張 楠，盧祥國(guó)，劉進(jìn)祥，葛 嵩，劉義剛，張?jiān)茖殻?，李彥?/p>

（1.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；2.中海石油（中國(guó)）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057；3.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津300450）

LD5-2油田位于遼東灣海域遼西凹陷中段，構(gòu)造為一復(fù)合斷塊，走向近南北。油藏類型為多個(gè)斷塊組成，在縱向上和橫向上存在多套油水系統(tǒng)的構(gòu)造層狀油氣藏。地面原油具有密度大、黏度高、膠質(zhì)瀝青含量中等、含蠟量低、凝固點(diǎn)低的特點(diǎn)，屬于重質(zhì)原油。油田采用注水開(kāi)發(fā)方式，由于存在儲(chǔ)層膠結(jié)疏松、非均質(zhì)性嚴(yán)重、平均滲透率較高等不利影響因素，注入水突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重。目前，油田已經(jīng)進(jìn)入中高含水開(kāi)發(fā)階段，亟待采取提高采收率技術(shù)措施。

近年來(lái)，石油科技工作者在新型調(diào)剖、調(diào)驅(qū)和驅(qū)油劑研究方面取得重要進(jìn)展。王洪關(guān)等[1]研制了一種抗剪切性、配伍性、熱穩(wěn)定性和封堵性能俱佳的插層聚合物凝膠。孫哲和金玉寶等[2-3]開(kāi)展了聚合物微球分散液驅(qū)替機(jī)理研究，發(fā)現(xiàn)聚合物微球溶液為非連續(xù)相，微球顆粒具有水化膨脹特性，初期顆粒沿大孔隙運(yùn)移到儲(chǔ)層深部，后期水化膨脹堵塞孔隙，致使高滲透層過(guò)流斷面減小，滲流阻力增加。若此時(shí)注液速度保持不變，注入壓力就會(huì)升高，中低滲透層吸液壓差和吸液量增加。李粉麗等[4]研制了一種改性淀粉—丙烯酰胺強(qiáng)凝膠。曹功澤等[5]開(kāi)展了改性淀粉—丙烯酰胺強(qiáng)凝膠動(dòng)態(tài)成膠實(shí)驗(yàn)研究，發(fā)現(xiàn)動(dòng)態(tài)成膠時(shí)間比靜態(tài)成膠時(shí)間晚5 h。曹偉佳等[6]開(kāi)展了孔隙空間尺寸對(duì)改性淀粉—丙烯酰胺強(qiáng)凝膠成膠效果影響及作用機(jī)理研究，發(fā)現(xiàn)化學(xué)反應(yīng)時(shí)，環(huán)境空間愈大，成膠效果愈好。王婷婷等[7]研制了一種超級(jí)大孔道封堵劑無(wú)機(jī)地質(zhì)聚合物凝膠，該封堵劑成膠后為灰黑色致密固體，具有較高抗壓強(qiáng)度和較低滲透性。劉義剛等[8]開(kāi)展了渤海油田強(qiáng)凝膠、弱凝膠、聚合物微球、氮?dú)馀菽统碛徒叼さ燃夹g(shù)原理研究和礦場(chǎng)應(yīng)用調(diào)研，發(fā)現(xiàn)礦場(chǎng)試驗(yàn)取得了明顯增油降水效果。潘廣明等[9]開(kāi)展了海上稠油油藏“弱凝膠調(diào)驅(qū)+熱流體吞吐”聯(lián)合施工生產(chǎn)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)分析，發(fā)現(xiàn)“弱凝膠調(diào)驅(qū)+熱流體吞吐”施工比單純熱流體吞吐延長(zhǎng)油井自噴時(shí)間74 d，累計(jì)增油1 822 m3，熱流體吞吐、弱凝膠驅(qū)以及其間協(xié)同效應(yīng)對(duì)采收率貢獻(xiàn)率分別為14.0%、8.3%和3.6%。

綜上所述，目前油田開(kāi)發(fā)中單一調(diào)剖、調(diào)驅(qū)和驅(qū)油措施礦場(chǎng)試驗(yàn)比較多[10-12]，但單一措施在現(xiàn)場(chǎng)施工中很難達(dá)到大幅度提高采收率的目標(biāo)。將調(diào)剖、調(diào)驅(qū)和驅(qū)油等措施聯(lián)合使用成為解決這一瓶頸的新思路[13-14]。為滿足渤海LD5-2油田開(kāi)發(fā)技術(shù)需求，以LD5-2油藏儲(chǔ)層地質(zhì)和流體為研究對(duì)象，利用3層非均質(zhì)巖心大模型，開(kāi)展了“調(diào)剖+調(diào)驅(qū)+驅(qū)油”復(fù)合調(diào)驅(qū)增油效果研究，并通過(guò)電極測(cè)量，繪制各注入階段結(jié)束后的含油飽和度云圖，從而清晰反映出各階段巖心內(nèi)油水分布變化。此外，二維層內(nèi)非均質(zhì)巖心“分注分采”模型，可模擬油藏區(qū)塊內(nèi)小范圍的層內(nèi)非均質(zhì)現(xiàn)象，同時(shí)實(shí)現(xiàn)巖心注入端和采出端不同滲透層吸液量和產(chǎn)液量的分別計(jì)量，為復(fù)合調(diào)驅(qū)的機(jī)理研究提供了新型的實(shí)驗(yàn)方法。這為目標(biāo)油田開(kāi)發(fā)技術(shù)決策提供了實(shí)驗(yàn)依據(jù)。

1 實(shí)驗(yàn)條件

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

調(diào)剖劑包括Cr3+聚合物凝膠和復(fù)合凝膠，前者由聚合物和交聯(lián)劑組成，聚合物為YJYSD201（Ⅰ）（3 000 mg/L），交聯(lián)劑為YJYSD107（2 000 mg/L）。后者由聚合氯化鋁、丙烯酰胺、尿素、引發(fā)劑、交聯(lián)劑和阻聚劑701（2.5%聚合氯化鋁+5.0%丙烯酰胺+0.8%尿素+0.15%引發(fā)劑+0.15%交聯(lián)劑+0.05%阻聚劑701）等組成。調(diào)驅(qū)劑為聚合物微球（3 000 mg/L），包括微球Ⅰ和微球Ⅱ，前者由中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供（HYHK），后者由東北石油大學(xué)實(shí)驗(yàn)室合成（AMPS-8）。高效驅(qū)油劑為表面活性劑CW-2，由中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。

實(shí)驗(yàn)用水為渤海油田注入水，離子組成見(jiàn)表1。

表1 水質(zhì)分析Table1 Water quality analysis

實(shí)驗(yàn)用油為L(zhǎng)D5-2原油與輕烴按不同比例混合而成，55℃條件下黏度分別為200 mPa·s和17 mPa·s。

巖心為石英砂環(huán)氧樹(shù)脂膠結(jié)人造巖心[15-16]，包括三維仿真層內(nèi)非均質(zhì)“巖心Ⅰ”和可以實(shí)現(xiàn)“分注分采”的二維縱向非均質(zhì)“巖心Ⅱ”[17]。

“巖心Ⅰ”外觀尺寸：長(zhǎng)×寬×高=32 cm×32 cm×6 cm。油水井位置分布見(jiàn)圖1。根據(jù)LD5-2油田平均滲透率大、非均質(zhì)性嚴(yán)重的特點(diǎn)，設(shè)計(jì)平均滲透率為6 400×10-3μm2的非均質(zhì)巖心，各個(gè)層段厚度為2 cm，其滲透率見(jiàn)表2。其中水平井布置在巖心厚度中部位置（中滲層中部，距頂端3 cm處），直井貫穿高中低滲層。在平面上布置36組電極，可實(shí)現(xiàn)各層電阻值的分別測(cè)量，從而計(jì)算各點(diǎn)含油飽和度。

表2 巖心各條帶滲透率Table2 Permeability of small core layers or bands

圖1 巖心模型Fig.1 Core model

“巖心Ⅱ”為二維縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心，幾何尺寸：長(zhǎng)×寬×高=30.0 cm×4.5 cm×6.0 cm，各條帶厚度為3 cm，低滲透條帶KL=300×10-3μm2，高滲透條帶KH=2 700×10-3μm2。該巖心在注入端有2個(gè)注入口，通過(guò)監(jiān)測(cè)與之相連帶刻度的中間容器的讀數(shù)，從而計(jì)量各滲透條帶在單位時(shí)間內(nèi)的注入量；在采出端有兩個(gè)采出口，也可通過(guò)量筒分別計(jì)量各采出口的出液量，從而實(shí)現(xiàn)單筒巖心的“分注分采”功能，探索“調(diào)剖+調(diào)驅(qū)+驅(qū)油”復(fù)合調(diào)驅(qū)機(jī)理。對(duì)于雙筒并聯(lián)巖心模型，其不同滲透層層間流體的交換受到限制，而“分注分采”模型允許流體在巖心高、低滲透條帶之間自由流動(dòng)，模擬地下非均質(zhì)儲(chǔ)層中流體的層間流動(dòng)，并不過(guò)分強(qiáng)調(diào)采出液具體流經(jīng)哪個(gè)滲透層，只做分流率的簡(jiǎn)單計(jì)量。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備和步驟

1.2.1 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)設(shè)備主要包括高精度電流表、手搖泵、平流泵、壓力傳感器（壓力表）、物理模型和帶有刻度的中間容器（用于計(jì)量注入量）等。除平流泵和手搖泵外，其他部分置于恒溫箱內(nèi)?！胺肿⒎植伞痹硎疽庖?jiàn)圖2。

圖2 “分注分采”實(shí)驗(yàn)流程Fig.2 Experimental flow of“separated injection and recovery”

1.2.2 實(shí)驗(yàn)步驟

①在室溫下，物理模型抽真空，飽和地層水，測(cè)量孔隙體積，計(jì)算孔隙度；

②在油藏溫度55℃條件下，飽和模擬油，計(jì)算含油飽和度；

③在油藏溫度55℃條件下，水驅(qū)至含水80%；

④按實(shí)驗(yàn)方案注入設(shè)計(jì)段塞尺寸的化學(xué)藥劑，后續(xù)水驅(qū)至含水95%。

1.3 方案設(shè)計(jì)

1）井網(wǎng)類型對(duì)“調(diào)剖+調(diào)驅(qū)+驅(qū)油”措施聯(lián)合作業(yè)增油降水效果影響（巖心Ⅰ）

方案1-1（巖心Ⅰ：縱向非均質(zhì)巖心，3直井）、方案1-2（巖心Ⅰ：縱向非均質(zhì)巖心，2 水平井）：水驅(qū)80%+0.05PV Cr3+聚合物凝膠（CP=0.3%，C交=0.2%）+0.2PV調(diào)驅(qū)劑（微球Ⅰ）（CP=0.3%）+0.1PV高效驅(qū)油劑（Cs=0.12%）+水驅(qū)至98%。

2）“調(diào)剖+調(diào)驅(qū)+驅(qū)油”復(fù)合調(diào)驅(qū)作用機(jī)理（巖心Ⅱ）

方案2-1：水驅(qū)至含水80%+0.3PV調(diào)驅(qū)劑（微球Ⅱ）（Cp=0.3%）+后續(xù)水驅(qū)至98%。

方案2-2：水驅(qū)至含水80%+“0.2PV調(diào)驅(qū)劑（微球Ⅱ）（Cp=0.3%）/0.1PV高效驅(qū)油劑（Cs=0.12%）”混合液（候凝72 h）+后續(xù)水驅(qū)至98%。

方案2-3：水驅(qū)至含水80%+0.05PV 復(fù)合凝膠（候凝12 h）+“0.15PV調(diào)驅(qū)劑（微球Ⅱ）（Cp=0.3%）/0.1PV高效驅(qū)油劑（Cs=0.12%）”混合液（候凝72 h）+后續(xù)水驅(qū)至98%。

2 結(jié)果分析

2.1 井型對(duì)“調(diào)剖+調(diào)驅(qū)+驅(qū)油”措施聯(lián)合作業(yè)增油降水效果影響

2.1.1 采收率

井型對(duì)“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑+高效驅(qū)油劑”組合措施增油降水效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。

從表2可以看出，井型對(duì)水驅(qū)和對(duì)“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑+高效驅(qū)油劑”組合措施增油降水效果存在影響。與方案1-1（縱向非均質(zhì)，3 直井）相比，方案1-2（縱向非均質(zhì)，2 水平井）水驅(qū)采收率提高4.3%、最終采收率提高9.6%，且增幅明顯。機(jī)理分析認(rèn)為，與方案1-1相比，方案1-2巖心注入井滲透面積較大，滲流阻力較小，注入水和調(diào)驅(qū)劑能夠比較均勻滲透到巖心內(nèi)部，指進(jìn)現(xiàn)象較弱，液流轉(zhuǎn)向效果較好，高效驅(qū)油劑波及體積較大，洗油作用發(fā)揮較好。方案1-1采用一個(gè)垂直注入井和二個(gè)垂直油井，注入端滲濾面積較小，滲流阻力較大，在注入井左右和兩個(gè)油井中間部位都存在難以波及的區(qū)域，因而各階段采收率均較低[18-19]。

表2 采收率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)Table2 Experimental data of recovery

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

2.1.2 動(dòng)態(tài)特征曲線

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中注入壓力、采收率、含水率與PV數(shù)關(guān)系見(jiàn)圖3。

從圖3可以看出，在水驅(qū)階段，隨注入PV數(shù)增加，原油采出程度提高，油相滲透率降低，水相滲透率增加，滲流阻力降低，注入壓力降低。在封竄體系注入階段，隨注入PV數(shù)增加，封竄體系在高滲層滯留量增多，滲流阻力增加，注入壓力大幅度升高，中低滲層吸液壓差增大，吸液量增大，這擴(kuò)大了波及體積，致使含水率大幅度降低，采收率明顯升高。在微觀非均質(zhì)調(diào)驅(qū)劑注入階段，由于微觀非均質(zhì)調(diào)驅(qū)劑具備一定滯留和封堵功效，隨注入PV數(shù)增加，滯留量增加，滲流阻力增大，注入壓力逐漸升高。在高效驅(qū)油劑注入階段，由于高效驅(qū)油劑自身滯留能力較差，不能產(chǎn)生較大的滲流阻力，加之洗油效果降低了油相飽和度，導(dǎo)致滲流阻力減小，注入壓力降低。與方案1-1相比，方案1-2巖心注入端滲流面積較大，滲流阻力較小，水驅(qū)注入壓力較低，調(diào)驅(qū)注入壓力升幅也較低，但中低滲透層吸液壓差增幅卻較大，擴(kuò)大波及體積效果較好，因而含水率下降幅度較大，采收率增幅較高。

2.1.3 剩余油分布

1）方案1-1（巖心Ⅰ（1））

各個(gè)驅(qū)替階段結(jié)束時(shí)含油飽和度分布見(jiàn)圖4。

圖4 直井各驅(qū)替階段小層剩余油分布Fig.4 Distribution of residual oil in small layers in each displacement stage of vertical wells

從圖4可以看出，在水驅(qū)階段，注入水沿主流線方向突進(jìn)，剩余油飽和度約為42%，主流線兩側(cè)剩余油飽和度較高，約為54%。高滲層內(nèi)原油動(dòng)用程度較大，其次是中滲層，低滲層動(dòng)用程度較小。在化學(xué)驅(qū)結(jié)束后，中低滲透層剩余油飽和度變化幅度較大，高滲層注入井井筒附近剩余油飽和度下降明顯。在后續(xù)水階段結(jié)束后，高中低三層含油飽和度進(jìn)一步降低，各滲透層剩余油飽和度分別為26.7%、35.6%、51%。分析表明，封竄體系對(duì)注入端附近高滲透層產(chǎn)生較好封堵作用，后續(xù)微觀非均質(zhì)調(diào)驅(qū)劑和高效驅(qū)油劑轉(zhuǎn)向進(jìn)入中低滲層，這不僅擴(kuò)大了波及體積，而且提高了洗油效率，致使中低滲透層剩余油明顯降低。

2）方案1-2（巖心Ⅰ（2））

各個(gè)階段結(jié)束時(shí)的含油飽和度分布見(jiàn)圖5。

圖5 水平井各驅(qū)替階段小層剩余油分布Fig.5 Distribution of residual oil in small layers in each displacement stage of horizontal wells

從圖5可以看出，在水驅(qū)階段結(jié)束，高中低各滲透層剩余油飽和度分別為44.3%、50.6%、58.6%，高滲層含油飽和度降幅較大，其次是中滲層，最后是低滲層。由于水平井幾乎貫穿整個(gè)巖心中滲透層，注入流體能夠比較均勻推進(jìn)，指進(jìn)現(xiàn)象并不明顯，各層油水界面幾乎呈線狀均勻推進(jìn)。在注入端附近區(qū)域，水脊兩翼較為平緩，越靠近采出端兩翼越陡。在化學(xué)驅(qū)階段結(jié)束，高中低各滲透層剩余油飽和度分別為33.2%、34.2%、47.6%，中低滲層動(dòng)用程度明顯增加，這說(shuō)明封竄體系對(duì)注入端附近部分高滲層實(shí)施了有效封堵，促使后續(xù)微觀非均質(zhì)調(diào)驅(qū)劑轉(zhuǎn)向進(jìn)入中滲層，這擴(kuò)大了波及體積，同時(shí)也調(diào)整了各層間非均質(zhì)性。在后續(xù)水階段，注入水進(jìn)入中低滲透層，將微觀非均質(zhì)調(diào)驅(qū)劑和高效驅(qū)油劑頂替進(jìn)入深部區(qū)域，進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積和提高洗油效率，各滲層剩余油飽和度進(jìn)一步降低。

2.2 “調(diào)剖+調(diào)驅(qū)+驅(qū)油”措施復(fù)合調(diào)驅(qū)作用機(jī)理

2.2.1 采收率和動(dòng)態(tài)特征

段塞組合方式對(duì)調(diào)驅(qū)采收率影響實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表3，注入壓力、采收率與PV數(shù)關(guān)系對(duì)比見(jiàn)圖6。

從表3和圖6可以看出，段塞組合方式對(duì)調(diào)驅(qū)效果存在影響。采用“復(fù)合凝膠+微球/高效驅(qū)油劑”組合，其宏觀和微觀液流轉(zhuǎn)向效果好，采收率增幅26.50%，最終采收率46.37%。其次是“微球/高效驅(qū)油劑”復(fù)合體系，采收率增幅19.72%。最后是聚合物微球，采收率增幅15.57%。在水驅(qū)階段，隨注入PV數(shù)增加，原油采出程度提高，含水率升高，滲流阻力減小，注入壓力降低。在化學(xué)驅(qū)階段，方案2-1中聚合物微球在巖心中發(fā)生水化膨脹，僅起到擴(kuò)大波及體積的作用，采收率有所提高。方案2-2“微球/高效驅(qū)油劑”結(jié)合，既擴(kuò)大了波及體積，又提高了洗油效率，使得采收率進(jìn)一步提高。方案2-3“復(fù)合凝膠+微球/高效驅(qū)油劑”組合，復(fù)合凝膠在高滲條帶的藥劑滯留量較大，滲流阻力和注入壓力增幅較大，含水率降幅和采收率增幅都較大，說(shuō)明復(fù)合凝膠實(shí)現(xiàn)了對(duì)大孔道的有效封堵，后續(xù)隨“微球/高效驅(qū)油劑”復(fù)合體系注入，巖心滲流阻力升高，波及體積進(jìn)一步擴(kuò)大，原油采出程度增加。后續(xù)水驅(qū)階段，部分調(diào)剖劑被頂替出巖心，注入壓力下降。進(jìn)一步分析可知，優(yōu)勢(shì)通道是制約提高采收率的關(guān)鍵因素，“復(fù)合凝膠+微球/高效驅(qū)油劑”的復(fù)合調(diào)驅(qū)才能實(shí)現(xiàn)采收率的大幅度提高。

表3 采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table3 Experimental results of recovery rate

圖6 注入壓力、采收率和含水率與PV數(shù)關(guān)系Fig.6 Relation between pore viscosity and injection pressure,recovery,water content

2.2.2 分流率

巖心入口和出口端小層分流率與注入PV數(shù)關(guān)系對(duì)比見(jiàn)圖7。

圖7 巖心入口和出口分流率與PV數(shù)關(guān)系Fig.7 Relation between core inlet and outlet separations and pore viscosity

從圖7可以看出，段塞組合方式對(duì)巖心入口和出口分流率變化規(guī)律存在影響。在化學(xué)驅(qū)階段，當(dāng)僅注入微球或“微球/高效驅(qū)油劑”組合段塞時(shí)，入口和出口分流率變化較?。划?dāng)注入“復(fù)合凝膠+微球/高效驅(qū)油劑”組合段塞時(shí)，調(diào)驅(qū)過(guò)程中藥劑在高滲透層滯留量較大；在后續(xù)水驅(qū)階段后期，入口高、低滲透條帶分流率突變，說(shuō)明此時(shí)復(fù)合凝膠已經(jīng)成膠，對(duì)高滲條帶實(shí)現(xiàn)了有效封堵，高、低滲條帶分流率變化幅度較大，達(dá)到液流轉(zhuǎn)向效果，而采出液主要在高滲層流出。分析認(rèn)為巖心中存在“剖面反轉(zhuǎn)”現(xiàn)象[20]，復(fù)合調(diào)驅(qū)體系共注入0.3PV，只對(duì)高滲條帶入口端及其附近實(shí)現(xiàn)了封堵，后續(xù)水在低滲條帶進(jìn)入巖心后，在巖心內(nèi)部轉(zhuǎn)向進(jìn)入高滲層。因此，優(yōu)勢(shì)通道深部治理對(duì)于“微球/高效驅(qū)油劑”復(fù)合體系發(fā)揮協(xié)同效益具有十分重要作用。單一調(diào)剖、調(diào)驅(qū)或驅(qū)油措施僅可小幅度提高采收率，“復(fù)合凝膠+微球/高效驅(qū)油劑”組合，使其發(fā)揮協(xié)同作用，才能實(shí)現(xiàn)采收率的大幅度提高。

3 結(jié)論

1）在相同條件下，與直井井網(wǎng)相比較，水平井井網(wǎng)調(diào)剖效果更好。封竄體系對(duì)中低滲透層傷害程度較低，調(diào)剖后中低滲透層吸液壓差較大，達(dá)到擴(kuò)大波及體積效果，采收率增幅較直井高5.3%。

2）“復(fù)合凝膠+微球/高效驅(qū)油劑”段塞組合既可有效擴(kuò)大波及體積，又能夠提高洗油效率，通過(guò)發(fā)揮不同藥劑間的協(xié)同作用，從而大幅提高采收率。復(fù)合凝膠在高滲透層內(nèi)滯留作用較強(qiáng)，液流轉(zhuǎn)向效果最好，使得后續(xù)“微球/高效驅(qū)油劑”復(fù)合體系中微球與高效驅(qū)油劑的作用得以更好發(fā)揮，因而增油降水效果明顯，采收率增幅26.50%。