高浩，蒲萬(wàn)芬，李一波，羅強(qiáng)，孫梓齊

（1.西南石油大學(xué)油氣藏地質(zhì)及開(kāi)發(fā)工程國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，四川成都610500；2.中國(guó)石油新疆油田公司實(shí)驗(yàn)檢測(cè)研究院，新疆克拉瑪依834000）

我國(guó)稠油資源量豐富，注蒸汽仍是開(kāi)發(fā)稠油最有效的方式之一[1-2]。而稠油油藏大多屬于膠結(jié)程度差、疏松的砂巖油藏，加之油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，油水之間的黏度和密度差異大，在蒸汽驅(qū)過(guò)程中縱向上蒸汽超覆嚴(yán)重，橫向上指進(jìn)現(xiàn)象使得蒸汽在高滲透層極易形成竄流通道，大大降低了蒸汽熱利用率，導(dǎo)致蒸汽的波及范圍有限，低滲透層不能被有效動(dòng)用[3]。在蒸汽驅(qū)后期往往存在地層壓力下降快、油汽比低、產(chǎn)液含水率高等問(wèn)題，導(dǎo)致最終采收率不高。

為了改善蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，近年來(lái)國(guó)內(nèi)外學(xué)者提出稠油熱化學(xué)驅(qū)技術(shù)[4-8]，并認(rèn)為在蒸汽驅(qū)過(guò)程中加入降黏劑、泡沫、凝膠、尿素、非凝析氣體等化學(xué)添加劑進(jìn)行輔助能夠有效改善吸汽剖面、提高波及系數(shù)，從而達(dá)到提高稠油采收率的目的。雖然尿素和非凝析氣體能夠明顯補(bǔ)充地層壓力，但調(diào)驅(qū)效果較差；而泡沫的調(diào)驅(qū)能力有限，對(duì)于非均質(zhì)性強(qiáng)的地層無(wú)法實(shí)現(xiàn)有效的深部調(diào)驅(qū)。就地凝膠體系注入到地層中并就地成膠后能夠?qū)⑹杷傻膸r石膠結(jié)起來(lái)，具有易注入、成膠強(qiáng)度大、耐溫性好、封堵效率高等優(yōu)點(diǎn)，能夠有效封堵竄流通道、改善吸汽剖面[9-11]。目前，蒸汽驅(qū)中主要以有機(jī)凝膠體系進(jìn)行防竄封堵，這類凝膠多以酚醛樹(shù)脂與多價(jià)金屬離子為交聯(lián)主劑，但這些交聯(lián)主劑不僅成本昂貴且均有一定的毒性，對(duì)環(huán)境及作業(yè)人員安全造成嚴(yán)重的危害。因此研發(fā)廉價(jià)、環(huán)保型凝膠體系仍是目前需要攻克的方向[12-13]。

本次研究所用的就地膠凝體系是在實(shí)驗(yàn)室自主研發(fā)的聚合物凝膠體系基礎(chǔ)上加入了環(huán)保、廉價(jià)且來(lái)源廣的增稠型纖維素，用以提高凝膠體系的抗溫性和膠結(jié)能力。首先采用流變學(xué)方法和電鏡掃描方法評(píng)價(jià)了凝膠的成膠強(qiáng)度和微觀結(jié)構(gòu)，其次采用熱重分析法評(píng)價(jià)凝膠的耐溫性能，最后開(kāi)展三維物理模擬驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究該凝膠體系的調(diào)驅(qū)效果。研究結(jié)果對(duì)蒸汽驅(qū)后就地凝膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)在淺層、強(qiáng)非均質(zhì)稠油油藏的實(shí)施具有一定指導(dǎo)意義。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 油藏背景

新疆九6區(qū)齊古組油藏位于克拉瑪依市東北部50 km處，是一個(gè)典型的特稠油油藏。該油藏中部平均埋深200 m，原始地層壓力2.38 MPa，壓力系數(shù)1.19，原始地層溫度18 ℃。儲(chǔ)層含油巖性主要為膠結(jié)疏松—中等的中細(xì)砂巖，油層孔隙度24.3%～37.4%，平均孔隙度29.8%；滲透率（359.8～6 083）×10-3μm2，平均滲透率2 014.9×10-3μm2；平均含油飽和度74.6%，屬于高孔、高滲儲(chǔ)層。該油藏主力層分為上下兩個(gè)層位，上部J3q2-1層為高滲層，下部J3q2-2為低滲層，中間發(fā)育薄且連續(xù)性差的隔夾層，層間非均質(zhì)性差異大。經(jīng)過(guò)近30年的注蒸汽開(kāi)發(fā)，目前上層采出程度達(dá)到68.7%，下層采出程度僅為24.1%。現(xiàn)階段開(kāi)發(fā)存在縱向蒸汽超覆和高滲層竄通嚴(yán)重等問(wèn)題，導(dǎo)致下部低滲層動(dòng)用程度低，區(qū)塊已進(jìn)入了高含水、低油汽比開(kāi)發(fā)中后期。因此，亟須采用深部調(diào)驅(qū)技術(shù)，有效增加低滲層動(dòng)用程度，進(jìn)一步提高原油采收率。

1.2 實(shí)驗(yàn)條件

主要實(shí)驗(yàn)材料：①實(shí)驗(yàn)用油為新疆油田九6區(qū)齊古組原油，其黏度為9 830 mPa?s（25 ℃、0.1 MPa）；②就地凝膠體系所用主劑為AM單體（成都科隆化工有限公司），20萬(wàn)黏度增稠型HPMC400（山東泰瑞纖維素有限公司）；③實(shí)驗(yàn)用蒸汽由蒸汽發(fā)生器產(chǎn)生，產(chǎn)生蒸汽溫度為200 ℃，蒸汽干度保持在0.65～0.70；④填砂模型所用石英砂為20～40 目和160～180 目石英砂。

主要實(shí)驗(yàn)設(shè)備有：德國(guó)耐馳熱重分析儀、安東帕高溫高壓流變儀、掃描電鏡、Memmert 可視化恒溫干燥箱、ISCO 高精度柱塞泵、三維填砂模型（內(nèi)腔尺寸為40 cm×20 cm×10 cm），蒸汽發(fā)生器、DGM-III 型多功能巖心驅(qū)替裝置、活塞容器等。

1.3 實(shí)驗(yàn)內(nèi)容及步驟

1.3.1 就地凝膠成膠后的成膠強(qiáng)度、微觀結(jié)構(gòu)以及耐溫性能評(píng)價(jià)

本實(shí)驗(yàn)所用的就地凝膠體系是在室內(nèi)原來(lái)研發(fā)的體系中加入了增黏性強(qiáng)、穩(wěn)定性好的HPMC400（環(huán)?？山到庑屠w維素），其配方為：8 % ～10 % AM+1.5 %～2.0 % HPMC400+0.04 %～0.05 % 交聯(lián)劑+0.04 %～0.05 %引發(fā)劑。該體系可在40～120 ℃下成膠，成膠強(qiáng)度達(dá)到I 級(jí)[14]，單巖心封堵率能達(dá)到98%以上。

該體系在室內(nèi)成膠后，利用安東帕流變儀測(cè)試未添加HPMC400 和添加HPMC400 后凝膠的彈性模量，測(cè)試范圍為0.1～1 000 Hz；利用掃描電鏡觀察未添加HPMC400 和添加HPMC400 后凝膠的微觀結(jié)構(gòu)。利用差示掃描量熱法測(cè)試凝膠的耐溫性能[15]，實(shí)驗(yàn)過(guò)程中升溫速率為5 ℃/min，溫度范圍40～200 ℃。將凝膠至于老化罐中在不同溫度下（70 ℃、100 ℃、130 ℃、160 ℃和180 ℃）老化8 h，并觀察其形態(tài)。

1.3.2 深部調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)

根據(jù)九6區(qū)油藏實(shí)際條件，利用三維物理模型，通過(guò)填充兩種不同目數(shù)石英砂模擬一個(gè)上部為高滲透層、下部為低滲透層的非均質(zhì)油藏，并用篩網(wǎng)模擬一個(gè)薄且不連續(xù)的夾層將上層與下層隔開(kāi)，模型的物理模擬參數(shù)見(jiàn)表1。該模型上層滲透率為6 349.8×10-3μm2，下層滲透率為356.7×10-3μm2，平均孔隙度35.3%，平均含油飽和度85.5%，層間滲透率級(jí)差為17.8，與實(shí)際油藏條件較為相似，符合實(shí)驗(yàn)要求。

表1 三維填砂模型的物理參數(shù)Table 1 Physical parameters of 3D sand-packed model

建立三維填砂模型，進(jìn)行驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)步驟如下：

1）按照?qǐng)D1 連接實(shí)驗(yàn)設(shè)備，測(cè)定模型滲透率級(jí)差，飽和油。

2）根據(jù)九6區(qū)前期開(kāi)發(fā)狀況，對(duì)模型進(jìn)行前期蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)模擬開(kāi)發(fā)。其中蒸汽驅(qū)開(kāi)發(fā)分為兩階段：①同時(shí)向高滲透層和低滲透層進(jìn)行蒸汽驅(qū)，驅(qū)至高滲透層含水率達(dá)到98%；②關(guān)閉高滲透層注入井，從低滲透層進(jìn)行蒸汽驅(qū)，驅(qū)至產(chǎn)液含水達(dá)到98%。

3）向高滲透層注入0.2PV就地凝膠體系，在模型剩余溫度下成膠24 h。

圖1 實(shí)驗(yàn)流程Fig.1 Experimental process

4）后續(xù)從低滲透層繼續(xù)進(jìn)行蒸汽驅(qū)，產(chǎn)液含水率達(dá)到98%，停止實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)過(guò)程中，注入蒸汽量以注入去離子水的體積計(jì)算，注入流速為10 mL/min。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.1 就地凝膠體系成膠性能評(píng)價(jià)

2.1.1 就地凝膠體系成膠后的成膠強(qiáng)度和微觀結(jié)構(gòu)

加入HPMC400后，就地凝膠溶液20 ℃下黏度由4.73 mPa?s 增加至35.3 mPa?s。就地凝膠溶液黏度適當(dāng)增加，有利于注入過(guò)程中凝膠溶液在地層中均勻推進(jìn)，凝膠溶液在地層中分布更加均勻，成膠面積更大，封堵效率更高。

圖2為加入HPMC400該就地凝膠溶液成膠后的彈性模量和微觀結(jié)構(gòu)對(duì)比。從圖2a 中可以看出，加入HPMC400 后凝膠的彈性模量G'顯著增加。取0.1～1.5 Hz之間的穩(wěn)定段平均值[16]，未添加HPMC400凝膠的彈性模量G'為95.6 Pa，添加HPMC400 凝膠的彈性模量G'達(dá)到316 Pa，添加HPMC400 后凝膠的彈性模量為之前的3 倍以上，說(shuō)明凝膠強(qiáng)度增加。圖2b 和圖2c 分別為未添加和添加HPMC400 后凝膠的微觀結(jié)構(gòu)?？梢钥闯黾尤際PMC400后，凝膠交聯(lián)的網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)更加均勻、密實(shí)，交聯(lián)節(jié)點(diǎn)增加使得網(wǎng)間的洞穴尺寸變小，交聯(lián)結(jié)構(gòu)更加牢固，凝膠穩(wěn)定性增強(qiáng)。

圖2 添加HPMC400前后凝膠的彈性模量和微觀結(jié)構(gòu)對(duì)比Fig.2 Comparison of elastic modulus and microstructure of gel before and after adding HPMC400

2.1.2 就地凝膠體系成膠后的耐溫性能

就地凝膠體系成膠后的TG 曲線以及不同溫度下老化8 h后的形態(tài)見(jiàn)圖3。在一定溫度范圍內(nèi)，AM單體在交聯(lián)劑和引發(fā)劑的作用下，通過(guò)共價(jià)鍵膠結(jié)并形成具有一定抗溫抗剪切強(qiáng)度的固態(tài)凝膠，因此，在該溫度范圍內(nèi)凝膠質(zhì)量隨著溫度的升高損失較小，TG曲線緩慢下降；當(dāng)超過(guò)凝膠的耐溫點(diǎn)后，TG曲線出現(xiàn)拐點(diǎn)，凝膠開(kāi)始大量脫水，質(zhì)量快速減小。這是因?yàn)槟z此時(shí)由不流動(dòng)的固態(tài)變?yōu)榭闪鲃?dòng)的液態(tài)或半固態(tài)，凝膠開(kāi)始失效，膠結(jié)能力變差，因此TG曲線拐點(diǎn)處的溫度可以認(rèn)為是凝膠的失效溫度。圖3a中對(duì)比了添加和未添加纖維素凝膠的TG曲線，可以看出同一溫度下凝膠添加纖維素的質(zhì)量明顯高于未添加纖維素，成膠后的凝膠抗溫性提高了17.8 ℃，質(zhì)量保留率提高了9.7%，說(shuō)明添加纖維素后凝膠的抗溫性能增加，穩(wěn)定性增強(qiáng)。

圖3b中通過(guò)TG-DTG曲線詳細(xì)分析了實(shí)驗(yàn)所用凝膠體系成膠后的抗溫性能。可以看出：當(dāng)溫度升高到107.5 ℃，凝膠質(zhì)量?jī)H損失了3.6%，質(zhì)量保留率達(dá)到了96.4%；當(dāng)溫度增加至162.5 ℃，凝膠質(zhì)量保留率也超過(guò)90%。當(dāng)溫度超過(guò)162.5 ℃，凝膠開(kāi)始失效，質(zhì)量隨溫度增加而迅速減小。圖3c 為不同溫度下凝膠老化8 h 后的形態(tài)?？梢钥闯鲈撃z在70～130 ℃下呈固態(tài)，100 ℃以下展現(xiàn)出極好的彈性，具有很強(qiáng)的抗拉性和膠結(jié)能力，在130 ℃下凝膠呈現(xiàn)出脆性，抗拉能力減弱，但仍具有一定的膠結(jié)能力；在160 ℃下凝膠變?yōu)轲ば粤黧w，具有流動(dòng)性，膠結(jié)能力大幅度下降，180 ℃下凝膠失效，完全喪失膠結(jié)能力。熱重實(shí)驗(yàn)和老化實(shí)驗(yàn)的結(jié)果共同表明：該凝膠抗溫能力能達(dá)到160 ℃，表現(xiàn)出良好的膠結(jié)能力，能夠滿足蒸汽驅(qū)后期封堵竄流通道，實(shí)現(xiàn)油藏深部調(diào)驅(qū)的要求。

2.2 深部調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果與分析

2.2.1 注入壓力、含水率、油汽比和驅(qū)油效率隨注入蒸汽量的變化

圖3 抗溫凝膠的TG曲線和不同溫度下老化8 h后的形態(tài)Fig.3 TG curve and appearance of temperature-resistant gel under different temperatures after aging for 8 hours

圖4 就地凝膠調(diào)驅(qū)前后的驅(qū)油效果Fig.4 Displacement performance of in-situ gel before and after profile control

實(shí)驗(yàn)前期蒸汽吞吐采收率為10.95%，注入壓力為3.21 MPa，模擬油藏條件符合九6區(qū)現(xiàn)場(chǎng)開(kāi)展蒸汽驅(qū)條件。整個(gè)蒸汽驅(qū)過(guò)程中注入壓力、產(chǎn)液含水率、油汽比和驅(qū)油效率隨注入蒸汽量的變化見(jiàn)圖4。在前期蒸汽驅(qū)階段，隨著注入PV數(shù)增加，注入壓力由3.21 MPa逐漸下降至0.17 MPa，產(chǎn)液含水率較快地上升到98%以上，油汽比降低至0.005，驅(qū)油效率由最初的較快增加到趨于平穩(wěn)。前期蒸汽驅(qū)段共注入蒸汽量3.8PV，累計(jì)采收率達(dá)到60.78%，提高采收率幅度為49.83%。向高滲透層注入就地凝膠體系并就地成膠后進(jìn)行后續(xù)蒸汽驅(qū)，發(fā)現(xiàn)注入壓力明顯回升，產(chǎn)液含水率顯著下降，油汽比由0.005 最大增加至0.13。后續(xù)注入1.05PV蒸汽，累計(jì)采收率達(dá)到75.14%，原油采收率提高了14.07%。調(diào)驅(qū)前后實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)表明，凝膠封堵高滲透層后增加了蒸汽驅(qū)的注入壓力，能夠促使蒸汽向模型深處波及，啟動(dòng)蒸汽未波及區(qū)域的原油，反映在產(chǎn)出端即是產(chǎn)液含水率下降、油汽比提高，原油采收率大幅度增加。

2.2.2 溫度及殘余油飽和度分布變化

注入就地凝膠體系前后模型的砂層溫度和殘余油分布見(jiàn)圖5。從圖5a中可以看出：由于模擬油藏縱向非均質(zhì)性較強(qiáng)，加之原油和蒸汽密度差異較大，在前期蒸汽驅(qū)階段注入的蒸汽會(huì)迅速向上超覆并沿上層頂部向生產(chǎn)井方向推進(jìn)[17]，發(fā)育的蒸汽腔呈典型的“半漏斗狀”。上層頂部區(qū)域的原油受熱后黏度大大降低、流動(dòng)性增強(qiáng)，易流至生產(chǎn)井被驅(qū)出，因此該區(qū)域的油砂被驅(qū)掃的較為干凈，殘余油飽和度較低。在前期蒸汽驅(qū)階段的后期，注入井端溫度為180 ℃，生產(chǎn)井溫度達(dá)到80～90 ℃，距離生產(chǎn)井5～35 cm處，模型砂層溫度為170～120 ℃。沿上層頂部已經(jīng)明顯形成了一條溫度帶，表明蒸汽沿高滲層頂部已經(jīng)發(fā)生竄通。蒸汽竄通后導(dǎo)致注入壓力大大降低，后續(xù)注入更多的蒸汽只會(huì)沿著汽竄通道推進(jìn)，生產(chǎn)井產(chǎn)液含水率高、油汽比和蒸汽利用率低。模型下部的砂層溫度大多為30～50 ℃，說(shuō)明蒸汽無(wú)法波及到該區(qū)域，原油很難被加熱降黏，稠油流動(dòng)性差，難以被驅(qū)至生產(chǎn)井采出，因此油砂顏色較深，殘余油飽和度較高。由于蒸汽無(wú)法波及驅(qū)掃到下部低滲透層，導(dǎo)致該區(qū)域原油動(dòng)用程度差。若繼續(xù)實(shí)施蒸汽驅(qū)，原油采收率很難被進(jìn)一步提高。

圖5 調(diào)驅(qū)前后模型的溫度和殘余油分布Fig.5 Temperature and residual oil distribution of model before and after profile control

從圖5b 中的模型溫度分布可以看出，就地凝膠在高滲透層成膠后再實(shí)施后續(xù)蒸汽驅(qū)，蒸汽主要的流動(dòng)方向發(fā)生了明顯變化。與上一階段相比，蒸汽超覆的傾角變小，下部油藏的受熱面積明顯增加。下部油藏受熱后原油黏度降低被采出，油砂顏色變淺，殘余油飽和度顯著降低。這是由于凝膠能將高滲透層的油砂膠結(jié)起來(lái)，一方面能夠封堵已經(jīng)形成的竄流通道，提高了蒸汽注入壓力；另一方面降低了油藏縱向上的滲透率差異，有效減小了蒸汽超覆，增加了蒸汽沿生產(chǎn)井方向的波及范圍，提高了蒸汽的波及效率和下部油藏的動(dòng)用程度。

2.2.3 波及效率及油砂膠結(jié)情況

圖6 調(diào)驅(qū)前后殘余油分布Fig.6 Black and white images of residual oil distribution before and after profile control

表2 調(diào)驅(qū)前后的面積波及系數(shù)Table 2 Areal sweep efficiency before and after profile control

將圖5 中的殘余油分布進(jìn)行二值化處理（基于Matlab m 語(yǔ)言）[18]，可得黑白二值圖像，見(jiàn)圖6。圖6中白色部分代表殘余油飽和度較低區(qū)域，黑色部分代表殘余油飽和度較高或者未動(dòng)用區(qū)域。通過(guò)計(jì)算黑白二色所占面積，可得到調(diào)驅(qū)前后上層和下層的面積波及系數(shù)，結(jié)果見(jiàn)表2。前期蒸汽驅(qū)階段，高滲層面積波及系數(shù)為16.36%，低滲層面積波及系數(shù)為2.93%，總面積波及系數(shù)僅為19.29%。調(diào)驅(qū)后高滲層面積波及系數(shù)為34.71%，低滲層面積波及系數(shù)為16.54 %，總面積波及系數(shù)達(dá)到了51.25 %。調(diào)驅(qū)前后，蒸汽驅(qū)的面積波及系數(shù)提高了31.96%，就地凝膠深部調(diào)驅(qū)提高波及效率效果顯著。

從油砂取樣（圖7）可以看出：高滲層松散的油砂能在成膠作用下膠結(jié)成塊狀，凝膠在砂粒之間交聯(lián)且呈明顯的“拉絲狀”。油砂膠結(jié)后，一方面能夠堵塞蒸汽竄流通道，增大滲流阻力，改善注入井吸汽剖面；另一方面能夠阻止松散的砂粒運(yùn)移，防止油井出砂、堵塞井眼，對(duì)產(chǎn)油也具有積極的作用。再者，可以看出該就地凝膠體系在整個(gè)高滲層都產(chǎn)生膠結(jié)作用，說(shuō)明注入凝膠溶液在高滲層分布均勻，膠結(jié)范圍大，防竄堵塞效率高。

圖7 高滲透層油砂的膠結(jié)情況Fig.7 Cementing performance of oil sand samples in high-permeability layer

深部調(diào)驅(qū)的關(guān)鍵在于凝膠能夠?qū)Ω邼B層汽竄通道產(chǎn)生高效率封堵，致使后續(xù)注入蒸汽向油藏深部波及并驅(qū)掃原油[19-21]。結(jié)合九6區(qū)油藏目前開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀及存在的問(wèn)題，該油藏上部高滲層已經(jīng)發(fā)生竄通，蒸汽無(wú)法波及到油藏深部，導(dǎo)致下部低滲層動(dòng)用程度較低。因此能夠改變這一現(xiàn)狀，促進(jìn)蒸汽向下部低滲層波及，增加下部低滲層動(dòng)用程度從而進(jìn)一步提高原油采收率，即達(dá)到了深部調(diào)驅(qū)作用。從實(shí)驗(yàn)效果來(lái)看，該凝膠體系能夠達(dá)到較好的深部調(diào)驅(qū)效果。

3 結(jié)論

1）體系中加入增黏型纖維素，凝膠彈性模量提高2 倍以上，凝膠強(qiáng)度大大增加，其微觀網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)交聯(lián)更加牢固，穩(wěn)定性增強(qiáng)，抗溫能力顯著提高。

2）利用該就地凝膠調(diào)驅(qū)，注入壓力和油汽比明顯回升，產(chǎn)液含水率下降，波及系數(shù)和原油采收率較調(diào)驅(qū)前分別提高31.96 %和14.07 %，原油累計(jì)采收率達(dá)到75.14%。

3）就地凝膠體系能膠結(jié)油砂，能夠封堵高滲透層汽竄通道，有效抑制了蒸汽竄流和超覆。后續(xù)注入的蒸汽能夠進(jìn)入低滲透層，增加了低滲透層動(dòng)用程度，提高了波及效率和原油采收率，深部調(diào)驅(qū)作用顯著。

4）針對(duì)九6區(qū)油藏目前蒸汽驅(qū)存在的問(wèn)題，建議采用就地凝膠體系進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)。