張 楠，盧祥國，劉進祥，葛 嵩，劉義剛，張云寶，，李彥閱

（1.東北石油大學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）有限公司湛江分公司，廣東湛江524057；3.中海石油（中國）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，構造為一復合斷塊，走向近南北。油藏類型為多個斷塊組成，在縱向上和橫向上存在多套油水系統(tǒng)的構造層狀油氣藏。地面原油具有密度大、黏度高、膠質瀝青含量中等、含蠟量低、凝固點低的特點，屬于重質原油。油田采用注水開發(fā)方式，由于存在儲層膠結疏松、非均質性嚴重、平均滲透率較高等不利影響因素，注入水突進現(xiàn)象嚴重。目前，油田已經(jīng)進入中高含水開發(fā)階段，亟待采取提高采收率技術措施。

近年來，石油科技工作者在新型調剖、調驅和驅油劑研究方面取得重要進展。王洪關等[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]開展了聚合物微球分散液驅替機理研究，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移到儲層深部，后期水化膨脹堵塞孔隙，致使高滲透層過流斷面減小，滲流阻力增加。若此時注液速度保持不變，注入壓力就會升高，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—丙烯酰胺強凝膠。曹功澤等[5]開展了改性淀粉—丙烯酰胺強凝膠動態(tài)成膠實驗研究，發(fā)現(xiàn)動態(tài)成膠時間比靜態(tài)成膠時間晚5 h。曹偉佳等[6]開展了孔隙空間尺寸對改性淀粉—丙烯酰胺強凝膠成膠效果影響及作用機理研究，發(fā)現(xiàn)化學反應時，環(huán)境空間愈大，成膠效果愈好。王婷婷等[7]研制了一種超級大孔道封堵劑無機地質聚合物凝膠，該封堵劑成膠后為灰黑色致密固體，具有較高抗壓強度和較低滲透性。劉義剛等[8]開展了渤海油田強凝膠、弱凝膠、聚合物微球、氮氣泡沫和稠油降黏等技術原理研究和礦場應用調研，發(fā)現(xiàn)礦場試驗取得了明顯增油降水效果。潘廣明等[9]開展了海上稠油油藏“弱凝膠調驅+熱流體吞吐”聯(lián)合施工生產統(tǒng)計數(shù)據(jù)分析，發(fā)現(xiàn)“弱凝膠調驅+熱流體吞吐”施工比單純熱流體吞吐延長油井自噴時間74 d，累計增油1 822 m3，熱流體吞吐、弱凝膠驅以及其間協(xié)同效應對采收率貢獻率分別為14.0%、8.3%和3.6%。

綜上所述，目前油田開發(fā)中單一調剖、調驅和驅油措施礦場試驗比較多[10-12]，但單一措施在現(xiàn)場施工中很難達到大幅度提高采收率的目標。將調剖、調驅和驅油等措施聯(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油田開發(fā)技術需求，以LD5-2油藏儲層地質和流體為研究對象，利用3層非均質巖心大模型，開展了“調剖+調驅+驅油”復合調驅增油效果研究，并通過電極測量，繪制各注入階段結束后的含油飽和度云圖，從而清晰反映出各階段巖心內油水分布變化。此外，二維層內非均質巖心“分注分采”模型，可模擬油藏區(qū)塊內小范圍的層內非均質現(xiàn)象，同時實現(xiàn)巖心注入端和采出端不同滲透層吸液量和產液量的分別計量，為復合調驅的機理研究提供了新型的實驗方法。這為目標油田開發(fā)技術決策提供了實驗依據(jù)。

1 實驗條件

1.1 實驗材料

調剖劑包括Cr3+聚合物凝膠和復合凝膠，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。調驅劑為聚合物微球（3 000 mg/L），包括微球Ⅰ和微球Ⅱ，前者由中海石油（中國）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實驗室合成（AMPS-8）。高效驅油劑為表面活性劑CW-2，由中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海石油研究院提供。

實驗用水為渤海油田注入水，離子組成見表1。

表1 水質分析Table1 Water quality analysis

實驗用油為LD5-2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)氧樹脂膠結人造巖心[15-16]，包括三維仿真層內非均質“巖心Ⅰ”和可以實現(xiàn)“分注分采”的二維縱向非均質“巖心Ⅱ”[17]。

“巖心Ⅰ”外觀尺寸：長×寬×高=32 cm×32 cm×6 cm。油水井位置分布見圖1。根據(jù)LD5-2油田平均滲透率大、非均質性嚴重的特點，設計平均滲透率為6 400×10-3μm2的非均質巖心，各個層段厚度為2 cm，其滲透率見表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，可實現(xiàn)各層電阻值的分別測量，從而計算各點含油飽和度。

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”為二維縱向層內非均質巖心，幾何尺寸：長×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個注入口，通過監(jiān)測與之相連帶刻度的中間容器的讀數(shù)，從而計量各滲透條帶在單位時間內的注入量；在采出端有兩個采出口，也可通過量筒分別計量各采出口的出液量，從而實現(xiàn)單筒巖心的“分注分采”功能，探索“調剖+調驅+驅油”復合調驅機理。對于雙筒并聯(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，模擬地下非均質儲層中流體的層間流動，并不過分強調采出液具體流經(jīng)哪個滲透層，只做分流率的簡單計量。

1.2 實驗設備和步驟

1.2.1 實驗設備

巖心驅替實驗設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（用于計量注入量）等。除平流泵和手搖泵外，其他部分置于恒溫箱內?！胺肿⒎植伞痹硎疽庖妶D2。

圖2 “分注分采”實驗流程Fig.2 Experimental flow of“separated injection and recovery”

1.2.2 實驗步驟

①在室溫下，物理模型抽真空，飽和地層水，測量孔隙體積，計算孔隙度；

②在油藏溫度55℃條件下，飽和模擬油，計算含油飽和度；

③在油藏溫度55℃條件下，水驅至含水80%；

④按實驗方案注入設計段塞尺寸的化學藥劑，后續(xù)水驅至含水95%。

1.3 方案設計

1）井網(wǎng)類型對“調剖+調驅+驅油”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：縱向非均質巖心，3直井）、方案1-2（巖心Ⅰ：縱向非均質巖心，2 水平井）：水驅80%+0.05PV Cr3+聚合物凝膠（CP=0.3%，C交=0.2%）+0.2PV調驅劑（微球Ⅰ）（CP=0.3%）+0.1PV高效驅油劑（Cs=0.12%）+水驅至98%。

2）“調剖+調驅+驅油”復合調驅作用機理（巖心Ⅱ）

方案2-1：水驅至含水80%+0.3PV調驅劑（微球Ⅱ）（Cp=0.3%）+后續(xù)水驅至98%。

方案2-2：水驅至含水80%+“0.2PV調驅劑（微球Ⅱ）（Cp=0.3%）/0.1PV高效驅油劑（Cs=0.12%）”混合液（候凝72 h）+后續(xù)水驅至98%。

方案2-3：水驅至含水80%+0.05PV 復合凝膠（候凝12 h）+“0.15PV調驅劑（微球Ⅱ）（Cp=0.3%）/0.1PV高效驅油劑（Cs=0.12%）”混合液（候凝72 h）+后續(xù)水驅至98%。

2 結果分析

2.1 井型對“調剖+調驅+驅油”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“調剖劑+調驅劑+高效驅油劑”組合措施增油降水效果影響實驗結果見表2。

從表2可以看出，井型對水驅和對“調剖劑+調驅劑+高效驅油劑”組合措施增油降水效果存在影響。與方案1-1（縱向非均質，3 直井）相比，方案1-2（縱向非均質，2 水平井）水驅采收率提高4.3%、最終采收率提高9.6%，且增幅明顯。機理分析認為，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，注入水和調驅劑能夠比較均勻滲透到巖心內部，指進現(xiàn)象較弱，液流轉向效果較好，高效驅油劑波及體積較大，洗油作用發(fā)揮較好。方案1-1采用一個垂直注入井和二個垂直油井，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的區(qū)域，因而各階段采收率均較低[18-19]。

表2 采收率實驗數(shù)據(jù)Table2 Experimental data of recovery

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

2.1.2 動態(tài)特征曲線

實驗過程中注入壓力、采收率、含水率與PV數(shù)關系見圖3。

從圖3可以看出，在水驅階段，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。在微觀非均質調驅劑注入階段，由于微觀非均質調驅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。在高效驅油劑注入階段，由于高效驅油劑自身滯留能力較差，不能產生較大的滲流阻力，加之洗油效果降低了油相飽和度，導致滲流阻力減小，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，水驅注入壓力較低，調驅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））

各個驅替階段結束時含油飽和度分布見圖4。

圖4 直井各驅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，在水驅階段，注入水沿主流線方向突進，剩余油飽和度約為42%，主流線兩側剩余油飽和度較高，約為54%。高滲層內原油動用程度較大，其次是中滲層，低滲層動用程度較小。在化學驅結束后，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)水階段結束后，高中低三層含油飽和度進一步降低，各滲透層剩余油飽和度分別為26.7%、35.6%、51%。分析表明，封竄體系對注入端附近高滲透層產生較好封堵作用，后續(xù)微觀非均質調驅劑和高效驅油劑轉向進入中低滲層，這不僅擴大了波及體積，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））

各個階段結束時的含油飽和度分布見圖5。

圖5 水平井各驅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，在水驅階段結束，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巖心中滲透層，注入流體能夠比較均勻推進，指進現(xiàn)象并不明顯，各層油水界面幾乎呈線狀均勻推進。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。在化學驅階段結束，高中低各滲透層剩余油飽和度分別為33.2%、34.2%、47.6%，中低滲層動用程度明顯增加，這說明封竄體系對注入端附近部分高滲層實施了有效封堵，促使后續(xù)微觀非均質調驅劑轉向進入中滲層，這擴大了波及體積，同時也調整了各層間非均質性。在后續(xù)水階段，注入水進入中低滲透層，將微觀非均質調驅劑和高效驅油劑頂替進入深部區(qū)域，進一步擴大波及體積和提高洗油效率，各滲層剩余油飽和度進一步降低。

2.2 “調剖+調驅+驅油”措施復合調驅作用機理

2.2.1 采收率和動態(tài)特征

段塞組合方式對調驅采收率影響實驗數(shù)據(jù)見表3，注入壓力、采收率與PV數(shù)關系對比見圖6。

從表3和圖6可以看出，段塞組合方式對調驅效果存在影響。采用“復合凝膠+微球/高效驅油劑”組合，其宏觀和微觀液流轉向效果好，采收率增幅26.50%，最終采收率46.37%。其次是“微球/高效驅油劑”復合體系，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。在化學驅階段，方案2-1中聚合物微球在巖心中發(fā)生水化膨脹，僅起到擴大波及體積的作用，采收率有所提高。方案2-2“微球/高效驅油劑”結合，既擴大了波及體積，又提高了洗油效率，使得采收率進一步提高。方案2-3“復合凝膠+微球/高效驅油劑”組合，復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，說明復合凝膠實現(xiàn)了對大孔道的有效封堵，后續(xù)隨“微球/高效驅油劑”復合體系注入，巖心滲流阻力升高，波及體積進一步擴大，原油采出程度增加。后續(xù)水驅階段，部分調剖劑被頂替出巖心，注入壓力下降。進一步分析可知，優(yōu)勢通道是制約提高采收率的關鍵因素，“復合凝膠+微球/高效驅油劑”的復合調驅才能實現(xiàn)采收率的大幅度提高。

表3 采收率實驗結果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)關系對比見圖7。

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

從圖7可以看出，段塞組合方式對巖心入口和出口分流率變化規(guī)律存在影響。在化學驅階段，當僅注入微球或“微球/高效驅油劑”組合段塞時，入口和出口分流率變化較?。划斪⑷搿皬秃夏z+微球/高效驅油劑”組合段塞時，調驅過程中藥劑在高滲透層滯留量較大；在后續(xù)水驅階段后期，入口高、低滲透條帶分流率突變，說明此時復合凝膠已經(jīng)成膠，對高滲條帶實現(xiàn)了有效封堵，高、低滲條帶分流率變化幅度較大，達到液流轉向效果，而采出液主要在高滲層流出。分析認為巖心中存在“剖面反轉”現(xiàn)象[20]，復合調驅體系共注入0.3PV，只對高滲條帶入口端及其附近實現(xiàn)了封堵，后續(xù)水在低滲條帶進入巖心后，在巖心內部轉向進入高滲層。因此，優(yōu)勢通道深部治理對于“微球/高效驅油劑”復合體系發(fā)揮協(xié)同效益具有十分重要作用。單一調剖、調驅或驅油措施僅可小幅度提高采收率，“復合凝膠+微球/高效驅油劑”組合，使其發(fā)揮協(xié)同作用，才能實現(xiàn)采收率的大幅度提高。

3 結論

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

2）“復合凝膠+微球/高效驅油劑”段塞組合既可有效擴大波及體積，又能夠提高洗油效率，通過發(fā)揮不同藥劑間的協(xié)同作用，從而大幅提高采收率。復合凝膠在高滲透層內滯留作用較強，液流轉向效果最好，使得后續(xù)“微球/高效驅油劑”復合體系中微球與高效驅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%。