曹偉佳，盧祥國，張云寶，2，徐國瑞，李 翔

（1.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點實驗室，黑龍江大慶163318；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津300450；3.中海油田服務(wù)股份有限公司天津分公司，天津300452）

油田開發(fā)過程是一個能量消耗過程，隨采出程度增加，油層壓力會開始降低，地層供液能力下降，產(chǎn)液量和產(chǎn)油量都將降低。為了維持較高開發(fā)速度和采收率，需人工向地層補充能量，常用補充能量方式是向油層注水[1-3]。在渤海油田開發(fā)過程中，由于渤海海域稠油油田多，油田類型復(fù)雜，儲層巖心膠結(jié)疏松，非均質(zhì)性嚴(yán)重，原油黏度較高，平均滲透率較高，開采難度大，注入水往往會沿高滲透層或高滲透條帶呈現(xiàn)不均勻推進，不僅破壞高滲透層巖石結(jié)構(gòu)、滲透率增加，在礦場注水過程中，由于地層自身非均質(zhì)性和油水流度比差異，注入水往往會沿高滲透層或高滲透條帶呈現(xiàn)不均勻推進，縱向上表現(xiàn)為單層突進，橫向上表現(xiàn)為舌進，致使油井過早見水，甚至發(fā)生水淹[4-6]。此外，注入水一方面造成高滲透層含油飽和度減小、滲流阻力降低，另一方面注入水長期沖刷作用還會破壞高滲透層巖石結(jié)構(gòu)、滲透率增加，這又進一步加劇了儲層非均質(zhì)性和注入水突進速度。因此，注水開發(fā)油田竄流問題是制約油田開發(fā)效果和采收率的技術(shù)難題，實踐證明開展堵水措施是改善水驅(qū)開發(fā)效果的有效措施[7-9]。

為滿足高含水期稠油油藏堵水技術(shù)需求，以物理化學(xué)、高分子材料學(xué)和油藏工程等為理論指導(dǎo)，以化學(xué)分析、儀器檢測和物理模擬等為實驗手段，以渤海SZ36—1油田儲層巖石和流體為研究對象，開展了淀粉接枝共聚物凝膠堵水效果及作用機理研究，這對海上稠油油藏相關(guān)技術(shù)決策具有十分重要的參考價值。

1 實驗條件

1.1 藥劑和油水

堵水劑（淀粉接枝共聚物凝膠）中交聯(lián)劑和引發(fā)劑由中國海洋石油服務(wù)股份有限公司提供，有效含量100%；丙烯酰胺和無水亞硫酸鈉由天津市大茂化學(xué)試劑廠生產(chǎn)，有效含量分別為98%和97%；羥丙基淀粉由石家莊利達淀粉廠生產(chǎn)，有效含量為100%。聚合物為大慶煉化公司生產(chǎn)部分水解聚丙烯酰胺，相對分子質(zhì)量1 900×104，固含量88%，使用濃度為3 000 mg/L。

實驗用油為模擬油，由SZ36—1油田脫氣原油與煤油按一定比例混合而成，油藏65 ℃條件下黏度分別為15 mPa·s、45 mPa·s、75 mPa·s和150 mPa·s。實驗用水為SZ36—1油田注入水，水質(zhì)分析見表1。

表1 水質(zhì)分析結(jié)果Table 1 Ionic compositions of water mg/L

1.2 巖心

1.2.1 二維縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心

實驗用二維縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心由石英砂與環(huán)氧樹脂膠結(jié)而成[10,11]，外觀尺寸為：長×寬×高=30 cm×4.5 cm×4.5 cm。包括高中低三個滲透層，氣測滲透率分別為Kg=6 000×10-3μm2、1 500×10-3μm2和500×10-3μm2。

1.2.2 三維仿真模型

三維仿真模型外觀尺寸：長×寬×高=32 cm×32 cm×6 cm，包括高中低三個滲透層，Kg=6 000×10-3μm2、Kg=1 500×10-3μm2和Kg=500×10-3μm2，各小層厚度2 cm。模型Ⅰ為“單邊水+直井”（一注一采），模型左側(cè)設(shè)計1 cm 寬的高滲透條帶，在高滲透條帶側(cè)面打孔，設(shè)計為注入端，距模型右側(cè)3 cm處布置一口油井并貫穿高中低三個滲透層，設(shè)計為采出端。模型Ⅱ為“多邊水+油井”（四注一采），在模型前后左右分別設(shè)計1 cm 寬的高滲透條帶，并分別在高滲透條帶側(cè)面打孔，設(shè)計為注入端，在模型中心布置一口油井并貫穿高中低三個滲透層，設(shè)計為采出端。

1.2.3 可視化微觀模型

可視化微觀模型是由兩塊亞格力（有機玻璃）板及其中間鋪灑石英砂（或天然油砂，顆粒與亞格力版間靠無影膠來粘接）、密封膠和注入與采出液孔等構(gòu)成，模型實物照片見圖1。模型包括高中低三個滲透層（正韻律分布），各小層幾何尺寸：長×寬=6.0 cm×0.7 cm。各小層滲透率通過鋪灑石英砂（或天然油砂）顆粒粒徑來控制，其中高滲透層顆粒粒徑為20～70目，中滲透層為70～150目，低滲透層為150～270目。

圖1 可視化微觀模型結(jié)構(gòu)和俯視實物Fig.1 Structure and top view of visual microscopic model

1.3 實驗方案

1.3.1 二維縱向非均質(zhì)巖心

考慮渤海SZ36—1油田儲層地質(zhì)特征、油藏溫度和流體性質(zhì)，并結(jié)合淀粉接枝共聚物凝膠耐稀釋性、抗剪切性、耐油性、耐黏土性和時間穩(wěn)定性等實驗結(jié)果[12]，確定淀粉接枝共聚物凝膠配方為“4%羥丙基淀粉+4 %丙烯酰胺+0.036 %交聯(lián)劑+0.012 %引發(fā)劑+0.002%無水亞硫酸鈉”。

1）堵水劑段塞尺寸對堵水效果的影響（μo=45 mPa·s）

方案1—1～1—4：水井水驅(qū)至含水98 %+油井注入0.05 PV 前置段塞（4%羥丙基淀粉）+油井注入0.025 PV、0.05 PV、0.075 PV、0.100 PV 和0.125 PV 堵水劑（淀粉接枝共聚物凝膠）+油井注入0.025 PV 保護段塞（4%羥丙基淀粉）+油井注入0.05 PV 頂替段塞（“高分”聚合物溶液，Cp=1 500 mg/L）+水井后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

2）原油黏度對堵水效果的影響（μo=15 mPa·s、45 mPa·s、75 mPa·s、150 mPa·s）

方案2—1～2—4：水井水驅(qū)至含水98 %+油井注入0.05 PV 前置段塞（4%羥丙基淀粉）+油井注入0.075 PV 堵水劑（淀粉接枝共聚物凝膠）+油井注入0.025 PV 保護段塞（4%羥丙基淀粉）+油井注入0.05 PV頂替段塞（“高分”聚合物溶液，Cp=1 500 mg/L）+水井后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

1.3.2 三維仿真模型（μo=15 mPa·s、45 mPa·s、75 mPa·s和μo=150 mPa·s）

1）原油黏度對“單邊水+直井”巖心堵水效果影響（模型Ⅰ）

方案3—1～3—4：邊水驅(qū)到油井含水98 %+油井注入0.050 PV 堵水劑（淀粉接枝共聚物凝膠）+邊水后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

2）原油黏度對“多邊水+直井”巖心堵水效果影響（模型Ⅱ）

方案4—1～4—4：邊水驅(qū)到油井含水98 %+油井注入0.050 PV 堵水劑（淀粉接枝共聚物凝膠）+邊水后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

1.3.3 可視化微觀模型

通過記錄水驅(qū)、堵水和后續(xù)水驅(qū)實驗中液流轉(zhuǎn)向過程，揭示淀粉接枝共聚物凝膠堵水提高采收率機理。

2 結(jié)果分析

2.1 二維縱向非均質(zhì)巖心

2.1.1 堵水劑段塞尺寸對堵水效果的影響

在聚合物溶液頂替段塞尺寸為0.05 PV條件下，堵水劑段塞尺寸對堵水效果影響實驗結(jié)果見表2。

表2 堵水劑段塞尺寸對采收率影響實驗數(shù)據(jù)（μo=45 mPa·s）Table 2 Experimental data of effect of slug size on oil recovery（μo=45 mPa·s）

圖2 注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系Fig.2 Relation between 3 parameters（injection pressure,water content and recovery）and PV

從表2可以看出，在聚合物溶液頂替段塞尺寸為0.05 PV 條件下，隨堵水劑段塞尺寸增加，采收率增加，液流轉(zhuǎn)向效果增強，但采收率增幅逐漸減小。

實驗過程中注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見圖2。

從圖2可以看出，在聚合物溶液頂替段塞尺寸為0.05 PV 條件下，堵水劑可進入巖心高滲透層深部，封堵距離增加，并且隨堵水劑注入量增加，成膠效果增強，注入壓力升高，封堵效果及液流轉(zhuǎn)向效果明顯增強，擴大波及體積效果提高，含水率下降，采收率增加，但采收率增幅減小。進一步分析發(fā)現(xiàn)，當(dāng)堵水劑段塞尺寸在0.025 PV～0.075 PV時，注入壓力增幅較大，采收率增幅也較高。從技術(shù)經(jīng)濟角度考慮，堵水劑合理段塞段塞尺寸為0.025 PV～0.075 PV。

2.1.2 原油黏度對堵水效果的影響

原油黏度對堵水效果影響實驗結(jié)果見表3。

表3 原油黏度對采收率影響實驗數(shù)據(jù)Table 3 Experimental data of effect of oil viscosity on oil recovery

從表3 可以看出，隨著原油黏度增大，水驅(qū)采收率降低，最終采收率降低，采收率增幅降低。進一步分析表明，盡管原油黏度會影響堵水措施增油效果，但采收率差異并不大，表明堵水措施具有較強的油藏適應(yīng)性。

2.2 三維仿真模型

2.2.1 原油黏度對“單邊水+直井”巖心堵水效果影響（模型Ⅰ）

原油黏度對“單邊水+直井”巖心堵水效果影響實驗結(jié)果見表4。

表4 原油黏度對采收率影響實驗數(shù)據(jù)Table 4 Experimental data of effect of oil viscosity on oil recovery

從表4 可以看出，在實驗原油黏度范圍內(nèi)，隨原油黏度增大，邊水驅(qū)采收率降低，堵水措施后邊水驅(qū)采收率增加。

實驗過程中產(chǎn)液速度、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見圖3。

從圖3 可以看出，隨原油黏度增加，邊水水驅(qū)采收率減小。堵水后對滲透層實施了有效封堵，油井產(chǎn)液速度降低，原油黏度愈高，采液速度降低幅度愈大，含水率降幅愈大，采收率增幅愈大。

2.2.2 原油黏度對“多邊水+直井”巖心堵水效果影響（模型Ⅱ）

原油黏度對“多邊水+直井”巖心堵水效果影響實驗結(jié)果見表5。

圖3 產(chǎn)液速度、含水率、采收率與PV數(shù)關(guān)系Fig.3 Relation between 3 parameters（liquid production rate,water content and recovery）and PV

表5 采收率實驗數(shù)據(jù)Table 5 Experimental data of oil recovery

從表4 可以看出，隨原油黏度增大，水驅(qū)采收率降低。堵水后，邊水沿高滲透層“突進”得到有效抑制，中低滲透層吸液量增加，水驅(qū)采收率增加，并且原油黏度愈高，采收率增幅愈大。與“單邊水+直井”巖心相比較，“多邊水+直井”巖心水驅(qū)采收率較高，堵水增油降水效果更好。

2.3 堵水增油降水機理探討

微觀模型上按照飽和水→飽和油→水驅(qū)→堵水→后續(xù)水驅(qū)順序進行實驗。其中微觀模型初始含油飽和度、水驅(qū)結(jié)束、堵水和后續(xù)水驅(qū)結(jié)束時剩余油分布見圖4。

從圖4 可以看出，在水驅(qū)階段，注入水首先進入高滲透層，隨注入量增加，注入水沿高滲透層突進（圖4b），導(dǎo)致中低滲透層波及效果變差，進而影響水驅(qū)采收率。實施堵水措施后，堵水劑優(yōu)先進入油井端高滲透層，由于堵水劑在多孔介質(zhì)內(nèi)發(fā)生滯留（圖4c），導(dǎo)致油井附近區(qū)域高滲層滲流阻力增加[13,14]。當(dāng)注入水沿高滲透層到達堵水劑滯留區(qū)域時，由于中低滲透層滲流阻力較小，促使液流轉(zhuǎn)向進入該區(qū)域（圖4d），最終達到擴大波及體積和提高采收率目標(biāo)[15,16]。

“堵水”措施可以使液流在油井附近相關(guān)區(qū)域發(fā)生轉(zhuǎn)向進入中低滲透層，進而達到擴大波及體積和提高采收率目標(biāo)。分析表明，堵水劑段塞尺寸愈大即高滲透層內(nèi)滯留區(qū)域愈大，調(diào)剖劑在高滲透層運移距離就愈短，中低滲透層波及區(qū)域就愈大，采收率增幅愈大[17-19]。對于中高含水開發(fā)期油藏，由于前期水驅(qū)、調(diào)剖和化學(xué)驅(qū)等措施的影響，水井附近區(qū)域（包括中低滲透層）剩余油飽和度較低。與水井相比較，驅(qū)油劑難以波及油井附近中低滲透層（僅靠彈性能和溶解氣驅(qū)采出部分原油），因而剩余油飽和度較高[20,21]。在藥劑費用相同條件下，堵水措施增油降水效果要明顯好于調(diào)剖措施的增油降水效果。

3 結(jié)論

1）二維縱向非均質(zhì)巖心堵水實驗表明，當(dāng)堵水劑組成為“4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交聯(lián)劑+0.012%引發(fā)劑+0.002%無水亞硫酸鈉”時，堵水劑合理段塞尺寸在0.025 PV～0.075 PV。

2）三維仿真模型堵水實驗表明，對于“邊水+直井”模型，隨原油黏度增加，水驅(qū)采收率降低。堵水后，含水率降低，但油井產(chǎn)液速度降低。原油黏度愈高，含水率降幅愈大，采收率增幅愈大，但最終采收率仍然較低。與“單邊水+直井”模型相比較，“多邊水+直井”模型水驅(qū)采收率較高，堵水增油降水效果更好。

3）微觀模型實驗建議，對于處于中高含水開發(fā)期油藏適宜開展堵水措施進行進一步增油降水措施。

圖4 水驅(qū)和堵水過程中剩余油分布和液流轉(zhuǎn)向機理Fig.4 Distribution of residual oil and steering mechanism of fluid flow during water flooding and plugging