徐國瑞，鞠 野，李 翔，蘇 鑫，盧祥國，閆 冬

（1. 中海油田服務(wù)股份有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2. 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）

“堵水+調(diào)剖”聯(lián)合作業(yè)效果及液流轉(zhuǎn)向機理研究
——以渤海SZ36-1油藏地質(zhì)和流體條件為例

徐國瑞1，鞠 野1，李 翔1，蘇 鑫2，盧祥國2，閆 冬2

（1. 中海油田服務(wù)股份有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2. 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）

由于SZ36-1油田具有儲層膠結(jié)疏松、非均質(zhì)性嚴重、平均滲透率較高、原油黏度較高和單井注水量較大等特點，亟待采取液流轉(zhuǎn)向措施以達到穩(wěn)油控水的效果。以SZ36-1油田實際儲層地質(zhì)和流體為研究對象，通過室內(nèi)物理模擬實驗的方法，開展了堵水（堵水劑為淀粉接枝共聚物）、調(diào)剖（調(diào)剖劑為Cr3+聚合物凝膠）和“堵水+調(diào)剖”聯(lián)合作業(yè)增油降水效果及其影響因素實驗研究。結(jié)果表明，與單獨堵水或調(diào)剖措施相比較，“調(diào)剖+堵水”聯(lián)合作業(yè)增油降水效果較好。隨堵水劑頂替液段塞尺寸增加，中低滲透層分流率增加，堵水增油降水效果提高，但采收率增幅呈現(xiàn)“先增后降”趨勢，所以綜合分析合理段塞尺寸為0.05 PV左右。除此之外，隨儲層原油黏度增加，水驅(qū)中低滲透層分流率減小，采收率降低；“堵水+調(diào)剖”措施后，注入壓力升高幅度增加，中低滲透層分流率增加，但最終采收率仍然較低。

堵水；調(diào)剖；堵水+調(diào)剖；采收率；分流率；物理模擬

SZ36-1油田是一個在前第三系古潛山背景上發(fā)育起來的下第三系披覆構(gòu)造，其主力儲集層為東營組下段，包括O、Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ油組，其中Ⅰ和Ⅱ油組為主力油層。儲層為疏松砂巖，孔隙以原生粒間孔占絕對優(yōu)勢，喉道為縮頸喉道，儲層孔喉半徑主要分布在5 ~ 63 μm，最大孔喉半徑可達200 μm以上，儲層以高孔（特）高滲疏松砂巖為主，次為中孔、中滲儲層，孔隙度29% ~ 35%，滲透率0.1×10-3~10.0×10-3μm2。地層水為NaHCO3型，pH值7.5 ~ 9.0，平均礦化度6 071 mg/L，HCO3

-平均質(zhì)量濃度2 084 mg/L，CO32-質(zhì)量濃度231 mg/ L。儲層黏土礦物X衍射、掃描電鏡和薄片觀察表明，巖石膠結(jié)物以泥質(zhì)為主，平均質(zhì)量分數(shù)9%，黏土礦物以蒙脫石、伊利石和高嶺石為主。蒙脫石呈薄膜狀分布于顆粒表面，與外來流體接觸面積大，易于發(fā)生敏感性損害。原油具有黏度高和膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量多等特點，注水開發(fā)導(dǎo)致儲層溫度壓力降低、氣體從原油中逸出和油中蠟質(zhì)在孔喉處析出，造成孔喉堵塞和注水困難[1-4]。除此之外，SZ36-1油田注水開發(fā)過程中不僅造成突進現(xiàn)象嚴重，而且注入水對巖石結(jié)構(gòu)沖刷和破壞作用又進一步加劇了儲層非均質(zhì)性和突進現(xiàn)象，這就亟需采取有效封堵措施以達到液流轉(zhuǎn)向的目的。然而由于采取篩管完井方式，限制了顆粒類堵水劑使用，而普通聚合物凝膠類堵水劑強度又難以滿足實際需求。淀粉接枝共聚物具有初始黏度較低、成膠強度大和穩(wěn)定性好等優(yōu)點，近年來在陸地油田特高滲透條帶治理工作中發(fā)揮了重要作用[5-8]。本文針對SZ36-1油田儲層地質(zhì)和流體性質(zhì)，以高分子材料學(xué)、物理化學(xué)和油藏工程為理論指導(dǎo)，以儀器檢測、化學(xué)分析和物理模擬為技術(shù)手段，以采收率和分流率為評價指標，開展了堵水、調(diào)剖和“堵水+調(diào)剖”聯(lián)合作業(yè)增油降水效果實驗研究和機理分析，為渤海油田堵水調(diào)剖技術(shù)決策提供了實驗依據(jù)。

表1 水質(zhì)分析結(jié)果

1 實驗條件

1.1 實驗材料

堵水劑（淀粉接枝共聚物）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，有效質(zhì)量分數(shù)100%；丙烯酰胺和無水硫酸鈉由天津市大茂化學(xué)試劑廠生產(chǎn)，有效質(zhì)量分數(shù)分別為98%和97%；羥丙基淀粉由石家莊利達淀粉廠生產(chǎn)，有效質(zhì)量分數(shù)為100%。調(diào)剖劑為Cr3+聚合物凝膠，交聯(lián)劑由東北石油大學(xué)實驗室合成，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%。

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，實驗用到4種黏度油，分別為15 mPa·s、45 mPa·s、75 mPa·s和150 mPa·s。

實驗用水為模擬注入水（簡稱注入水），是按照SZ36-1油田注入水水質(zhì)分析（表1）室內(nèi)配制而成。

實驗?zāi)Ｐ陀?種滲透率人造均質(zhì)巖心并聯(lián)而成[9，10]，單塊巖心外觀幾何尺寸為：高×寬×長=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，滲透率Kg分別為6 000×10-3μm2、1 500×10-3μm2和500×10-3μm2。

1.2 儀器設(shè)備

采用DV-Ⅱ型布氏黏度儀測試原油、調(diào)剖劑和堵水劑黏度。采用巖心驅(qū)替實驗裝置測試堵水劑和調(diào)剖劑堵水調(diào)剖效果（采收率），裝置由平流泵、壓力傳感器、巖心夾持器、手搖泵和中間容器等部件組成，除平流泵和手搖泵外，其它部分置于65 ℃保溫箱內(nèi)。實驗設(shè)備和流程見圖1。

實驗采取“同注分采”模式，通過分別收集、計量和計算高、中、低滲透層采液量、分流率（小層采液量占注入量百分數(shù)）、含水率和采收率，據(jù)此評價堵水、調(diào)剖和“堵水+調(diào)剖”聯(lián)合作業(yè)增油降水效果，并進行液流轉(zhuǎn)向機理分析。

1.3 方案設(shè)計

（1）措施類型對增油降水效果的影響

圖1 實驗設(shè)備及流程示意圖

方案1-1：水驅(qū)至含水98%

方案1-2（堵水）：水驅(qū)至含水98% + 0.05 PV前置段塞（淀粉4%）+0.075 PV堵水劑（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，下同）+0.025 PV保護段塞（淀粉4%）+0.05 PV頂替段塞（1 500 mg/L聚合物溶液）+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

方案1-3（調(diào)剖）：水驅(qū)至含水98%+0.075 PV調(diào)剖劑（Cr3+聚合物凝膠，CP=3 500 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1）+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

方案1-4（堵水+調(diào)剖）：水驅(qū)至含水98%+堵水段塞組合（0.05 PV前置段塞（淀粉4%）+0.075 PV堵水劑+0.025 PV保護段塞（淀粉4%）+0.05 PV頂替段塞（聚合物溶液CP=1 500 mg/ L））+0.075 PV調(diào)剖劑（Cr3+聚合物凝膠，CP=3 500 mg/L，聚 ∶Cr3+=180∶1）+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

上述實驗用油黏度為45 mPa·s。

（2）堵水劑放置位置（頂替段塞尺寸）對“調(diào)剖+堵水”措施增油效果的影響

方案2-1 ~ 方案2-5：水驅(qū)至含水98%+堵水段塞組合（0.05 PV前置段塞+0.075 PV堵水劑+保護段塞0.025 PV+頂替段塞（0 PV、0.05 PV、0.1 PV、0.15 PV和0.2 PV））+0.075 PV調(diào)剖劑（Cr3+聚合物凝膠，CP=3 500 mg/L，聚∶ Cr3+=180∶1）+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

上述實驗用油黏度為45 mPa·s。

（3）原油黏度對“調(diào)剖+堵水”措施增油降水效果的影響

方案3-1 ~ 方案3-4：水驅(qū)至含水98%+堵水劑組合（0.05 PV前置段塞+0.075 PV堵水劑+保護段塞0.025 PV+0.05 PV頂替段塞）+0.075 PV調(diào)剖劑（Cr3+聚合物凝膠，CP=3 500 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1）+后續(xù)水驅(qū)至含水98%。

上述各個實驗方案用油黏度為 15 mPa·s、45 mPa·s、75 mPa·s和150 mPa·s。

2 結(jié)果分析

2.1 措施類型對增油降水效果的影響

（1）采收率

措施類型對增油降水效果影響實驗結(jié)果見表2。

表2 措施類型對增油降水效果影響實驗數(shù)據(jù)

從表2可以看出，措施類型對增油降水效果存在影響。與調(diào)剖措施相比較（20.2%），堵水措施采收率增幅較大（21.1%）。這不僅與水驅(qū)后采出端中低滲透層剩余油飽和度較高即剩余油潛力較大有關(guān)，而且也與堵水劑堵水強度較高有關(guān)。與堵水或調(diào)剖措施相比較，“調(diào)剖+堵水”聯(lián)合作業(yè)注入壓力升高幅度較大，含水回升速度較慢，采收率增幅較大（26.2%）（圖2）。從技術(shù)經(jīng)濟角度考慮，調(diào)剖措施藥劑費用明顯較低，技術(shù)經(jīng)濟效果較好。進一步分析表明，堵水措施對中滲透層采收率增幅影響不大，且采收率增幅小于調(diào)剖措施的采收率增幅，表明堵水劑可能對中滲透層產(chǎn)生了封堵作用，進而減小了該層剩余油動用程度。由此可見，堵水劑注入過程中注入壓力一定要低于中低滲透層吸液啟動壓力，以免堵水劑對其滲透能力造成不利影響，進而削弱堵水增油效果。

（2）分流率

實驗過程中各小層分流率與PV數(shù)關(guān)系見圖3。

圖2 注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)的關(guān)系

圖3 小層分流率與PV數(shù)關(guān)系

從圖3可以看出，與水驅(qū)結(jié)束時注入壓力相比較，盡管堵水（方案1-2）或調(diào)剖（方案1-3）實施過程中注入壓力有了較大幅度增加（圖2），但其增幅卻明顯低于“調(diào)剖+堵水”聯(lián)合作業(yè)的值，因而各個小層分流率變化幅度不大，表明調(diào)剖或堵水液流轉(zhuǎn)向效果都不是十分明顯，因而中低滲透層動用程度較低，采收率增幅較低。當采取了“調(diào)剖+堵水” （方案1-4）聯(lián)合作業(yè)措施后，注入和采出端高滲層都受到有效封堵，促使更多后續(xù)注入水進入中低滲透層，使其剩余油得到有效動用，因而采收率增幅明顯提高。進一步分析發(fā)現(xiàn)，由于部分堵水劑進入了中滲層，增大了滲流阻力，導(dǎo)致低滲層分流率和采收率都高于中滲層的值。由此可見，礦場實施“堵水+調(diào)剖”措施時注入壓力應(yīng)當?shù)陀谥械蜐B透層吸液啟動壓力。

2.2 堵水劑放置位置對“堵水+調(diào)剖”措施增油降水效果的影響

（1）采收率

堵水劑放置位置即頂替液段塞尺寸對“堵水+調(diào)剖”措施增油降水效果影響實驗結(jié)果見表3。

從表3可以看出，頂替液段塞尺寸對“堵水+調(diào)剖”措施增油降水效果存在影響。隨頂替液段塞尺寸增加，模型整體采收率增幅呈現(xiàn)“先增后降”變化趨勢。當頂替液段塞尺寸為0.05 PV左右時，采收率增幅較大，技術(shù)經(jīng)濟效果較好。

（2）分流率

實驗過程中小層分流率與PV數(shù)關(guān)系見圖4。

表3 堵水劑放置位置即頂替液段塞尺寸對“堵水+調(diào)剖”措施增油降水效果影響實驗數(shù)據(jù)

圖4 小層分流率與PV數(shù)關(guān)系

從圖4可以看出，隨注入頂替液段塞尺寸增加，后續(xù)水驅(qū)壓力增高，含水下降幅度增大，采收率增幅增加。分析其原因表明，由于頂替液為聚合物溶液，它本身也是一種調(diào)剖劑或液流轉(zhuǎn)向劑，它除了起到將堵水劑推入巖心深部作用外，也可以發(fā)揮阻止采出端中低滲透層內(nèi)液體回流高滲透層功效。因此，后續(xù)水驅(qū)注入水對中低滲透層波及效果更好，采收率增幅更大。

2.3 原油黏度對“堵水+調(diào)剖”措施增油降水效果的影響

（1）采收率

原油黏度對“堵水+調(diào)剖”措施增油降水效果影響實驗結(jié)果見表5。

表5 原油黏度對“堵水+調(diào)剖”措施增油降水效果影響數(shù)據(jù)

從表5可以看出，原油黏度對“堵水+調(diào)剖”措施增油降水效果存在影響。隨原油黏度增加，水驅(qū)注入壓力升高，但采收率減?。▓D5）。實施“堵水+調(diào)剖”措施后，原油黏度愈高，注入壓力升幅愈大，含水下降幅度愈大，但最終采收率愈小。

圖5 注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系

（2）分流率

實驗過程中各小層分流率與PV數(shù)關(guān)系見圖6。

從圖6可以看出，在水驅(qū)階段，隨原油黏度增加，注入壓力增高，高滲透層分流率增大，中低滲透層尤其是低滲透層分流率減小。實施“堵水+調(diào)剖”措施后，由于堵水劑和調(diào)剖劑分別對采出端和注入端高滲透層實施了有效封堵，促使后續(xù)注入水進入中低滲透層尤其是低滲透層，造成高滲透層分流率減小，中低滲透層分流率增加。進一步分析發(fā)現(xiàn)，在“堵水+調(diào)剖”措施實施過程中，原油黏度愈高，注入壓力愈高，低滲透層分流率愈大。

圖6 小層分流率與PV數(shù)關(guān)系

3 結(jié)論

（1）與堵水或調(diào)剖措施相比較，“調(diào)剖+堵水”聯(lián)合作業(yè)增油效果較好。小層分流率數(shù)據(jù)分析表明，由于部分堵水劑進入了中滲層，增大了滲流阻力，導(dǎo)致低滲層分流率和采收率都高于中滲層的值。由此可見，礦場實施“堵水+調(diào)剖”措施時注入壓力要低于中低滲透層吸液啟動壓力。

（2）隨頂替液段塞尺寸增加，模型采收率增幅總體上呈現(xiàn)“先增后降”變化趨勢。當頂替液段塞尺寸為0.05 PV左右時，采收率增幅較大。由此可見，在礦場實施過程中，并不是頂替段塞尺寸越大越好，應(yīng)綜合考慮現(xiàn)場施工工藝，技術(shù)經(jīng)濟成本等因素設(shè)定出最合理的注入段塞尺寸。

（3）隨儲層原油黏度增加，水驅(qū)過程中中低滲透層分流率減小，采收率降低；“堵水+調(diào)剖”措施后，注入壓力升高幅度增加，中低滲透層分流率增加，采出程度提高，但模型最終采收率仍然較低。這說明對于層間非均質(zhì)儲層，原油黏度越高調(diào)剖堵水的采收率收益越低，所以要想進一步提高高黏油儲層的采出程度，應(yīng)在調(diào)剖堵水的基礎(chǔ)上適當采取其他措施。

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Study on the Effect of “Water Shut-off and Profle Control” Combined Operation and Liquid Diverting Mechanism: A Case Study of SZ36-1 Reservoirs in Bohai Oilfeld

XU Guorui1, JU Ye1, LI Xiang1, SU Xin2, LU Xiangguo2, YAN Dong2
（1. Tianjin Branch of China Oilfield Services Limited, Tanggu Tianjin 300452, China; 2. Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry, Northeast Petroleum University, Daqing Heilongjiang 163318, China）

SZ36-1 Oilfeld, characterized by loose reservoir, serious heterogeneity, high average permeability, high viscosity of crude oil and large amount of water injected in single well, is in an urgent to take the liquid diverting measures to achieve the effect of stabilizing oil production and controlling water cut. In order to meet the technical requirements of the oil reservoir management, the authors, taking SZ36-1 reservoirs in Bohai Oilfeld as the object, studied the effect and infuence factor of water shut-off (starch graft copolymer as the agent), profle control ( Cr3+Polymer gel as the agent) and “water shut-off and profle control” combined operation by indoor physical simulation. The results showed that the effect of “water shut-off and profle control” combined operation were better than that of individual water shut-off or profle control in increasing oil production and decreasing water cut. With the increase of liquid slug size replaced by the plugging agent, the split ratio of the reservoirs with low to middle permeability increased and the effect of increasing oil production and decreasing water cut increased. However, the recovery factor showed the trend of "frst increasing and then dropping". Therefore, the reasonable slugging size is about 0.05 PV. Besides, with the increase of oil viscosity in the reservoir, the split ratio and recovery of the reservoir with low to middle permeability by water drive decreased; injection pressure and split ratio of the reservoir with low and middle permeability increased after taking the measures of water shut-off and profle control, but the fnal recovery still very low.

Water shut-off; profle control; water shut-off and profle control; recovery; split ratio; physical simulation

TE358

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.01.030

1008-2336（2017）01-0030-07

2016-08-22；改回日期：2016-12-06

徐國瑞，男，1983年生，高級工程師，2008年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（華東）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，從事海上油田提高采收率技術(shù)研究。E-mail: 1214239187@qq.com。