劉義剛 ，張云寶，，李彥閱，盧祥國，曹偉佳，張 楠，何 欣

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300450；2.提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實驗室（東北石油大學(xué)），黑龍江大慶 163318）

渤海LD5-2 油田位于遼西凹陷中段，東側(cè)緊靠遼西低凸起，屬于遼西1 號斷層下降盤上的一個斷塊構(gòu)造。于2005 年10 月28 日正式投產(chǎn)，設(shè)計開發(fā)井分四批陸續(xù)投產(chǎn)，2007 年4 月28 日油田全部投產(chǎn)。LD5-2油田儲層具有厚度大、平均滲透率高、非均質(zhì)性強(qiáng)、巖石膠結(jié)強(qiáng)度低、注采井距大、單井注采強(qiáng)度高和原油黏度高等特點(diǎn)，長期注水開發(fā)進(jìn)一步加劇了儲層非均質(zhì)性，水驅(qū)開發(fā)低效和無效循環(huán)現(xiàn)象日趨嚴(yán)重［1］。例如，A10 和A22 井組位于油田構(gòu)造高部位，截至2018 年11 月1 日，A10 和A22 井組含水已高達(dá)81.3%和89.6%。目標(biāo)油藏亟待采取宏觀-微觀液流轉(zhuǎn)向、原油乳化降黏和提高洗油效率等組合綜合治理措施以改善水驅(qū)開發(fā)效果［2-4］。近年來，國內(nèi)東部老油田采取綜合治理方法正逐漸成為國內(nèi)石油開發(fā)工作者的共識［5-7］，礦場實踐取得了明顯的增油降水效果［8-10］。針對目標(biāo)油藏開發(fā)技術(shù)需求，本文開展了“堵/調(diào)/驅(qū)”組合方式和井網(wǎng)類型對調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果影響的研究，這對目標(biāo)油田綜合治理技術(shù)決策具有重要的參考價值。

1 實驗部分

1.1 實驗材料

調(diào)剖劑由聚合物（部分水解聚丙烯酰胺（201（Ⅰ），相對分子質(zhì)量1900×104，水解度42%，固含量88%））與Cr3+交聯(lián)劑（有機(jī)鉻（YJYSD107），有效含量3.15%）組成。調(diào)驅(qū)劑為聚合物微球（HYHK），驅(qū)油劑為陰離子型和非離子型復(fù)配表面活性劑（CW-2，有效含量100%）溶液。上述藥劑由中海石油（中國）有限公司渤海石油研究院提供。實驗用水為LD5-2 油田注入水，礦化度8259.5 mg/L，離子組成（單位mg/L）為：K++Na+2169.8、Ca2+816.6、Mg2+94.2、Cl-4848.8、SO42-156.1、HCO3-173.9。實驗用油為LD5-2 原油與白油的混合物，55℃下的黏度為200 mPa·s。表面活性劑驅(qū)油效率實驗所用巖心為人造均質(zhì)巖心，長×寬×高=32 cm×4.5 cm×4.5 cm，滲透率為300×10-3μm2。組合方式及井網(wǎng)類型對比實驗所用巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造三維縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)巖心［11-12］，長×寬×高=32 cm×32 cm×6 cm，油水井位置分布和模型編號示意圖見圖1。巖心（a）：1 水平水井+2 垂直油井；巖心（b）：1 水平水井+1水平油井；巖心（c）：1垂直水井+1水平油井；巖心（d）：1垂直水井+2垂直油井。高、中、低滲透層的滲透率分別為11200×10-3、6400×10-3、1600×10-3μm2，平均滲透率6400×10-3μm2，滲透率級差（無因次）為7。水平井布置在巖心厚度中部位置（距頂端3 cm處）。

圖1 巖心注采井分布示意圖

1.2 實驗儀器

DV-Ⅱ型布氏黏度儀，德國布魯克（Bruker）公司；TX-500C 旋滴界面張力儀，上海中晨數(shù)字技術(shù)設(shè)備有限公司；BDS400倒置生物顯微鏡，奧特光學(xué)儀器公司；激光掃描共聚焦顯微鏡，上海拜沃生物科技有限公司；巖心驅(qū)替實驗設(shè)備，主要包括恒溫箱、高精度電流表、平流泵、手搖泵、壓力傳感器（壓力表）和中間容器等。除平流泵和手搖泵外，其他部分置于恒溫箱內(nèi)。

1.3 實驗步驟

（1）巖心驅(qū)替實驗。在室溫下，將巖心模型抽真空，飽和油田注入水，測量孔隙體積，計算孔隙度；在油藏溫度55℃條件下，飽和模擬油，計算含油飽和度；水驅(qū)至含水80%；按實驗方案注入設(shè)計段塞尺寸的化學(xué)劑，后續(xù)水驅(qū)至含水95%。

（2）方案設(shè)計。①“調(diào)剖劑、調(diào)驅(qū)劑和驅(qū)油劑”組合方式對調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果的影響。方案1：水驅(qū)至含水80%+0.2 PV 調(diào)驅(qū)劑+0.1 PV 驅(qū)油劑+水驅(qū)至至含水95%；方案2：水驅(qū)至含水80%+0.05 PV 調(diào)剖劑+0.2 PV調(diào)驅(qū)劑+水驅(qū)至至含水95%；方案3：水驅(qū)至含水80%+0.05 PV調(diào)剖劑+0.2 PV調(diào)驅(qū)劑+0.1 PV驅(qū)油劑+水驅(qū)至至含水95%。實驗巖心模型為圖1中的（d）。②井網(wǎng)類型對調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果的影響。方案4數(shù) 方案7：實驗巖心模型為圖1 中的（a）數(shù)（d），驅(qū)替組合方式為方案3。實驗過程中，調(diào)剖劑為Cr3+聚合物凝膠（聚合物加量cp=3000 mg/L，交聯(lián)劑加量cc=2000 mg/L），調(diào)驅(qū)劑為聚合物微球（cm=3000 mg/L），驅(qū)油劑為表面活性劑溶液（cs=1200 mg/L）。

2 結(jié)果與討論

2.1 調(diào)剖劑、調(diào)驅(qū)劑與驅(qū)油劑篩選和基本性能評價

2.1.1 調(diào)剖劑

用注入水配制聚合物溶液（cp=2000、3000 mg/L），再分別加入不同質(zhì)量的Cr3+交聯(lián)劑，充分混合后形成6種混合液?；旌弦海ň酆衔锬z）強(qiáng)度［13］與交聯(lián)時間的關(guān)系見表1。當(dāng)cc=3000 mg/L 時，1.5 h 后混合液強(qiáng)度開始明顯增加，表明混合液中聚合物分子鏈與Cr3+發(fā)生了交聯(lián)反應(yīng)，形成了“區(qū)域性”網(wǎng)狀分子聚集體。12 h后，在55℃、4號轉(zhuǎn)子6 r/min的條件下，用布氏黏度儀測量6 種凝膠的黏度，結(jié)果均在105mPa·s以上，最大強(qiáng)度為G級，達(dá)到完全成膠（中等變形不流動凝膠），表現(xiàn)出高強(qiáng)度和良好的延遲成膠性能。當(dāng)聚合物和交聯(lián)劑濃度較高時，放置720 h 后凝膠仍保持較高強(qiáng)度；當(dāng)濃度較低時，成膠后期存在脫水現(xiàn)象，強(qiáng)度有較小幅度下降。由此可見，聚合物凝膠具有較好的時間穩(wěn)定性。綜合考慮成膠強(qiáng)度和成膠時間，優(yōu)選cp+cc=3000 mg/L+2000 mg/L進(jìn)行后續(xù)實驗。

表1 聚合物和交聯(lián)劑加量對凝膠強(qiáng)度的影響

2.1.2 調(diào)驅(qū)劑

用注入水配制聚合物微球溶液，攪拌均勻后在55℃下靜置水化，用倒置生物顯微鏡觀測微球的粒徑。微球粒徑與水化時間的關(guān)系見圖2。微球初始粒徑為8.7數(shù)9.2 μm。隨水化時間增加，粒徑增大，初期增加速度較快，168 h 左右微球膨脹基本停止，膨脹倍數(shù)為3.7數(shù)4.1。隨微球濃度增加，微球粒徑變化幅度較小。

圖2 微球粒徑與靜置時間的關(guān)系

2.1.3 驅(qū)油劑

（1）界面張力

用注入水配制表面活性劑溶液，用旋滴界面張力儀測得1000、1500、2000 mg/L表面活性劑溶液與原油間的界面張力分別為8.23×10-2、6.29×10-2、4.69×10-2mN/m。隨驅(qū)油劑濃度增加，其與原油間的界面張力逐漸降低。在1000數(shù)2000 mg/L 范圍內(nèi)，界面張力可維持在10-2mN/m數(shù)量級。

（2）乳化降黏特征

用注入水配制1000數(shù)2000 mg/L表面活性劑溶液，將其按一定的油水體積比與原油混合，在轉(zhuǎn)速250 r/min 的條件下攪拌2 min 后，通過激光掃描共聚焦顯微鏡觀察表面活性劑溶液與稠油混合后的油滴分散程度，溶液呈W/O/W型乳狀液。在55℃、1 號轉(zhuǎn)子6 r/min 的條件下，用布氏黏度儀測定乳狀液的黏度，結(jié)果見圖3。隨油水比減小即乳狀液中原油含量減少，乳狀液黏度降低。隨驅(qū)油劑濃度增加，乳狀液黏度下降。隨驅(qū)油劑濃度增大和油水比減小，乳化液降黏率都呈現(xiàn)增大趨勢。當(dāng)含水率大于40%時，稠油乳化降黏率超過80%。

圖3 油水比和表面活性劑濃度對乳狀液黏度的影響

（3）驅(qū)油效率

按水驅(qū)至含水80%+0.3 PV 驅(qū)油劑+后續(xù)水驅(qū)至98%的實驗方案，在人造均質(zhì)長方巖心和藥劑濃度不同的條件下，驅(qū)油劑的驅(qū)油效率見表2。當(dāng)質(zhì)量濃度低于1500 mg/L 時，驅(qū)油劑與原油間的乳化降黏作用較弱，形成的乳狀液較少，注入壓力較低。隨驅(qū)油劑濃度增加，驅(qū)替過程中驅(qū)油劑與原油間的界面張力降低，乳化降黏效果增強(qiáng)。這一方面促使乳狀液在多孔介質(zhì)運(yùn)移過程中的賈敏效應(yīng)增強(qiáng)［14-15］，滲流阻力增加，注入壓力增大（見圖4），有利于擴(kuò)大波及體積；另一方面，油水間界面張力值的降低有利于提高洗油效率。二者的綜合作用致使最終采收率增加。盡管驅(qū)油劑能較大幅度提高洗油效率，但其自身滯留和液流轉(zhuǎn)向能力較弱，與調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑聯(lián)合應(yīng)用時才能充分發(fā)揮其洗油效率高的特性［16-17］。

表2 表面活性劑溶液質(zhì)量濃度對采收率的影響

圖4 表面活性劑濃度對注入壓力、含水率和采收率的影響

2.2 組合方式對調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果的影響

2.2.1 采收率

調(diào)剖劑、調(diào)驅(qū)劑和驅(qū)油劑組合方式對調(diào)剖調(diào)驅(qū)增油降水效果的影響見表3。方案3采用調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑+驅(qū)油劑組合，其宏觀和微觀液流轉(zhuǎn)向效果較好，采收率增幅和最終采收率值較高。方案2 采用調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑組合，其宏觀和微觀液流轉(zhuǎn)向效果也較好，但由于缺少驅(qū)油劑，采收率增幅減小8.9%。與方案2 和方案3 相比，方案1 采用調(diào)驅(qū)劑+驅(qū)油劑組合，由于微球調(diào)驅(qū)劑液流轉(zhuǎn)向能力未達(dá)到高滲透層實際需求，宏觀液流轉(zhuǎn)向效果較差，驅(qū)油劑轉(zhuǎn)向進(jìn)入中低滲透層量較少，乳化降黏和提高洗油效率作用未能充分發(fā)揮，因而采收率增幅僅有10.8%，比前者低3.5%和12.4%。由此可見，對于平均滲透率較高、非均質(zhì)性較強(qiáng)的儲層，強(qiáng)化調(diào)剖措施可以確保后續(xù)微球發(fā)揮微觀液流轉(zhuǎn)向、表面活性劑發(fā)揮乳化降黏和洗油作用。

表3 調(diào)剖劑、調(diào)驅(qū)劑和驅(qū)油劑組合方式對采收率的影響

2.2.2 動態(tài)特征

調(diào)剖調(diào)驅(qū)過程中注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系見圖5。在水驅(qū)階段，隨注入量的增加，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。在調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入階段，隨注入量增加，藥劑滯留量增加，滲流阻力增大，注入壓力升高，中低滲層吸液壓差和吸液量增大，致使含水率大幅降低和采收率明顯升高。在驅(qū)油劑注入階段（圖6（a），方案1），由于驅(qū)油劑自身滯留能力較差，不僅不能產(chǎn)生較大滲流阻力，而且較高的洗油效率降低了油相飽和度，導(dǎo)致滲流阻力減小，注入壓力降低。方案3和方案2同時采用調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑，藥劑在高滲透層內(nèi)滯留量較大，滲流阻力和注入壓力增幅較大，液流轉(zhuǎn)向效果較好，含水率降幅和采收率增幅較大。與方案2 相比，方案3 增加了驅(qū)油劑段塞，因而洗油效率較高，油相飽和度下降幅度較大，滲流阻力和注入壓力降幅較大，采收率增幅較大。方案1 未采用調(diào)剖劑，調(diào)驅(qū)劑液流轉(zhuǎn)向能力未滿足高滲透層實際需求，液流轉(zhuǎn)向效果較差，采收率增幅較小。

圖5 驅(qū)替組合方式對注入壓力、含水率和采收率的影響

2.3 井網(wǎng)類型對調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果的影響

2.3.1 采收率

井網(wǎng)類型對調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑+驅(qū)油劑組合調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果的影響見表4。與方案7 相比，方案4、方案5 和方案6 的水驅(qū)采收率、最終采收率和采收率增幅均較高。方案5 采用2 個水平井，注采井滲流面積最大，波及效果較好，因而各階段采收率較高。方案4采用1個水平水井和2個垂直油井，注入端滲濾面積較大，波及范圍也較大，但油井間存在難以波及區(qū)域，剩余油飽和度較高，各階段采收率也較高。方案6 采用1 個垂直注入井和1 個水平采出井，垂直井左右都存在難以波及區(qū)域，因而剩余油較多，各階段采收率較低。與方案4數(shù)方案6 相比，方案7 采用1 個垂直注入井和2 個垂直油井，注入端滲濾面積較小，滲流阻力較大，在注入井左右和兩個油井中間部位都存在難以波及區(qū)域，因而各階段采收率較低。

表4 井網(wǎng)類型對調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果的影響

2.3.2 動態(tài)特征

調(diào)剖調(diào)驅(qū)過程中注入壓力、含水率和采收率與注入量的關(guān)系見圖6。在水驅(qū)階段，隨注入量的增加，原油采出程度提高，油相滲透率降低，含水率升高，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，隨注入量的增加，調(diào)剖劑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，擴(kuò)大了波及體積，致使含水率大幅度降低和采收率明顯升高。在調(diào)驅(qū)劑注入階段，由于調(diào)驅(qū)劑具備一定的滯留和封堵功效，隨注入量的增加，滯留量增加，滲流阻力增大，注入壓力逐漸升高。在驅(qū)油劑注入階段，由于驅(qū)油劑自身滯留能力較差，不能產(chǎn)生較大滲流阻力，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7相比，方案4和方案5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)注入壓力升幅較小，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，因而含水率降幅較大，采收率增幅較高。

圖6 井網(wǎng)類型對注入壓力、含水率和采收率的影響

3 結(jié)論

由聚合物溶液與有機(jī)鉻交聯(lián)劑組成的調(diào)剖劑靜置12 h后的黏度大于105mPa·s，最大強(qiáng)度達(dá)到G級，靜置30 d時仍能保持該等級水平，具有高強(qiáng)度、良好的成膠性能和時間穩(wěn)定性。調(diào)驅(qū)劑聚合物微球初始粒徑8.7數(shù)9.2 μm，膨脹倍數(shù)3.7數(shù)4.1，具有良好的注入、緩膨和微觀封堵性。驅(qū)油劑表面活性劑溶液與原油間的界面張力可達(dá)10-2mN/m，并且通過乳化作用（W/O/W型）來降低原油黏度，乳狀液含水率大于40%時的稠油乳化降黏率超過80%。

調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑+驅(qū)油劑和調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑組合的宏觀和微觀液流轉(zhuǎn)向效果均較好，但后者由于缺少表面活性劑的乳化降黏和洗油作用，采收率增幅減小8.9%。調(diào)驅(qū)劑+驅(qū)油劑組合的宏觀液流轉(zhuǎn)向效果較差，表面活性劑在中低滲透層內(nèi)的乳化降黏和洗油作用未能充分發(fā)揮，采收率增幅僅為10.8%。當(dāng)儲層平均滲透率較高和非均質(zhì)性較強(qiáng)時，大孔道或特高滲透條帶治理措施可以確保后續(xù)微球發(fā)揮微觀液流轉(zhuǎn)向、表面活性劑發(fā)揮乳化降黏和洗油作用。

在4種井網(wǎng)類型中，1水平井（注）-1水平井（采）井網(wǎng)開發(fā)效果較好，其次是1水平井+2垂直井，再次是1垂直井+1水平井，最后是1垂直井+2垂直井。