孟祥海 鞠 野 王承州 李 翔 王 楠 周 振

（1.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300450；2.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300450；3.東北石油大學(xué)提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室， 黑龍江 大慶 163318）

0 引 言

渤海BZ34?3油田位于渤海南部，為夾持在多條斷層之間的一個(gè)壘塊構(gòu)造。受斷層切割和砂體分布影響，油田多為斷塊油藏，含油層段多、開采較為困難，尤其在經(jīng)歷了衰竭開采、人工注水開采、油田綜合調(diào)整這3個(gè)階段后［1］，開采油藏面臨儲(chǔ)層非均質(zhì)性加劇、油層壓力降低、含水率上升等諸多問(wèn)題。針對(duì)提高油田的開發(fā)效果，前人［2?6］已經(jīng)開展了大量的室內(nèi)研究實(shí)驗(yàn)。梁守成等［7］通過(guò)室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)認(rèn)為，“強(qiáng)凝膠封堵大孔道+聚合物微球轉(zhuǎn)向中低滲透層調(diào)驅(qū)”多級(jí)調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)兼顧了大孔道治理和中低滲透層深部液流轉(zhuǎn)向技術(shù)需求，能夠獲得較好的增油降水效果；蘇毅等［8］驗(yàn)證了復(fù)合調(diào)驅(qū)體系在雙高油田中能夠有效封堵水流優(yōu)勢(shì)通道，改善油水流度比，擴(kuò)大波及體積，實(shí)現(xiàn)深部調(diào)驅(qū)，提高剩余儲(chǔ)量動(dòng)用程度，有效改善了注水開發(fā)效果；張楠等［9］認(rèn)為在“復(fù)合凝膠+微球/高效驅(qū)油劑”段塞組合中，復(fù)合凝膠在高滲透層內(nèi)滯留作用較強(qiáng)，液流轉(zhuǎn)向效果較好，使得后續(xù)“微球/高效驅(qū)油劑”滿足中低滲透層擴(kuò)大波及體積或洗油效率的需求，因而采收率增幅明顯，采收率增幅26.50%。

雖然近年來(lái)油田采用組合調(diào)驅(qū)的方法，在現(xiàn)場(chǎng)也取得了明顯增油降水效果，但對(duì)組合調(diào)驅(qū)方式與油藏儲(chǔ)層適應(yīng)性的研究分析較少。本文通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，對(duì)比分析了2種聚合物微球粒徑及膨脹倍數(shù)變化對(duì)人造模擬巖心的匹配性?？疾?種調(diào)剖體系對(duì)人造巖心的適應(yīng)性［10］，以及在搭配不同濃度的調(diào)驅(qū)劑時(shí)產(chǎn)生的壓力、產(chǎn)液量、含水率等作出分析，獲得適用于目標(biāo)油田的段塞組合方式。這對(duì)于調(diào)剖/調(diào)驅(qū)技術(shù)個(gè)性化方案的設(shè)計(jì)及油田高效開發(fā)具有重要指導(dǎo)意義。

1 調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

1.1.1 實(shí)驗(yàn)藥劑

1.1.1.1 初低黏延緩交聯(lián)型調(diào)剖體系（調(diào)剖劑）

中等凝膠體系（702聚合物+交聯(lián)劑+固化劑乳液+促交劑）。弱凝膠體系（702聚合物+交聯(lián)劑+固化劑乳液+促交劑）。Cr3+凝膠體系（702聚合物+有機(jī)鉻交聯(lián)劑）。

有機(jī)鉻有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)1.52%、凍膠分散體DMG、等流度調(diào)驅(qū)劑（PPG王+PPG分散劑）。其中聚合物為702聚合物，固體質(zhì)量分?jǐn)?shù)100%，交聯(lián)劑為低溫酚醛樹脂類交聯(lián)劑，有效體積分?jǐn)?shù)為100%，固化劑為間苯二酚，有效質(zhì)量分?jǐn)?shù)100%。

1.1.1.2 非連續(xù)性調(diào)驅(qū)體系（調(diào)驅(qū)劑）

主要為聚合物微球，為納米型熒光示蹤微球，質(zhì)量濃度3 000 mg/L，有效物質(zhì)量分?jǐn)?shù)為100%。以上實(shí)驗(yàn)藥劑均由中海油田服務(wù)股份有限公司天津分公司提供。

1.1.2 實(shí)驗(yàn)用水

BZ34?3油田注入水，總礦化度為8 057.82 mg/L，離子質(zhì)量濃度：K++Na+為2 735.03 mg/L、Ca2+為192.58 mg/L、Mg2+為29.61 mg/L、Cl-為4 624.52 mg/L、SO42-為30.2 mg/L、HCO3-為445.88 mg/L。

1.1.3 實(shí)驗(yàn)巖心

實(shí)驗(yàn)巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造巖心，巖心尺寸：高×寬×長(zhǎng)=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，組合調(diào)驅(qū)方式與儲(chǔ)層適應(yīng)性研究所用巖心為3層非均質(zhì)巖 心，滲透率分別為10 000×10-3、2 000×10-3、500×10-3μm2。

1.2 實(shí)驗(yàn)設(shè)備

實(shí)驗(yàn)儀器：四聯(lián)攪拌器配制、DV?Ⅱ型布氏黏度儀、電熱恒溫烘箱、奧特光學(xué)儀器BDS400倒置生物熒光顯微鏡、磁力攪拌器、平流泵、手搖泵、壓力表、巖心夾持器、中間容器和燒杯等。

實(shí)驗(yàn)條件：實(shí)驗(yàn)溫度為65 ℃，除平流泵和手搖泵外，其他部分均置于65 ℃恒溫箱內(nèi)。

實(shí)驗(yàn)流程見圖1。

圖1 實(shí)驗(yàn)裝置及流程示意 Fig. 1 Sketch of experiment equipment and work flow

1.3 實(shí)驗(yàn)方法和步驟

1.3.1 組合調(diào)驅(qū)體系性能評(píng)測(cè)

用渤海BZ34?3油田的現(xiàn)場(chǎng)注入水配制質(zhì)量濃度為5 000 mg/L的聚合物母液備用，用注入水稀釋成質(zhì)量濃度為3 000、3 500、4 000 mg/L的目標(biāo)液，然后搭配其他藥劑，分別配制成不同的調(diào)剖體系。將配制好的各調(diào)剖體系放入65 ℃恒溫箱中，然后定期用DV?Ⅱ型布氏黏度儀測(cè)試不同時(shí)間下的黏度變化。配制質(zhì)量濃度為3 000 mg/L的納米型熒光微球溶液，采用磁力攪拌器攪拌均勻后，放置溫度為65 ℃恒溫箱內(nèi)進(jìn)行緩膨，采用奧特光學(xué)儀器BDS400生物熒光顯微鏡定期觀察微球的粒徑變化。

1.3.2 實(shí)驗(yàn)步驟

（1）將3層非均質(zhì)巖心抽真空飽和水，在注模擬注入水的過(guò)程中，待壓力波動(dòng)至平穩(wěn)后，記錄注入壓力，計(jì)算巖心水測(cè)滲透率；

（2）飽和油老化12 h后，記錄飽和油體積，計(jì)算含油飽和度；

（3）分別水驅(qū)至含水率80%、98%，記錄注入壓力，出液量和出水量；

（4）注入調(diào)剖劑0.1 PV，候凝3 d，注入示蹤微球0.2 PV，緩膨7 d后，記錄注入壓力、出液量和出水量；

（5）后續(xù)水驅(qū)至含水率98%，計(jì)算最終采收率。

以上實(shí)驗(yàn)階段注入速度為0.9 mL/min，記錄時(shí)間間隔為10 min，收集采出液，計(jì)算含水率和采收率，繪制相關(guān)特征曲線，并以此為指標(biāo)評(píng)價(jià)調(diào)剖劑/調(diào)驅(qū)劑與儲(chǔ)層的適應(yīng)性。

2 調(diào)驅(qū)工藝方案設(shè)計(jì)

采用體積法、經(jīng)驗(yàn)公式法、壓力指數(shù)（pI）/充滿度（FD）法3種方法分別計(jì)算堵劑用量，取3種算法計(jì)算堵劑用量的平均值作為最終堵劑用量。

2.1 體積法

計(jì)算公式為：

式中：V1——工作液注入總量，m3；

V2——封竄段塞注入工作液量，m3；

V3——調(diào)驅(qū)段塞注入工作液量，m3；

re——外沿半徑，取調(diào)驅(qū)井組平均油水井距，m；

rt——凝膠體系調(diào)剖半徑，m；

rw——內(nèi)沿半徑，統(tǒng)一取3 m；

h——調(diào)驅(qū)層厚度，m；

?——孔隙度，%；

α——注入液的方向系數(shù)；

γ——工作液注入的面積系數(shù)；

η——注入孔隙體積倍數(shù)；

κ——高滲透層厚度占注水地層厚度的比例，取0.1。

式（1）中注入孔隙體積倍數(shù)η，采用油藏工程方法進(jìn)行模擬優(yōu)化，通過(guò)模擬不同注入孔隙體積倍數(shù)條件下堵劑用量對(duì)應(yīng)的措施效果，優(yōu)化出最優(yōu)的堵劑用量。根據(jù)不同注入孔隙體積倍數(shù)的生產(chǎn)天數(shù)與日產(chǎn)油量的關(guān)系（圖2），推薦注入量為0.09 PV，預(yù)測(cè)其累計(jì)年增油量為8 560 m3。

圖2 不同注入孔隙體積倍數(shù)的生產(chǎn)時(shí)間與日產(chǎn)油量關(guān)系Fig. 2 Relations between production time and daily oil production for different injected PV

工作液段塞注入量：孔隙度?為33.4%、方向系數(shù)α為0.7、面積系數(shù)γ為0.6、調(diào)驅(qū)層厚度h為14.6 m、注入孔隙體積倍數(shù)η為0.09、外沿半徑re為385 m、內(nèi)沿半徑rw為3 m、工作液注入總量V1為85 786 m3、封竄外沿半徑為100 m、封竄內(nèi)沿半徑rw為3 m、高滲層占比為0.08、封竄段塞注入工作液量V2為5 140 m3。調(diào)驅(qū)段塞注入工作液量V3為80 646 m3。

2.2 經(jīng)驗(yàn)公式法

依據(jù)調(diào)驅(qū)井組的歷史存水量，進(jìn)行堵劑用量設(shè)計(jì)，具體計(jì)算公式為：

式中：V′——封竄段塞用量，m3；

V''——調(diào)驅(qū)段塞用量，m3；

V——工作液注入總量，m3；

V0——注水井組存水量， m3；

τ——水竄通道比例系數(shù)；

σ——水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道比例系數(shù)。

按上述方法，結(jié)合目標(biāo)井組的存水量，計(jì)算得到堵劑用量。堵劑用量構(gòu)成：存水量V0為37.5×104m3，水竄通道比例系數(shù)τ為0.013 5，水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道滲流比例系數(shù)σ為0.228，封竄段塞用量V′為5 063 m3，調(diào)驅(qū)段塞用量V''為85 500 m3，工作液注入總用量V為90 563 m3。

2.3 pI /FD法

凝膠體系封竄段塞主要用于封堵油水井之間的水竄通道，非連續(xù)性調(diào)控劑主要用于儲(chǔ)層深部液流轉(zhuǎn)向，均能實(shí)現(xiàn)提高水井的pI/FD值，堵劑用量可采用pI/FD決策公式計(jì)算，即：

式中：W——封竄段塞用量，m3；

VV——調(diào)驅(qū)段塞用量，m3；

VZ——工作液注入總量，m3；

β——凝膠體系用量系數(shù)，m3/（MPa·m）；

ζ——非連續(xù)性調(diào)控劑用量系數(shù)，m3/m；

h——調(diào)驅(qū)層厚度，m；

ΔpI——調(diào)剖劑前后pI值變化，MPa；

ΔFD——調(diào)驅(qū)前后FD增幅。

利用pI/FD計(jì)算得到該油田的堵劑用量，pI/FD法堵劑用量構(gòu)成：調(diào)驅(qū)層厚度h為14.6 m，凝膠體系用量系數(shù)β為140 m3/（MPa·m），調(diào)控劑用量系數(shù)ζ為130 m3/m，ΔpI為2.5 MPa，ΔFD為38 %，封竄段塞用量W為5 110 m3，調(diào)驅(qū)段塞用量VV為83 220 m3，工作液注入總量VZ為88 330 m3。

根據(jù)3種方法算得堵劑量的平均值分別為：堵劑總用量為88 200 m3，備用的凝膠體系用量為5 100 m3，非連續(xù)性調(diào)控劑用量為83 100 m3。

根據(jù)以上3種算法計(jì)算結(jié)果，模擬不同注入孔隙體積倍數(shù)條件下堵劑用量對(duì)應(yīng)的措施效果，優(yōu)選出最優(yōu)的堵劑用量。最終獲得目標(biāo)油田最優(yōu)的堵劑總用量為88 200 m3，凝膠體系堵劑用量為5 100 m3，非連續(xù)性調(diào)控劑用量為83 100 m3。

3 結(jié)果分析

3.1 組合調(diào)驅(qū)體系性能評(píng)測(cè)

3.1.1 各調(diào)剖體系不同成膠時(shí)間的黏度

在溫度為65 ℃時(shí)，成膠時(shí)間與成膠變化的測(cè)定結(jié)果（表1）可知中等凝膠、弱凝膠和鉻凝膠［11］這3種調(diào)剖體系在10 h內(nèi)黏度增加較少，38 h后黏度急劇增加，72 h內(nèi)這3種凝膠體系具有良好的成膠強(qiáng)度，黏度均超過(guò)20 000 mPa·s，考慮到這3種調(diào)剖劑的注入性及封堵能力，選擇調(diào)剖劑的候凝時(shí)間為72 h。分析認(rèn)為38 h聚合物分子發(fā)生分子間交聯(lián)，分子膨脹速度變快，形成了區(qū)域性網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)［12］，72 h后單位體積內(nèi)交聯(lián)劑分子與聚合物鏈段的接觸接近完善，黏度上升較快；等流度調(diào)驅(qū)劑和DMG［13］這2種體系分子間未發(fā)生交聯(lián)，聚團(tuán)能力較弱，表現(xiàn)為黏度低，成膠效果不佳。

表1 各調(diào)剖體系不同成膠時(shí)間的黏度Table 1 Viscosities of each profile control system for different gelation time

3.1.2 不同水化時(shí)間的微球粒徑

當(dāng)質(zhì)量濃度為3 000 mg/L時(shí)，納米型、超分子型微球粒徑隨水化時(shí)間觀測(cè)結(jié)果見圖3。從圖3可以看出，在微球質(zhì)量濃度一定條件下，聚合物微球粒徑在不同時(shí)間下的變化值表明聚合物微球遇水膨脹［14］。納米型微球初始粒徑較小且顆粒間出現(xiàn)聚并現(xiàn)象，水化過(guò)程中粒徑逐漸增大，分散性變好。超分子型微球，微球大小較為均勻，分散性較好，但水化過(guò)程中微球數(shù)目逐漸減少，且出現(xiàn)沉淀。

圖3 不同水化時(shí)間微球粒徑顯微照片F(xiàn)ig. 3 Micro-photos of microsphere particle size for different hydrated time

3.1.3 調(diào)驅(qū)劑粒徑中值隨水化時(shí)間及質(zhì)量濃度的變化

不同質(zhì)量濃度的納米型和超分子型微球粒徑中值在不同水化時(shí)間的測(cè)試測(cè)試結(jié)果見表2。

從表2可以看出，隨微球質(zhì)量濃度增加，納米型微球粒徑中值變化幅度較小，粒徑中值呈現(xiàn)“增—緩—增”的趨勢(shì)，初始粒徑中值為1.50～1.62 μm，7 d后粒徑中值為8.65～8.92 μm。

表2 不同質(zhì)量濃度和水化時(shí)間下的粒徑中值Table 2 Median particle size with different mass concentration and hydration time

由此可見微球質(zhì)量濃度變化對(duì)納米型微球粒徑中值影響程度不大。超分子型微球粒徑中值隨微球質(zhì)量濃度增加，粒徑中值呈現(xiàn)“增—增—緩”的趨勢(shì)，宏觀上靜止3 h的超分子型微球出現(xiàn)了白色沉淀，微球顆粒間聚并現(xiàn)象加劇，分散性變差，隨水化時(shí)間延長(zhǎng)，粒徑逐漸增大，質(zhì)量濃度為3 000 mg/L時(shí)最終粒徑中值為19.80 μm，是3種質(zhì)量濃度中最大的粒徑中值，質(zhì)量濃度越高反而不利于該類型微球的水化膨脹?？紤]到微球與巖石孔喉間存在匹配性關(guān)系，當(dāng)滲透率過(guò)低時(shí)，微球數(shù)量越多，在巖心端面滯留引起的端面效應(yīng)越嚴(yán)重，導(dǎo)致進(jìn)入多孔介質(zhì)內(nèi)部微球量越少，從滿足實(shí)驗(yàn)需求及經(jīng)濟(jì)角度分析，選用質(zhì)量濃度為3 000 mg/L的納米微球。

3.1.4 調(diào)驅(qū)劑參數(shù)隨水化時(shí)間的變化

在溫度為65 ℃時(shí)，不同類型調(diào)驅(qū)劑在不同水化時(shí)間的粒徑和體積變化結(jié)果見表3。

由表3可知，調(diào)驅(qū)劑粒徑膨脹倍數(shù)和體積膨脹倍數(shù)都隨水化時(shí)間的增加而增大，納米型微球水化后粒徑增大，分散性改善。超分子型微球初始粒徑膨脹倍數(shù)較小，水化膨脹速度較快，有明顯的分散性。

表3 不同類型和水化時(shí)間下微球的膨脹倍數(shù)Table 3 Expanded multiples for different-type microspheres and hydrated time

分析認(rèn)為微球的親水離子基團(tuán)水解形成可移動(dòng)的離子后，分子內(nèi)部和外部產(chǎn)生了離子濃度差，形成滲透壓差。

水化初期階段吸水膨脹速率較快；吸水到一定程度后，滲透壓差變小，吸水膨脹速率逐漸趨于緩慢，并最終達(dá)到平衡［15］。

3.2 調(diào)剖劑類型對(duì)增油效果的影響

3.2.1 采收率

在65 ℃、質(zhì)量濃度為3 000 mg/L示蹤微球、巖心滲透率分別為10 000×10-3、2 000×10-3、500×10-3μm2條件下，調(diào)剖劑類型對(duì)增油降水效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。從表4可以看出，在調(diào)驅(qū)劑相同質(zhì)量濃度條件下，調(diào)剖劑類型對(duì)調(diào)驅(qū)效果產(chǎn)生明顯影響。各采收率增幅從高到低依次為中等凝膠、弱凝膠、鉻凝膠、等流度調(diào)驅(qū)劑和凍膠分散體。其中“中等凝膠+示蹤微球”體系采收率明顯高于其他組合調(diào)驅(qū)體系，采收率增幅可達(dá)22.46%，分析認(rèn)為水驅(qū)時(shí)，注入水首先進(jìn)入滲流阻力較小的高滲層，因此波及的范圍主要是高滲層，后續(xù)注入的凝膠也會(huì)優(yōu)先進(jìn)入高滲層，又因中等凝膠成膠后強(qiáng)度較高，滯留性能較強(qiáng)，迫使后續(xù)的微球進(jìn)入中低滲層進(jìn)行緩膨，產(chǎn)生的滲流阻力較大，因此驅(qū)油效果較好。

表4 不同實(shí)驗(yàn)方案的含油飽和度、采收率實(shí)驗(yàn)結(jié)果對(duì)比Table 4 Comparisons of experiment results of oil saturation and recovery factor for different programs

3.2.2 動(dòng)態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)注入過(guò)程中注入壓力、含水率、采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系見圖4。從圖4可以看出，在注樣階段，各調(diào)剖體系注入壓力上升，中等凝膠體系注入壓力明顯高于其他調(diào)剖體系，表明中等凝膠體系在高滲透層的滯留性較強(qiáng)，液流轉(zhuǎn)向的效果較好，促使調(diào)驅(qū)劑（聚合物微球）能夠有效地發(fā)揮深部調(diào)驅(qū)的作用，因此中-低滲透層吸液量增加，波及效果明顯，采收率增幅相對(duì)較大。

圖4 不同調(diào)剖劑注入孔隙體積倍數(shù)與注入壓力、 含水率、 采收率的關(guān)系Fig. 4 Relations of PV vs. injection pressure, watercut and recovery factor for different profile control agents

3.3 調(diào)驅(qū)劑質(zhì)量濃度對(duì)增油效果的影響

當(dāng)水驅(qū)至含水率80%、示蹤微球注入量為0.2 PV時(shí)，巖心含油飽和度為69.55%。在不同調(diào)驅(qū)劑質(zhì)量濃度（1 000、3 000、5 000 mg/L）下，各凝膠體系對(duì)增油降水效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表5。

表5 不同調(diào)驅(qū)劑質(zhì)量濃度的采收率對(duì)比Table 5 Comparisons of recovery factors for different profile-control agent's mass concentrations

由表5可知，在調(diào)剖體系相同條件下，隨著調(diào)驅(qū)劑（微球）質(zhì)量濃度增加，采收率逐漸增大。相同微球質(zhì)量濃度下，“中等凝膠+微球”采收率增幅最高，“等流度調(diào)驅(qū)劑+微球”和“凍膠分散體+微球”采收率相對(duì)于其他幾種組合調(diào)驅(qū)體系增幅較小，這表明調(diào)剖劑的作用非常重要，如果調(diào)剖劑封堵效果不佳，在注入微球階段，聚合物微球就會(huì)大部分進(jìn)入高滲層，水化緩膨7 d后，雖然對(duì)高滲層有一定封堵效果，但封堵效果非常有限，擴(kuò)大波及體積效果不佳，采收率增幅較小。

3.4 不同段塞尺寸組合對(duì)增油效果的影響

3.4.1 采收率

在調(diào)剖劑類型和調(diào)驅(qū)劑類型一定的條件下，調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑的不同段塞尺寸組合對(duì)增油降水效果影響實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表6。

從表6可以看出，在調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑類型一定條件下，調(diào)剖調(diào)驅(qū)劑不同段塞尺寸搭配組合對(duì)增油降水存在影響。

表6 不同段塞尺寸組合的采收率對(duì)比實(shí)驗(yàn)結(jié)果Table 6 Experimental compared results of recovery factor for different plug size combinations

其中方案3?1比方案3?2采收率增幅高，說(shuō)明凝膠對(duì)高滲透層配伍性較好，3 d后凝膠黏度變大，在高滲透層產(chǎn)生了有效滯留，使后續(xù)注水波及到了部分中滲透層，其中一部分剩余油被驅(qū)替出來(lái)；而單一的注入微球，由于粒徑較小基本流入高滲層，即使水化7 d后，與高滲層的配伍性仍然很差，基本隨后續(xù)注入水一起流出，因此采收率增幅較低；方案3?3至方案3?6采用組合調(diào)驅(qū)的方式交替注入，其中方案3?4比方案3?3采收率增幅高，分析認(rèn)為注入適量凝膠會(huì)對(duì)高滲層產(chǎn)生有效封堵，促使后續(xù)微球波及到中滲透層發(fā)揮出深部調(diào)驅(qū)的作用，而方案3?3注入凝膠量較少，因此產(chǎn)生的滲流阻力會(huì)被后續(xù)液體輕易突破，微球調(diào)驅(qū)的能力也被大大縮減；方案3?5和方案3?6表明凝膠起主導(dǎo)作用，先注入的微球流經(jīng)高滲透層，產(chǎn)生的液流轉(zhuǎn)向效果甚微，深部調(diào)驅(qū)的作用較弱，后注入的凝膠對(duì)高滲會(huì)產(chǎn)生封堵，一定范圍內(nèi)，凝膠注入量越大，波及的高滲層范圍越廣，使后續(xù)水波及中滲透層的范圍也隨之?dāng)U大，使之驅(qū)替出更多的剩余油。

對(duì)比幾種方案表明合理段塞尺寸組合調(diào)驅(qū)比單一凝膠調(diào)剖或微球調(diào)驅(qū)采收率效果要好。

3.4.2 動(dòng)態(tài)特征

實(shí)驗(yàn)注入過(guò)程中注入壓力、含水率、采收率與注入孔隙體積倍數(shù)關(guān)系見圖5，油藏聚合物驅(qū)模型示意見圖6。

圖5 不同段塞尺寸組合注入孔隙體積倍數(shù)與注入壓力、含水率、采收率的關(guān)系Fig. 5 Relations of PV vs. injection pressure, watercut and recovery factor for different slug-size combinations

從圖5中可以看出，隨不同段塞尺寸“調(diào)剖+調(diào)驅(qū)劑”的組合注入，采收率也呈現(xiàn)不同程度的增幅。分析認(rèn)為水驅(qū)過(guò)程中，水會(huì)先進(jìn)入滲流阻力較小的高滲層，而中低滲層的滲流阻力較大，因此波及程度較弱，當(dāng)高滲層注入水突破后，注入壓力進(jìn)一步降低，中低滲層波及程度較弱，剩余油較多，往往水驅(qū)采收率較低，本文水驅(qū)至含水率98%的采收率也只有26.6%（圖6（a））?；瘜W(xué)驅(qū)階段，單純注入調(diào)剖劑（凝膠）（方案3?1）對(duì)高滲透適應(yīng)性較強(qiáng)，液流轉(zhuǎn)向能力較好，使后續(xù)水有效波及了中滲透層，使其中一部分剩余油被驅(qū)替出來(lái)（圖6（b））。注入調(diào)驅(qū)劑（微球）（方案3?2），雖然微球膨脹滯留后具有一定的液流轉(zhuǎn)向能力，但微球的滯留能力非常弱，很容易被驅(qū)替出來(lái)，采收率增幅有限（圖6（c））。先注入凝膠，后注入微球（方案3?3和方案3?4），凝膠體系首先在高滲層滯留，產(chǎn)生較高的滲流阻力，微球注入過(guò)程中，主要是進(jìn)入中滲層，并在中滲層水化膨脹，因此此種注入方式，能使凝膠和微球都發(fā)揮出作用，采收率增幅較大（圖6（d）），與方案3?3相比，方案3?4采收率增幅較大，采出程度達(dá)22.46%，主要是因?yàn)榉桨??3凝膠的注入量較小，后續(xù)液體溶液突破凝膠體系，從而使高滲層的封堵實(shí)效，因此采收率增幅較小。先注入微球后注入凝膠的體系（方案3?5和方案3?6），雖然注入壓力升幅較高，導(dǎo)致后續(xù)水能夠進(jìn)入中低滲透層，起到較好的擴(kuò)大波及體積的作用，但是微球和凝膠體系進(jìn)入的都是高滲層，而微球在高滲層的滯留能力較弱，基本上沒(méi)有發(fā)揮出深部調(diào)驅(qū)的作用，因此采收率增幅較?。▓D6（e））。

圖6 5種聚合物驅(qū)油模型示意Fig. 6 Schematic diagrams of 5 polymer flooding models

4 結(jié) 論

（1）單一的調(diào)剖或調(diào)驅(qū)技術(shù)不能適應(yīng)地質(zhì)情況較為復(fù)雜油田。采用高強(qiáng)度連續(xù)性凝膠對(duì)無(wú)效水循環(huán)區(qū)域進(jìn)行強(qiáng)封堵，解決方向性竄流；采用非連續(xù)性調(diào)驅(qū)材料對(duì)低效水循環(huán)區(qū)域進(jìn)行微觀調(diào)整，兩者組合能有效解決目前油藏面臨的多級(jí)交叉問(wèn)題。

（2）前置調(diào)剖體系對(duì)儲(chǔ)層適應(yīng)性的強(qiáng)弱直接影響后續(xù)微球調(diào)驅(qū)作用的發(fā)揮；以層內(nèi)矛盾為主同時(shí)竄逸通道或竄流速度快的儲(chǔ)層，建議采用“連續(xù)性凝膠調(diào)剖+非連續(xù)性微球類調(diào)驅(qū)”組合技術(shù)，從室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果得出適用于目標(biāo)油田的最優(yōu)段塞組合為“0.1 PV中等凝膠+0.2 PV優(yōu)選濃度納米微球”。