巖心封堵效果

3 深部調驅現(xiàn)場應用及效果評價

3.1 先導試驗效果

包14塊于2011年10月開展深部調驅先導試驗，優(yōu)選區(qū)塊西南部九上段 Ⅰ 油層組的包12-02和包14-04井組開展深部調驅先導試驗，試驗方案見表3。根據(jù)裂縫性低滲透油藏的特點，采用三段塞方式。前置段塞主要采用高強度凝膠+體膨顆粒復合凝膠體系，封堵裂縫及高滲透層，保護主段塞不流失或少流失；主段塞采用強度一般的弱凝膠體系，由于交聯(lián)強度不高，可以在后續(xù)段塞的驅動下在高滲透通道中緩慢向地層深部移動，起到深部調驅作用；保護段塞主要促進后續(xù)的凝膠體系進入油層的低滲孔隙，進一步提高波及效率。深部調驅措施取得了明顯的降水增油效果，具體數(shù)據(jù)見表4。2011年10月開始包14塊深部調驅，當年基本上沒有增加產(chǎn)量，2012年和2013年原油產(chǎn)量分別增加2 147.3 m3和3 757.1 m3，2014年先導試驗區(qū)仍增產(chǎn)685.2 m3原油。

表3 包14塊先導試驗井組深部調驅現(xiàn)場實施方案

表4 2011—2016年包14塊調驅區(qū)域增油情況

3.2 先導試驗區(qū)示蹤劑評價

為掌握包14塊裂縫性低滲透油藏深部調驅效果，在包12-02井組開展了調驅前后示蹤劑評價試驗，利用中國石油大學示蹤解釋軟件，建立了不同井網(wǎng)體系示蹤劑流動地質模型，對示蹤劑監(jiān)測結果進行擬合計算，得到諸如注采井間的連通情況、井間主流通道參數(shù)、儲層的非均質性及注水波及體積等參數(shù)，為深部調驅效果評價提供依據(jù)。2011年10月調驅前液流方向為包11-01井和包13-01井，其中包13-01井為該井組的主要液流方向；而2012年11月調驅后主要液流方向增加了包12-2和包13-03井，同時原有的液流方向沒有封堵死，達到“堵而不死”的目的，真正起到了封堵裂縫和高滲透層、調整液流方向和流量、增加波及體積的作用。

3.3 推廣應用情況

2012年開始推廣包14塊先導試驗成功經(jīng)驗，擴大調驅規(guī)模，至2015年年末區(qū)塊累計實施調驅25井組，水井累計注入調驅劑23.7×104m3，平均注入壓力上升4.4 MPa，油井累計增油1.81×104t。截至2017年11月，包14塊共有油井97口，開井50口，日產(chǎn)液132 t，日產(chǎn)油31 t，綜合含水76.5%，年產(chǎn)油1.09×104t,采油速度為0.16%,累產(chǎn)油70.57×104t，采出程度為9.84%；共有注水井43口，開井21口，日注水量為289 m3，月注采比為1.89，累注水201.6×104m3，累注采比為0.88，累計虧空26.57×104m3。2011—2016年包14塊各階段井組深部調驅增產(chǎn)情況見表4。2011—2016年包14塊試驗井組(11井組)的調驅采油曲線如圖6所示。2012—2014年該區(qū)塊原油產(chǎn)量大幅上升，原油含水明顯降低。從2011年10月開始調驅，至2017年12月，包14塊調驅共注入藥劑26.6×104m3，共增產(chǎn)原油1.93×104t。

圖6 2011—2016年包14塊試驗井組(11井組)調驅采油曲線

4 結論

1)通過室內(nèi)凝膠體系的篩選評價，找到了適宜包14塊低滲裂縫性油藏的深部調驅配方體系，以體膨顆粒+凝膠體系為主要前置段塞可以有效封堵裂縫，降低由于裂縫而引起的注水水竄，啟動微小發(fā)育裂縫，提高波及效率，達到在縱向上改善注水井吸水破面、平面上改變液流方向的目的。

2)主段塞凝膠體系的強度小于其他常規(guī)注水油藏凝膠體系的強度，不會破壞基質的滲透性。采用的體膨顆粒的粒徑與裂縫的開度相匹配，體膨顆粒的粒徑不超過裂縫寬度的4倍，起到堵而不死的效果。

3)包14塊深部調驅采用了先導試驗、擴大井組、技術推廣的科學模式，為解決類似油藏注水見效不平衡的問題提供了一種技術手段，可以在包14塊類似油藏推廣應用。