李秋言，岳湘安，陳余平

（1.中國(guó)石油大學(xué)（北京）油氣資源與探測(cè)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102249；2.中國(guó)石油大學(xué)（北京）石油工程學(xué)院，北京 102249；3.卡爾加里大學(xué)化學(xué)與石油工程系，阿爾伯塔卡爾加里T2N1N4；4.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第十二采油廠，甘肅慶陽(yáng) 745400）

中國(guó)特低滲透油氣資源儲(chǔ)量十分豐富，如何高效開發(fā)該類油氣資源已成為石油科技工作者關(guān)注的焦點(diǎn)［1-4］。與中高滲透油藏不同，特低滲透油藏基質(zhì)十分致密且普遍發(fā)育裂縫，導(dǎo)致儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)［5］，在開發(fā)過程中極易產(chǎn)生水竄，特別是對(duì)于存在邊水供給的油藏，嚴(yán)重的水竄往往會(huì)導(dǎo)致油藏采收率較低［6-8］。因此，調(diào)堵技術(shù)作為一種針對(duì)非均質(zhì)油藏有效提高采收率的主導(dǎo)技術(shù)一直以來都是石油行業(yè)研究的熱點(diǎn)［9-13］，其中具有特殊功能的顆粒型堵劑及其調(diào)堵技術(shù)發(fā)展非常迅速［14-17］，并且在塔河油田取得了良好的增油效果［18-19］。

以長(zhǎng)慶油區(qū)西峰油田某試驗(yàn)區(qū)油藏（目標(biāo)油藏）為例，基質(zhì)滲透率多為0.1～5.0 mD，采用水平井交錯(cuò)井網(wǎng)布井模式，水平井井段長(zhǎng)度為800～1 000 m，平均井距為600 m。若布置注采井，則井間無(wú)法建立有效的驅(qū)動(dòng)壓差［20］，因此到目前為止目標(biāo)油藏內(nèi)絕大部分油井采用天然能量衰竭開采的開發(fā)方式［21］。目標(biāo)油藏水平井改造工藝采用大排量體積壓裂，初期單井日產(chǎn)油量為10.2～14 t/d，開發(fā)效果較好。但由于目標(biāo)油藏邊水發(fā)育且儲(chǔ)層非均質(zhì)性較強(qiáng)（滲透率級(jí)差超過10），水平井含水率上升較快，部分油井5 個(gè)月內(nèi)含水率上升超過40%；目標(biāo)油藏產(chǎn)量遞減快，年遞減率超過25%。為抑制水竄而造成儲(chǔ)層能量耗竭，諸多學(xué)者提出在油藏開發(fā)前事先通過油井向油藏中注入一定量的調(diào)堵劑，通過封堵水竄通道解決后續(xù)開采過程中的水竄問題，該技術(shù)已被證實(shí)可有效應(yīng)用于礦場(chǎng)試驗(yàn)階段［22-23］。為研究可控自聚集膠體顆粒（CSA膠粒）對(duì)目標(biāo)油藏竄流通道的封堵能力及其注入量對(duì)油藏開發(fā)效果的影響，筆者首先通過柱狀巖心調(diào)堵-水驅(qū)滲流實(shí)驗(yàn)，考察CSA 膠粒的注入性和封堵強(qiáng)度，并證明平均粒徑為0.5 μm 的CSA 膠粒對(duì)目標(biāo)油藏的適應(yīng)性；然后借助筆者自主設(shè)計(jì)的、可模擬真實(shí)油藏能量變化動(dòng)態(tài)特征的實(shí)驗(yàn)裝置，利用人造非均質(zhì)儲(chǔ)層模型，開展調(diào)堵-天然能量開采模擬實(shí)驗(yàn)，研究CSA 膠粒注入量對(duì)油藏剩余油分布、油井含水率、油井采油速度、油井產(chǎn)油量、油藏開發(fā)時(shí)間、油藏壓力衰減速率和油藏采收率的影響；最后優(yōu)選出針對(duì)目標(biāo)油藏的CSA膠粒最適宜的注入量。

1 實(shí)驗(yàn)器材與方法

1.1 實(shí)驗(yàn)器材

1.1.1 CSA膠粒封堵能力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)儀器主要包括：ISCO 泵、恒溫箱、巖心夾持器、中間容器、手搖泵、計(jì)算機(jī)、壓力信號(hào)采集系統(tǒng)、采出液計(jì)量裝置、日立SU8010冷場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡等（圖1）。

圖1 CSA膠粒封堵能力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)裝置Fig.1 Experimental devices for evaluating plugging capability of CSA colloidal particles

實(shí)驗(yàn)用水為長(zhǎng)慶油區(qū)西峰油田長(zhǎng)7層模擬地層水，總礦化度為54 072 mg/L。K++Na+，Ca2+，Mg2+，Cl-，SO42-和HCO3-的質(zhì)量濃度分別為20 500，2 528，270，29 703，734，337 mg/L。

實(shí)驗(yàn)巖心為人造柱狀巖心，滲透率為50 mD，尺寸為2.5 cm×30 cm，孔隙度為18.94%，平均孔喉直徑為2.91 μm。

封堵劑為CSA 膠粒，質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，耐溫為300 ℃，平均粒徑為0.5 μm。

1.1.2 CSA 膠粒堵水-TIECC 劑驅(qū)油天然能量開采實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)儀器主要包括：ISCO 泵、恒溫箱、壓力倉(cāng)、壓力傳感器、中間容器、六通閥、手搖泵、含水飽和度測(cè)定儀、計(jì)算機(jī)、采出液收集裝置等（圖2）。除上述常規(guī)儀器外，在該實(shí)驗(yàn)流程中，核心部分為筆者自主設(shè)計(jì)并研發(fā)的“邊底水油藏天然能量開采模擬實(shí)驗(yàn)裝置”，通過調(diào)節(jié)實(shí)驗(yàn)裝置相關(guān)參數(shù)，可實(shí)現(xiàn)室內(nèi)開采實(shí)驗(yàn)動(dòng)態(tài)對(duì)目標(biāo)油藏開采特征的精準(zhǔn)模擬。該裝置中主要包含能量存儲(chǔ)模擬器、油水隔離器、能量衰減模擬器、壓力緩沖器和回壓穩(wěn)定系統(tǒng)等部件。

圖2 CSA膠粒堵水-TIECC劑驅(qū)油天然能量開采實(shí)驗(yàn)裝置Fig.2 Experimental devices for production by natural energy with CSA colloidal particles for plugging and TIECC agents for displacement

新研發(fā)的邊底水油藏天然能量開采模擬實(shí)驗(yàn)裝置主要優(yōu)勢(shì)包括：①通過設(shè)計(jì)能量存儲(chǔ)模擬器參數(shù)，在開采之前注入TIECC劑、CSA膠粒和地層水的過程中，實(shí)現(xiàn)了對(duì)油藏能量?jī)?chǔ)存過程的模擬。②通過設(shè)計(jì)和人為調(diào)節(jié)能量衰減模擬器參數(shù)，在開采過程中，實(shí)現(xiàn)了油藏壓力衰減速率的精確控制并與目標(biāo)油藏相似。③通過設(shè)計(jì)壓力緩沖器附加阻尼并配合回壓穩(wěn)定系統(tǒng)，在目標(biāo)油藏條件下，實(shí)現(xiàn)了2%以內(nèi)的人為操作實(shí)驗(yàn)誤差。④實(shí)現(xiàn)了覆蓋整個(gè)開發(fā)過程的油藏能量和開采特征的實(shí)時(shí)監(jiān)測(cè)。

實(shí)驗(yàn)用油為長(zhǎng)慶油區(qū)西峰油田西-233 井試油取樣，在油藏溫度65 ℃條件下黏度為1.5 mPa·s。

實(shí)驗(yàn)用水為長(zhǎng)慶油區(qū)西峰油田長(zhǎng)7層模擬地層水，各離子含量同CSA膠粒封堵能力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。

驅(qū)油劑為TIECC（Tandem In-situ Emulsification and Conformation Control）劑，是一種由多種表面活性劑復(fù)配的強(qiáng)乳化體系，在油藏中兼具助調(diào)（輔助調(diào)整宏觀驅(qū)替剖面）、微調(diào)（調(diào)整儲(chǔ)層微觀波及體積）和高效驅(qū)動(dòng)剩余油等多重功能。TIECC 劑與原油具有強(qiáng)乳化能力，在油藏中微弱的運(yùn)移擾動(dòng)條件下，易與剩余油或殘余油就地乳化，形成分散的、對(duì)孔喉具有一定封堵能力的乳液液滴［24］。本研究選用的TIECC 劑在油藏條件下乳化油率為71%，油水界面張力為7.53×10-3mN/m，黏度為1.3 mPa·s。

封堵劑為CSA膠粒。CSA膠粒是一種采用特殊工藝由單體聚合而成，分散于水中且具有自動(dòng)聚集功能的膠體顆粒。運(yùn)移到油藏深部的分散膠粒在粒間物理-化學(xué)效應(yīng)作用下，可自動(dòng)聚集成大尺寸的膠粒簇［25］。本研究選用的CSA 膠粒質(zhì)量濃度為1 000 mg/L，耐溫為300 ℃［26］，平均粒徑為0.5 μm。

實(shí)驗(yàn)巖心為人造雙層板狀非均質(zhì)巖心，設(shè)計(jì)尺寸為2.0 cm×10.0 cm×30.0 cm。巖心滲透率相對(duì)高的層（模擬水竄通道）厚度為1 cm，滲透率為50 mD；巖心滲透率相對(duì)低的層（模擬基質(zhì)）厚度均為9 cm，滲透率為5 mD。非均質(zhì)巖心滲透率級(jí)差為10。巖心基本物性參數(shù)見表1。

表1 巖心基本物性參數(shù)Table1 Basic petrophysical parameters of cores

將板狀巖心的高滲透層和低滲透層正、背面對(duì)應(yīng)均勻布置45 個(gè)電極引線，形成45 個(gè)電極對(duì)用以測(cè)試巖心不同位置的含油飽和度，并用樹脂密封電極對(duì)和巖心表面，制作成可放入壓力倉(cāng)中的物理模型（圖3）。

圖3 帶有飽和度測(cè)點(diǎn)的巖心物理模型Fig.3 Prepared physical core model with saturation measuring points

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 CSA膠粒封堵能力評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)

在目標(biāo)油藏溫度（65 ℃）下，利用多測(cè)壓點(diǎn)巖心夾持器，開展30 cm 長(zhǎng)柱狀巖心滲流、封堵實(shí)驗(yàn)。首先注水至各測(cè)壓點(diǎn)壓力穩(wěn)定，然后注入0.3 PVc的CSA 膠粒，關(guān)閉閥門12 h 候凝，并開展后續(xù)水驅(qū)，待各測(cè)壓點(diǎn)壓力穩(wěn)定后結(jié)束實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)中注入速度均為0.5 mL/min。實(shí)驗(yàn)過程中記錄注入端入口壓力p0和各測(cè)壓點(diǎn)壓力p1，p2，p3，p4，p5，并計(jì)量出口端產(chǎn)水量。

1.2.2 CSA 膠粒堵水-TIECC 劑驅(qū)油天然能量開采

實(shí)驗(yàn)

在目標(biāo)油藏溫度（65 ℃）、原始油藏壓力（15 MPa）的條件下，依靠油藏的天然能量開展特低滲透非均質(zhì)油藏CSA 膠粒堵水-TIECC 劑驅(qū)油天然能量開采實(shí)驗(yàn)。共設(shè)計(jì)5組實(shí)驗(yàn)，首先注入TIECC 劑，然后注入CSA 膠粒，最后注入地層水，使TIECC 劑段塞位于模型高滲透層前部，實(shí)驗(yàn)中注入速度均為0.5 mL/min，然后關(guān)井候凝12 h，依靠天然能量開采至含水率達(dá)98%。比較不同CSA 膠粒注入量條件下的油井含水率、采油速度、累積產(chǎn)油量、開采時(shí)間、油藏采收率、地層壓力衰減速率以及油藏中含油飽和度分布特征。

具體實(shí)驗(yàn)步驟主要包括：①測(cè)量巖心尺寸，抽真空，利用側(cè)向飽和法對(duì)巖心飽和地層水、飽和油并老化24 h，計(jì)算巖心模型孔隙度及原始含油飽和度。②把飽和油的物理模型從側(cè)向飽和油裝置中轉(zhuǎn)移至壓力倉(cāng)中，將模型電極對(duì)接線引出壓力倉(cāng)并連接到含水飽和度測(cè)定儀排線上。③在實(shí)驗(yàn)開始前，首先向能量存儲(chǔ)模擬器注水使其壓力升高至15 MPa（模擬油藏原始地層壓力），然后將回壓設(shè)定為10 MPa（模擬生產(chǎn)壓差）。④從出口端向模型中注入0.3 PVc的TIECC 劑。⑤以2 號(hào)實(shí)驗(yàn)為例，從出口端向模型中注入0.1 PVc的CSA 膠粒，再注入0.6 PVc地層水，關(guān)井候凝12 h。⑥開井生產(chǎn)，模擬油藏依靠天然能量衰竭開采過程，當(dāng)油井含水率達(dá)到98%時(shí)停止實(shí)驗(yàn)。開采過程中需記錄能量存儲(chǔ)模擬器、模型入口壓力變化和油、水產(chǎn)量，并記錄各電極對(duì)之間實(shí)時(shí)電阻率，進(jìn)而計(jì)算出巖心不同位置處的含水飽和度。

保持0.3 PVcTIECC 劑注入量不變的條件下，設(shè)置CSA膠粒注入量分別為0，0.3，0.5和0.7 PVc，地層水注入量分別為0.7，0.4，0.2和0 PVc，重復(fù)實(shí)驗(yàn)步驟①—⑥，開展1，3，4和5號(hào)實(shí)驗(yàn)。

2 實(shí)驗(yàn)結(jié)果分析

2.1 CSA膠粒封堵能力評(píng)價(jià)

2.1.1 驅(qū)替壓力動(dòng)態(tài)

由驅(qū)替過程中巖心壓力沿程變化（圖4）可以看出，隨著CSA 膠粒的注入，壓力p0，p1和p2相比于水驅(qū)后期有小幅上升，增幅分別為26.02%，17.43%和8.66%，說明平均粒徑為0.5 μm 的CSA 膠粒注入性較好，可在巖心孔隙中運(yùn)移較遠(yuǎn)距離。而巖心后半部分壓力p3，p4，p5基本與水驅(qū)階段無(wú)差異，這說明0.3 PVc的注入量?jī)H使CSA 膠粒分布于巖心的中前部。隨著后續(xù)水驅(qū)的開始，壓力p0和p1顯著升高，其穩(wěn)定值分別為水驅(qū)末期的4.78 倍和3.29 倍，說明CSA膠粒具有較強(qiáng)的降低滲透率的能力。而值得注意的是，實(shí)驗(yàn)中巖心的平均孔喉直徑為CSA 膠粒粒徑的5.82倍，按照Abrams的1/3架橋理論，該尺寸的CSA 膠粒顯然無(wú)法形成有效封堵，那么壓力p0和p1的明顯提高是CSA 膠粒具有自聚集功能的強(qiáng)有力證據(jù)。

圖4 驅(qū)替過程中巖心壓力沿程變化Fig.4 Variation curve of core pressure during displacement

2.1.2 阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)

阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)分別反映一種調(diào)堵劑在多孔介質(zhì)滲流過程中的滲流能力降低程度和產(chǎn)生封堵后流體滲流能力的降低程度。通過巖心不同位置處阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)變化（圖5）可以看出，整個(gè)巖心長(zhǎng)度范圍內(nèi)阻力系數(shù)升高不明顯，說明平均粒徑為0.5 μm 的CSA 膠粒的注入性良好、體系中顆粒的分散性較好。在后續(xù)水驅(qū)過程中，在巖心與注入端距離為0～8 cm 范圍內(nèi)的殘余阻力系數(shù)明顯提高，這說明分散狀態(tài)的CSA 膠粒已聚集成為較大粒徑的顆粒簇并發(fā)揮了較強(qiáng)的封堵能力。CSA膠粒的自聚集能力有效解決了調(diào)堵劑的注入性與封堵性之間的矛盾。

圖5 巖心不同位置處阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)變化Fig.5 Variation of resistance coefficient and residual resistance coefficient at different positions of core

2.1.3 封堵率

巖心不同位置處封堵率變化（圖6）反映封堵劑在巖心各處的封堵能力，在巖心與注入端距離為0～8 cm 范圍內(nèi)封堵率超過90%，而在巖心與注入端距離為18～30 cm 范圍內(nèi)封堵率低于20%，說明CSA 膠粒的封堵能力較強(qiáng)，而且CSA 膠粒段塞在巖心中的分布位置是人為可控的。CSA膠粒段塞這種定位可控、高效封堵性能，在礦場(chǎng)應(yīng)用上優(yōu)勢(shì)十分明顯，一方面可實(shí)現(xiàn)油藏竄流通道的精確定位封堵，另一方面可有效減弱剩余油富集區(qū)域的污染問題。

圖6 巖心不同位置處封堵率變化Fig.6 Variation of plugging rate at different positions of core

2.1.4 巖心剖面處CSA膠粒掃描電鏡圖像

在距巖心注入端5 cm 處將其切開進(jìn)行掃描電鏡，得到巖心剖面處CSA 膠粒掃描電鏡圖像（圖7），可直觀地看到單個(gè)分散的CSA 膠粒粒徑是遠(yuǎn)小于巖心孔喉尺寸的，這就保證了CSA 膠粒良好的注入性，可在巖心中長(zhǎng)距離運(yùn)移。停止注入后，巖心深部分散狀態(tài)的CSA 膠粒在粒間物理-化學(xué)效應(yīng)作用下，自動(dòng)聚集成大尺寸的膠粒簇，實(shí)現(xiàn)了對(duì)竄流通道的有效封堵。由此可見，實(shí)驗(yàn)中選用平均粒徑為0.5 μm的CSA膠粒對(duì)目標(biāo)油藏的適應(yīng)性較好。

圖7 巖心剖面處CSA膠粒掃描電鏡圖像Fig.7 SEM images of CSA colloidal particles at core section

2.2 CSA膠粒注入量對(duì)天然能量開采的影響

2.2.1 油藏含油飽和度分布

從油藏開采后期含油飽和度分布（圖8）可以看出，若不注入CSA 膠粒，直接依靠油藏天然能量進(jìn)行開采，則絕大部分TIECC 劑沿竄流通道（高滲透層）無(wú)效返排。注入小段塞（0.1 PVc）CSA 膠粒雖能夠達(dá)到所需封堵強(qiáng)度，但TIECC 劑較易繞流過CSA膠粒段塞而竄入高滲透層中發(fā)生無(wú)效滲流，導(dǎo)致基質(zhì)中仍存在大量剩余油。增大CSA 膠粒注入量，TIECC 劑返排時(shí)在基質(zhì)中的波及效率越高，巖心出口端附近的基質(zhì)中含油飽和度越低，但當(dāng)CSA 膠粒注入量超過0.3 PVc后，若注入量繼續(xù)增大，基質(zhì)波及效率的提高程度變得越來越有限。

圖8 不同CSA膠粒注入量下油藏開采后期含油飽和度分布Fig.8 Distribution of oil saturation under different injection volumes of CSA colloidal particles in later production stage

2.2.2 油井含水率

在整個(gè)油井開采時(shí)間內(nèi)，對(duì)含水率動(dòng)態(tài)曲線積分即可得到油井整體開發(fā)階段的平均含水率，從含水率隨CSA 膠粒注入量的變化（圖9）可以看出，對(duì)于含有邊底水的特低滲透非均質(zhì)油藏，若未事先注入CSA 膠粒堵水而直接開采，整個(gè)開發(fā)階段平均含水率和最低含水率分別高達(dá)94.04%和77.42%；隨著CSA 膠粒注入量的增加，二者均開始明顯降低，當(dāng)CSA 膠粒注入量達(dá)到0.3 PVc時(shí)，油井平均含水率和最低含水率分別降至90.32%和42.55%；而進(jìn)一步增加CSA 膠粒注入量，則對(duì)降低油井含水率的能力變得越來越弱。

圖9 不同CSA膠粒注入量下油井含水率變化Fig.9 Water cut variation of production well under different injection volumes of CSA colloidal particles

2.2.3 油井采油速度

由不同CSA 膠粒注入量下油井采油速度變化（圖10）可以看出，當(dāng)CSA 膠粒注入量為0.1～0.3 PVc時(shí)，隨著注入量的增加，油井采油速度迅速提高，與未注入CSA 膠粒直接開采的開發(fā)方式相比，注入0.3 PVcCSA 膠粒堵水后再開采，可使油井的平均采油速度和采油速度峰值分別提高1.83 倍和2.6 倍；但當(dāng)CSA 膠粒注入量超過0.3 PVc時(shí)，采油速度的提高幅度對(duì)CSA膠粒注入量的增加不再敏感。

圖10 不同CSA膠粒注入量下油井采油速度變化Fig.10 Production rate variation of production well under different injection volumes of CSA colloidal particles

2.2.4 油井累積產(chǎn)油量和開采時(shí)間

由油井累積產(chǎn)油量和開采時(shí)間隨CSA 膠粒注入量變化（圖11）可以看出，隨著CSA 膠粒注入量的增加，油井的累積產(chǎn)油量呈先快速升高而后緩慢升高趨勢(shì)，油井的開采時(shí)間也呈現(xiàn)相似的規(guī)律；而當(dāng)CSA 膠粒注入量增加至某一臨界值后，油井累積產(chǎn)油量的增長(zhǎng)和開采時(shí)間的延長(zhǎng)并不明顯。在本文的油藏情況和實(shí)驗(yàn)條件下，該臨界值應(yīng)為0.3 PVc，此時(shí)油井的開采時(shí)間相對(duì)較長(zhǎng)，累積產(chǎn)油量也處于相對(duì)較高水平。

圖11 不同CSA膠粒注入量下油井累積產(chǎn)油量和開采時(shí)間變化Fig.11 Cumulative oil production and production time variation of production well under different injection volumes of CSA colloidal particles

2.2.5 油藏采收率和地層壓力衰減速率

由不同CSA 膠粒注入量下油藏采收率和地層壓力衰減速率變化（圖12）可以看出，若未注入CSA膠粒段塞直接依靠天然能量開采，油藏采收率僅為7.11%，而注入0.1 PVc和0.3 PVcCSA 膠粒段塞便可使油藏采收率分別提高至28.42%和32.43%，注入少量的CSA 膠粒段塞即可產(chǎn)生有效的堵水作用，油藏采收率大幅提高；但當(dāng)注入的CSA 膠粒段塞超過0.3 PVc后采收率增加幅度并不明顯，例如注入0.7 PVcCSA 膠粒段塞所獲得的油藏采收率也僅比注入0.3 PVc的方式下提高3.25個(gè)百分點(diǎn)。

圖12 不同CSA膠粒注入量下油藏采收率和地層壓力衰減速率變化Fig.12 Variation of reservoir recovery and attenuation rate of formation pressure under different injection volumes of CSA colloidal particles

地層壓力衰減速率反映油藏能量釋放的快慢，關(guān)系到依靠天然能量開采油藏的開發(fā)效果。隨著CSA 膠粒注入量的增加，地層壓力衰減速率明顯降低。在整個(gè)油藏開發(fā)階段，注入0.1，0.3，0.5 和0.7 PVc的CSA 膠粒時(shí)地層壓力衰減速率分別為未注入CSA 膠粒方式下的55.01%，40.54%，33.52% 和31.81%。注入的CSA 膠?？捎行Х舛赂Z流通道，顯著抑制油藏能量因竄流導(dǎo)致的無(wú)效釋放，使油藏能量更多地消耗在基質(zhì)中，并有效轉(zhuǎn)化為驅(qū)替基質(zhì)油滴的動(dòng)力。

綜上研究分析認(rèn)為，特低滲透非均質(zhì)油藏的封堵劑用量對(duì)開采效果的影響規(guī)律不同于傳統(tǒng)的中高滲透油藏，注入過多的封堵劑并不會(huì)明顯提高油藏的開發(fā)效果，必然存在某一臨界封堵劑用量，能夠在保證相對(duì)較好的油藏開發(fā)效果同時(shí)最大限度地節(jié)約投入成本。對(duì)于目標(biāo)油藏，選用CSA 膠粒作為封堵劑即可發(fā)揮較強(qiáng)的封堵性能，其適宜的注入量為0.3 PVc，此時(shí)油藏采收率可達(dá)到32.43%。

3 結(jié)論

平均粒徑為0.5 μm 的CSA 膠粒針對(duì)目標(biāo)油藏條件兼具較好的注入性和較高的封堵強(qiáng)度，其段塞在巖心中的分布范圍亦可人為精準(zhǔn)設(shè)置。筆者研發(fā)的邊底水油藏天然能量開采模擬實(shí)驗(yàn)裝置可準(zhǔn)確模擬目標(biāo)油藏生產(chǎn)特征，所獲得的實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)對(duì)目標(biāo)油藏模擬度更高。TIECC劑驅(qū)油效果的發(fā)揮依賴于CSA膠粒對(duì)竄流通道的封堵能力。少量注入CSA膠粒，即可有效封堵竄流通道，大幅提高基質(zhì)的波及效率，使采收率明顯提高；但當(dāng)其注入量超過某一臨界值時(shí)，繼續(xù)增加并不會(huì)明顯提高采收率。對(duì)于目標(biāo)油藏，其適宜的注入量為0.3 PVc，此時(shí)油藏采收率可達(dá)到32.43%?？傮w來說，對(duì)于依靠天然能量開發(fā)的特低滲透非均質(zhì)油藏，確保封堵劑順利進(jìn)入油藏深部，并匹配以適當(dāng)長(zhǎng)度的封堵劑段塞對(duì)提高低滲透區(qū)域的波及效率十分關(guān)鍵。該研究結(jié)果將為礦場(chǎng)上合理制定調(diào)堵施工方案提供理論參考和實(shí)驗(yàn)依據(jù)，此外，依靠油井單井的注驅(qū)油劑-調(diào)堵-回采的獨(dú)特開發(fā)方式將為無(wú)法布置注采井網(wǎng)的小斷塊油藏等特殊油藏的開發(fā)提供一套可行的技術(shù)思路。