大剂量深部调驱技术在小集“双高”油田的应用

林 云

(大港油田采油工艺研究院，天津 300280)

大剂量深部调驱技术在小集“双高”油田的应用

林 云

(大港油田采油工艺研究院，天津 300280)

针对小集油田官979断块“双高”开发阶段地质及剩余油分布特点，研究了耐高温的连续凝胶及SMG微球凝胶的基本物理化学特性。结果表明，实验所优选的HPAM与交联剂KN所形成的凝胶在113 ℃下可以长期稳定，黏度基本保持不变，达到100 000 mPa·s，且在渗透率为3.0 μm2的岩心中的残余阻力系数可以达到20以上，具有很好的封堵性能。SMG微球在120 ℃下可以稳定存在，且高温溶胀后粒径明显变大，可以对高渗管产生封堵，使后续注入液转向低渗层，从而提高采收率。将优选出的适用于高温油藏的KN高温连续凝胶及SMG微球凝胶开展大剂量深部调驱试验，并对层系、井网、注入体积、段塞结构等进行研究优化，结合现场及时的优化调整，整个断块实施大剂量深部调驱后注水指标和开发效果都得到了明显改善，截止到2013年6月，14口调驱受益油井，见效13口，纯增油9 500 t。

大剂量； 深部调驱； 微球； “双高”油田

小集油田官979断块历经30年的注水开发，目前已进入特高含水、高采出的“双高”开发阶段，采出程度40.82%，综合含水率达96.97%，剩余油高度分散，平面、层间层内矛盾突出，采用常规水驱方法提高采收率的难度加大。这是由于油田在注水开发后期会形成较大的窜流通道，导致注入水沿此通道无效循环，达不到提高采收率的目的。因而如何封堵大孔道，使液流改向波及未被开采的油储层成为石油开采中面临的首要问题[1-3]。调驱技术作为改善油藏深部非均质性、扩大注水波及体积的主导技术手段，在注水中后期开发油田中发挥越来越重要的作用[4]。国内外学者对于调驱技术的研究做了大量的工作，设计合成了很多种类的封堵剂，如交联聚合物溶液、弱凝胶、泡沫等[5-12]。但这些封堵材料不适应一些苛刻的油藏条件，当配注水中含一定量的氧或者油藏温度较高时，易使聚合物发生氧化降解反应，从而影响这些封堵材料的深部封堵效果，限制了它们的应用范围。小集油田官979断块地层总矿化度36 235 mg/L，油层温度113 ℃，属于高温高盐油藏，要求所选调驱体系封堵能力强、注入性好、不受水质限制、易于进入油藏深部。基于这些性能要求，近年来国内外相继开展了利用工业生产阶段制备连续凝胶和可动凝胶微球用于深部调剖[13-16]，该类调剖体系在试验区块得到应用并取得较好的提高采收率效果。特别是2009年以来，区块整体大剂深部调驱提高采收率技术研究与现场试验工作在各油田陆续展开，部分油田现场试验结果表明，调驱技术是高含水非均质油田提高水驱采收率的行之有效措施之一。

笔者研究了连续凝胶和可动凝胶微球的基本理化性能，并将连续凝胶和可动凝胶微球用于小集双高油田的深部调驱矿场试验，以期为该技术的应用提供指导。

1 实验部分

1.1室内实验

1.1.1 试剂与仪器 丙烯酰胺、丙烯酸及NaOH，分析纯，北京益利精细化学品有限公司产品。Span-80与Tween-60均为化学纯，北京益利精细化学品有限公司生产。白油，抚顺炼油厂生产。无水乙醇、正戊烷，北京现代东方精细化学品有限公司生产。实验用水，小集油田回注水。部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，相对分子质量≥2 500×104，水解度25%，天津博弘公司生产。KN交联剂(酚醛树脂类)及稳定剂，东营科诺公司生产。HJ、YG、LB交联剂，大港油田采油工艺研究院。SMG微球乳液，固含率20%，大港油田采油工艺研究院。

Mastersizer 2000激光衍射仪，英国马尔文公司生产。BX-41光学显微镜，日本Olympus公司生产。

1.1.2 连续凝胶耐温性能评价 根据优选交联体系配方，将多钟高温连续凝胶体系在113 ℃恒温箱中反应所形成的凝胶老化12 d。凝胶经12 d高温放置后，观察凝胶的黏性、脱水现象及凝胶形状来判断连续凝胶强度，来判断该种连续凝胶的耐温稳定性。

1.1.3 连续凝胶的黏度测定 用DV-Ⅲ旋转黏度计在6 r/min下测定连续凝胶在113 ℃下的黏度。

1.1.4 可动凝胶微球的纯化 将微球乳液以体积比1∶10放入无水乙醇中，充分搅拌进行破乳，可以看到容器底部生成大量的白色絮凝状沉淀。将体系抽滤，得到的滤饼再以体积比1∶5的乙醇洗涤、抽滤。得到的滤饼自然风干。为去除滤饼中的表面活性剂，将风干后的滤饼用玻璃棒捣碎，装入事先做好的滤纸筒中，封好筒口，将纸筒放入索氏提取器中，用正戊烷溶液240 mL抽提48 h。处理过的交联聚丙烯酰胺微球为白色粉末。

1.1.5 光衍射分析 采用Mastersizer 2000激光衍射分析仪测定交联聚丙烯酰胺微球溶胀后的粒度分布。该仪器的粒度测量范围为0.1～3 000 μm，光源为He-Ne激光光源，波长630.0 nm，测试温度25 ℃。

1.1.6 显微镜观测 取少量溶胀后的交联聚丙烯酰胺微球溶液样品于洁净载玻片上，采用BX-41光学显微镜观察，选择典型区域进行拍照。

1.1.7 岩心驱替实验 岩心驱替装置与方法见参考文献[17]。水驱及注交联体系的流量均为0.40 mL/min，实验温度113 ℃。

1.2矿场试验

1.2.1 油藏地质特点 试验区小集油田官979断块地处河北省沧县小集油田的主体部位，主要含油层位为下第三系孔店组孔一段的枣II、III、Ⅳ油组，油藏深度为2 727.6～3 238.4 m，试验区为由北向东南倾没的构造油藏，边界断层封闭，内部边底水能量弱，主要依靠人工注水能量驱动，主要岩石类型为岩屑长石砂岩，储层非均质性较为严重。

官979断块含油面积2.0 km2，储层以中孔中渗为主，平均孔隙度17.6%，平均渗透率为62.0×10-3μm2；地层水水型主要为CaCl2型，总矿化度36 235 mg/L，油层温度113 ℃，属于高温高盐油藏。

1.2.2 开发概况 官979断块自1982年正式投入开发，大致分为3个开发阶段，第1阶段：上产稳产阶段(1982～1988年),此阶段注水效果明显，通过加大压差生产改善了生产形势；第2阶段：产量递减阶段(1989～2007年),此阶段区块开发矛盾暴露，含水快速上升,产量大幅递减，第3阶段：产量回升阶段(2008～2012年),自2008年以来，通过开展“油田开发基础年”活动和注水专项治理工作，油田的开发效果趋于好转。

截止2012年1月，该断块采出程度40.82%，综合含水率高达96.97%，总体上水淹严重，剩余油高度分散，在目前的生产现状下，难以进一步有效提高采收率。

2 大剂量深部调驱技术

2.1大剂量深部调驱技术原理

通过注入调剖剂在地层条件下形成堵塞，封堵水流优势通道、扩大注水波及体积以提高对应油井产量的常规调剖技术适用于初期的浅调。随着浅调轮次和生产时间的增加，加之地下剩余油的进一步分散，效果愈来愈差。

自2000年以后，基于油藏工程的深部调驱改善水驱配套技术的提出，使深部调驱技术上了一个新台阶，此项技术处理目标是整个油藏，作业规模大、时间长。小集油田应用的大剂量深部调驱技术通过注入段塞尺寸达PV级、不同封堵能力的调驱剂，将封堵水流优势通道和油藏深部调驱相结合，使注入水转向驱替油层深部水驱未波及区域剩余油，较大限度地扩大注水波及体积，改善水驱开发效果，从而提高油田的最终采收率。

不同的调驱体系具有不同的封堵能力，连续凝胶的主要特点是封堵能力强、注入性好、适应油藏范围宽，因此选择其作为封堵水流优势通道的体系。可动凝胶微球(以下简称SMG微球)的主要特点为粒径小、不受水质限制、易于进入油藏深部，因此选择其作为进行深部调驱的体系。

2.2连续凝胶体系

2.2.1 连续凝胶体系的优选及耐温性

近年来大港油田针对以小集、枣园为代表的南部高温油田的油藏特点，研究试验应用了多种高温连续凝胶体系。质量分数为0.3%聚合物HPAM与质量分数为0.3%KN交联剂及质量分数为0.3%稳定剂所组成的交联体系在113 ℃下成胶效果及稳定性如图1所示。从图1中可以看出，交联聚合物体系成胶后在12 d内还保持很好的成胶状态，且没有发生明显的脱水、降解现象。表明该交联聚合物体系所形成的凝胶具有很好的耐温稳定性。

图2是不同配方的交联聚合物体系在113 ℃下所形成的凝胶的黏度与老化时间的关系。从图2中可以看出，交联剂KN与HPAM所形成的连续凝胶在113 ℃下老化120 d，其黏度值基本不变，约为100 000 mPa·s，而HPAM与交联剂HJ、YG、LB所形成的凝胶随老化时间增加，黏度明显降低，远低于交联剂KN与HPAM所形成的连续凝胶。这表明交联剂KN与HPAM所形成的连续凝胶的耐温稳定性明显优于其它交联体系。

图1 KN高温连续凝胶的稳定性

Fig.1High-temperaturestabilityofKNcross-linkedpolymer

图2 高温连续凝胶的黏度与老化时间关系

Fig.2Viscositiesofhigh-temperaturecorss-linkedpolymerasafunctionofageingtime

交联剂KN与HPAM组成的交联体系通常是高强度、小剂量注入，为了满足大剂量注入的要求，室内开展不同质量分数配方的进一步实验优选，结果见表1。从表1中数据可以看出，KN-配方体系的成胶范围大，不同质量分数的HPAM与交联剂所形成的凝胶黏度变化较大，随HPAM及交联剂质量分数增加，凝胶的黏度增大，且凝胶的黏度为(0.3～8.0)×104mPa·s，可以满足不同油藏的封堵要求。

表1 KN高温连续凝胶体系不同配方的黏度Table 1 Viscosities of high-temperature KN corss-linked polymer of different formulas

2.2.2 连续凝胶体系的封堵性能 残余阻力系数是调驱剂封堵能力的直接体现，由于KN连续凝胶稳定性明显优于其它体系，本组实验选用KN高温连续凝胶作为研究对象。将不同质量分数的HPAM与交联剂所组成的交联体系注入渗透率3.0 μm2的岩心中，在113 ℃成胶后，用水驱测残余阻力系数。不同质量分数的KN高温连续凝胶在渗透率3.0 μm2的岩心的残余阻力系数如表2所示。

表2 KN高温连续凝胶的残余阻力系数Table 2 Residual resistance factors of high-temperature KN corss-linked polymer

从表2可以看出，质量分数为0.3%、0.5% HPAM与交联剂、稳定剂反应所形成的KN高温连续凝胶的残余阻力系数均在20以上，且聚合物与交联剂质量分数较高的体系，其残余阻力系数也较大，说明KN高温连续凝胶具有很好的封堵能力，可以满足作为大剂量调驱封堵水流优势通道的需求。

2.3 SMG微球凝胶体系

SMG微球是以丙烯酰胺为主要原料，通过特殊工艺在生产中同时发生聚合和交联过程，形成具有特殊性能特点的产品。SMG微球初始粒径为纳米至亚毫米级，具有良好的溶胀性，质量浓度为100 mg/L的SMG微球分散在50 ℃水中溶胀5 d后，溶胀倍数达3～4倍；SMG微球具有良好的耐盐性，在矿化度高达180 000 mg/L的模拟水中依然能保持很规则的球形；同时具有良好的耐温性，能在120 ℃以下的条件下使用，不怕剪切，可在线输入。

2.3.1 SMG微球凝胶耐温性考察 质量浓度为50 mg/L的SMG微球凝胶分散在NaCl质量浓度为5 000 mg/L的水溶液中，于40 ℃和90 ℃下溶胀5 d后，光衍射方法测得微球的粒径大小如图3所示。

图3 SMG微球凝胶在不同温度下的粒度分布

Fig.3ThesizedistributionofswellingSMGmicrospheresatdifferenttemperatures

从图3可以看出，不同温度下溶胀的微球的粒径大小分布有所不同。40 ℃下溶胀5 d后的微球粒径大小分布较宽，在10～100 μm。90 ℃下溶胀5 d后的微球的粒径较40 ℃下溶胀5 d的微球粒径有所增大，在20～110 μm。40 ℃下溶胀5 d的微球粒径中值约为40 μm，而90℃下溶胀5 d后的微球粒径中值约为45 μm，粒径分布明显向大粒径方向变化。即微球在较高温度下溶胀时能够溶胀更加充分，溶胀后的微球粒径也较大。这也表明交联聚丙烯酰胺微球具有比部分水解聚丙烯酰胺更好的耐温性，可以在高温油藏中使用。

图4给出了SMG微球凝胶在120 ℃高温烘箱连续放置1、32 d后的显微镜照片。从图4可以看出，微球在120 ℃溶胀32 d后的粒径比1 d后的微球粒径明显变大，微球在120 ℃溶胀32 d后显微镜下还能观察到微球的存在，这进一步说明SMG微球凝胶具有很好的耐温性能。

图4 SMG微球凝胶的耐温稳定性

Fig.4High-temperaturestabilityofSMGmicrospheres

2.3.2 SMG微球凝胶调驱效果 三管填充管SMG微球凝胶分散体系调驱实验结果见表3。从表3中可以看出，水驱时，驱油效率与渗透率的大小有关，高渗砂管水驱时，驱油效率高，中渗砂管次之。当含水率达到98%时，高渗模型水驱驱油效率为69.79%，而中渗模型为57.73%，低渗模型仅为48.50%，三管总驱油效率为60.05%。注入0.5 PV的质量浓度为1 800 mg/kg SMG微球分散体系后,三管总的驱油效率为70.13%，微球分散体系驱油效率在水驱基础上提高10.08%。三管模型中，注入SMG微球分散体系的走向是，高渗透模型注入占总量的1/2，中渗占总量的1/3，低渗仅占总量的1/6。由此可见，注SMG球分散体系调驱后，驱油效率的增加主要来源于低渗层，驱油效率提高了16.11%，中渗模型驱油效率提高了11.28%，而高渗模型驱油效率仅提高了5.02%。这主要由于SMG微球进入高渗模型及中渗模型后，对其形成了有效封堵，使得后续注入水主要进入低渗模型，从而发生了液流转向，使得低渗模型中未动用的油被驱出。表明SMG微球可以明显提高水驱采收率，调驱效果显著。

表3 填砂岩心物理模拟调驱结果Table 3 EOR of three-tube sand pack model

3 现场试验

3.1调驱层系及井网的优选

优选平面上全区发育、纵向上厚度大而集中共计13个单砂体作为调驱目标层系。

优选注入井与受益井井况良好、注采对应率高、注水见效明显且注入井有一定的压力上升空间的注入井组成调驱井网，通过研究形成“9注14采“的井网实施深部调驱试验，共覆盖地质储量316.94×104t。

3.2段塞结构及浓度优化

首先依据调驱技术特点，确立了分类设计原则，根据注水压力、吸水状况及压降速率等资料数据，结合窜流通道识别的结果，将试验区调驱井分成3类，A类为窜流较严重井，B类为窜流发育区井，C类为无窜流井。

按分类结果采用不同调驱剂段塞结构，充分体现单井个性化设计(见表4)。A、B类调驱井采用连续凝胶段塞对调驱目的层进行高渗水流优势通道的预处理(在主段塞SMG注入期间根据注入压力变化实施连续凝胶段塞的中间处理)，再注入大剂量调驱SMG主段塞，C类井则直接注入调驱主段塞SMG微球调驱剂(见表5)。

表4 小集油田官979断块深部调驱注入段塞结构设计Table 4 Structure design of slug injection during deep profile controland displacement forG979 block of Xiaoji oilfield

3.3现场施工情况

官979断块自2011年9月试注、2012年2月整体投注，截止2013年6月底已注入调驱剂34.02×104m3，占设计量的79.5%。施工过程中针对压力上升幅度及受益油井见效情况等，及时对现场调驱注入量及段塞进行优化调整(见表6)。

表5 小集油田官979断块调驱段塞浓度设计Table 5 Mass fraction design during deep profile control anddisplacement for G979 block of Xiaoji oilfield

表6 段塞调整情况Table 6 Situation of slug adjustment

3.4效果分析

3.4.1 注水井效果分析 小集油田官979断块方案部署注入井9口，目前已经全部施工。截止2013年6月下旬，官979断块9口井注水指标均好转，平均注水压力由13.6 MPa 上升至17.2 MPa，90 min井口压降由9.6 MPa减缓至4.4 MPa，启动压力由11.4 MPa 上升至15.1 MPa(见表7)。

3.4.2 区块开发效果分析 官979断块2011年8月开始试注，2012年2月全面投注。经过调驱，断块生产形势明显好转，断块日产油水平逐渐上升，由调驱前的48 t/d，上升至2013年5月底的69.81 t/d，提高了21.81 t/d，14口调驱受益油井，见效13口，见效率92.86%，受益井纯增油9 500 t。

表7 试验区调驱前后注水指标变化情况对比表Table 7 Change of water injection index before and after profile control and displacement at test field

4 结论

(1) 试验区调驱井根据注水压力、吸水状况及压降速率等资料数据，结合窜流通道识别的结果进行分类设计调驱段塞结构，充分体现了单井个性化设计，实施针对性强。

(2) 大剂量深部调驱技术采用封堵能力强的连续凝胶与驱油效果好的SMG微球凝胶交替注入，提高了调驱剂与油藏的适应性与匹配性，整体实施效果显著。

(3) 在调驱实施过程针对压力上升幅度及受益油井见效情况等，及时对现场调驱注入量及段塞进行优化调整，可保证实施效果的持续有效。

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(编辑 宋官龙)

Application of High Dose Deep Profile Control Technology in High Water Cut and High Recovery Percent Reservoir of Xiaoji Oilfield

Lin Yun

(OilProductionTechnologyInstituteofDagangOilfield,Tianjin300280,China)

After 30 years of water flood development, G979 block of Xiaoji oilfield has entered high water cut and high recovery percent development period, and the remaining oil is highly scattered. In this situation, the basic physical and chemical properties of KN corss-linked polymer and SMG microsphere gel for high temperature reservoir were studied. The results showed that the gel synthesized by HPAM (hydrolyzed polyacrylamide) and KN crosslinking agent could be long-time stable with constant viscosity of 100 000 mPa·s at 113 ℃. And the residual resistance factor of it in core with permeability of 3.0 μm2reached to above 20, exhibiting good plugging performance. SMG microspheres could resist 120 ℃ and their sizes increased obviously due to swelling at high temperature, which tended to plug the high permeability and would change the direction of the injected water during the follow-up water flooding stage, with the ultimate purpose of enhancing oil recovery. The KN corss-linked polymer and SMG microsphere gel for high temperature reservoir were optimized for the deep profile control test. Meanwhile the formation, well pattern, injected volume, plug structure were studied and optimized, combining with the adjustment of injection parameters on time. After large dose deep profile control applied in G979 block, the development effect and the water injection indexes have been significantly improved. Until June 2013, 13 wells out of corresponding 14 wells have taken effect and the increasing oil amount 9 500 t.

High dose； Deep profile control； Microsphere； High water cut and high recovery percent reservoir

2014-07-01

：2014-07-28

林云(1983-)，女，硕士，工程师，从事调驱技术研究；E-mail：dg_linyun@petrochina.com.cn。

1006-396X(2014)05-0085-07

T357.46； O648

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.018