克拉玛依砾岩油藏二元复合驱物理解堵实验研究与应用

吕建荣，孙　楠，聂振荣，刘文涛，周玉辉

（中国石油新疆油田分公司a.勘探开发研究院；b.工程技术研究院，新疆克拉玛依834000）

克拉玛依砾岩油藏二元复合驱物理解堵实验研究与应用

吕建荣a，孙楠b，聂振荣a，刘文涛a，周玉辉a

（中国石油新疆油田分公司a.勘探开发研究院；b.工程技术研究院，新疆克拉玛依834000）

针对新疆克拉玛依油田七中区克拉玛依组下亚组砾岩油藏二元复合驱体系注入初期在深部地层发生堵塞，导致试验效果低于设计方案的问题，利用电子探针X射线显微分析仪研究其堵塞的微观分布和成因表明，相对分子质量和质量浓度均过高的二元复合驱体系与储集层配伍性差，注入后主要赋存于黏土矿物堆积的复杂孔隙和喉道中，导致砾岩储集层物性变差，驱油过程流动性变差；而砾岩储集层中所含的大量高岭石易于在较高的注入速度下发生脱落，并与注入的二元复合驱体系作用，从而导致储集层孔隙的堵塞。在此认识基础上，开展了物理解堵实验研究，选择不同物性的典型天然岩心，先后注入高、中、低不同相对分子质量和质量浓度的二元复合驱体系，压力平稳后计算阻力系数和残余阻力系数，判断其流动性。结果表明，砾岩储集层物理解堵存在渗透率界限，即通过逐步降低二元复合驱体系相对分子质量和质量浓度，可以有效缓解渗透率大于50 mD的中、高渗储集层的堵塞，但无法缓解渗透率小于50 mD的低渗储集层的堵塞。现场配方调整后，注入压力稳步下降，产液量稳中有升，堵塞得到有效的缓解。预计研究区砾岩油藏二元复合驱可以实现提高采收率15%的目标。

克拉玛依油田；七中区；克拉玛依组；砾岩油藏；二元复合驱；微观分布；堵塞成因；物理解堵

化学驱方法主要包括聚合物驱、碱水驱、表面活性剂驱及二元、三元复合驱等[1]。聚合物/表面活性剂二元复合驱体系，是利用聚合物的流度控制能力，改善流度比、提高波及系数；利用表面活性剂降低油水界面张力，提高洗油效率，通过二者之间的协同效应较大幅度地提高采收率，而且更为绿色环保[2]。

2007年，新疆油田公司选择在克拉玛依油田的七中区克拉玛依组下亚组（T2k1，简称克下亚组）油藏，采用五点法井网、150 m井距的16注26采井组，开展了聚合物/表面活性剂二元复合驱（简称二元复合驱）先导性试验。2010年7月，此井组进入二元复合驱前置段塞和主段塞阶段。但在二元主段塞初期注入高相对分子质量、高质量浓度的二元复合驱体系（聚合物相对分子质量2 500×104、质量浓度1 600 mg/L，表面活性剂质量浓度3 000 mg/L）后，出现了深部地层流动困难甚至堵塞的现象，导致注采连通差、产液量快速降低，设计月产液1.62×104m3，实际只有1.06×104m3，试验区累计注入化学剂溶液0.14 PV时，采油速度1.1%，阶段采出程度2.3%，综合含水率89.4%，效果明显低于方案预期。

有关化学驱过程中出现注入井堵塞开展解堵的措施主要有2类。一类为化学解堵方法[3⁃5]，主要原理是通过化学试剂电离出的H+，与地层堵塞物反应，达到酸化解堵的目的；一类为物理解堵方法[6⁃9]，主要原理是在优化化学驱配方体系的基础上，通过利用自激振荡、高压水射流、高频振荡水力波、超声波等多种物理方法清洗炮眼及解除注入井近井地带发生的堵塞。克拉玛依油田七中区二元复合驱试验区在二元复合驱体系注入初期发生堵塞时，也曾尝试过化学试剂法解堵，但效果不理想。研究认为，化学解堵只能解决近井地带的堵塞，而研究区面临的难题是深部地层发生的堵塞。国内外针对深部地层发生堵塞开展的解堵实验或实例尚鲜有报道。

本文针对试验区的深部地层堵塞问题，利用电子探针X射线显微分析仪识别与判断深部地层发生堵塞时二元复合驱体系的分布位置和相对含量，开展了室内砾岩油藏二元复合驱体系物理解堵实验，对通过逐步降低二元复合驱体系的相对分子质量和质量浓度来缓解堵塞的程度进行了评价。

1　堵塞微观分布及成因分析

1.1检测原理

石油工业用的驱油聚合物为部分水解聚丙烯酰胺，此类聚合物存在酰胺基，酰胺基内存在氮原子，利用电子探针X射线显微分析仪检测出氮原子赋存的位置及其质量含量，就可以标定聚合物在砾岩储集层中的赋存位置和赋存大小。

部分水解聚丙烯酰胺分子结构式

1.2微观分布

在渗透率较高（153.5 mD）岩心中检测出氮元素为1处，其质量分数为6.8%；在渗透率87.8 mD的岩心中检测出氮元素5处，质量分数8.2%；在渗透率最低（50.0 mD）岩心中检测出氮元素6处，质量分数9.4%.检测数据表明，砾岩储集层经历二元复合驱后，聚合物多赋存于黏土矿物堆积的复杂孔隙和喉道中，且随着岩心样品的物性降低，检测出的聚合物数量和含量均逐步增加，聚合物吸附滞留加剧，说明二元复合驱体系在渗透率较低的地层中流动性差，堵塞程度高（图1）。

图1　二元复合驱体系在不同渗透率岩心的微观分布

图2　二元复合驱后电子探针X射线显微分析

1.3成因分析

观察不同喉道处的状况发现（图2）：经二元复合驱体系冲刷，黏土矿物运移，中粗喉道端口处的黏土矿物较少，二元复合驱体系也少；在细长喉道端口处黏土矿物相对聚集，二元复合驱体系含量也多。通过电子探针探测，微观堵塞的黏土矿物以易于脱落的高岭石为主。由此可以推断，由于试验区砾岩储集层中含有大量高岭石（表1），它们易于在较高注入速度下脱落，并与较高相对分子质量和高质量浓度的二元复合驱体系发生作用，从而导致了地层流动性变差甚至堵塞。

表1　二元复合驱试验区黏土矿物含量%

2　二元复合驱体系物理解堵机理实验

2.1实验原理

二元复合驱体系由聚合物溶液和表面活性剂溶液组成，二者在驱油过程中发挥着不同的作用。聚合物溶液是通过在注入水中加入一定量的具有一定相对分子质量的部分水解聚丙烯酰胺，增加注入溶液的黏度，改善地层原油与注入溶液的流度比。注入的聚合物溶液的黏度越高，阻力系数和残余阻力系数越大,驱替相（注入溶液）的流度就越小,驱替相与被驱替相（地层原油）的流度比越小,聚合物驱波及系数就越大，采收率提高值就越高。但是阻力系数和残余阻力系数不能无限增大，当这2个参数的数值增大到一定程度后，驱替相在储集层孔隙中流动困难，甚至发生堵塞[10⁃11]。

阻力系数Rf计算公式

残余阻力系数Rff计算公式

式中Δpw——注二元复合驱体系前，水流过岩心样

品两端的压差；

Δpp——注二元复合驱体系过程中的岩心样品

两端的压差；

Δpwa——注二元复合驱体系后，再注水时岩心

样品两端的压差。

制备了不同化学剂组成的二元复合驱体系溶液的段塞溶液（表2），剪切前黏度模拟注入井口的黏度，剪切后黏度模拟经过射孔处炮眼剪切后的驱油工作黏度。

表2　不同段塞类型的二元复合驱体系溶液参数

针对克拉玛依油田七中区二元复合驱试验区深部地层发生的堵塞，选择不同物性的典型天然岩心，先注入较高相对分子质量和高质量浓度的二元复合驱体系模拟矿场试验中深部地层堵塞状况，然后逐步降低二元复合驱体系的相对分子质量和质量浓度，开展驱油实验，模拟不同配方下的二元复合驱体系在深部地层的流动性。记录注入压力变化，计算压力平稳后的阻力系数和残余阻力系数。依据阻力系数判断流动性，依据残余阻力系数判断堵塞程度。

2.2实验装置及流程

实验仪器与流程如图3所示，主要装置包括HW⁃6型恒温箱、200 mL中间容器、HBS注入泵（2PB00C系列平流泵）、XSL/A⁃16BS1V0型压力传感器、岩心夹持器和JB⁃3型手摇泵。实验中涉及的辅助仪器包括：TX⁃500C型界面张力仪、JA2003A型电子天平（精度为1 mg）、BROOKFIELD DV⁃II+Pro型布氏黏度计和若干集液器。

图3　实验装置及流程

2.3实验材料与条件

（1）实验用水①模拟水驱用水：选择克拉玛依油田六区—九区开采稠油产出的污水，矿化度2 708.0 mg/L.②岩心饱和水：选择NaHCO3水型，矿化度8 245.0 mg/L，与七中区二元复合驱试验区地层水成分相似的模拟地层水（表3）。

表3　试验区地层水性质及含量分析mg/L

（2）实验用油采用脱水原油与煤油按一定比例配制而成的模拟油，40℃条件下黏度为6 mPa·s.

（3）实验药品聚合物HPAM相对分子质量分别为2 500×104、1 500×104和1 000×104（北京恒聚生产的聚合物干粉）；表面活性剂KPS202（克拉玛依金塔公司生产的石油磺酸盐[12]）有效含量为10%.

（4）实验温度模拟七中区克下亚组油藏二元复合驱试验区油藏温度40℃.

（5）流动条件地层深部速度按照距离注水井75 m处的地层流速折算到实验中的泵速。地层深部的地层流速为3.0 m/d，折算到泵速为0.26 mL/min.

（6）实验用岩心二元复合驱试验区油藏目的层的天然岩心（TD72223A井，层位T2k1，深度1 080.0～1 134.0 m），经过洗油处理。

2.4实验步骤

（1）烘干岩心，冷却后测渗透率。

（2）岩心抽真空4 h、饱和地层水，放置12 h以上，计算其孔隙度。

（3）结合现场情况，开展流动性实验，依次注入不同的二元复合驱体系，记录注入不同二元复合驱体系的注入压力变化和平稳时间，并进行后续水驱（图4）。

（4）计算不同阶段的阻力系数和残余阻力系数。

实验均在模拟油藏温度的条件下，在恒温箱内进行。通过手摇泵给夹持器加载围压。在夹持器入口端连接有压力传感器，采集注入压力数据。在夹持器出口端有集液器，用来读取出液量。在3个中间容器中分别加入不同的二元复合驱体系驱替液。在中间容器前后均装有六通阀，便于控制驱替液转换。HBS泵按恒定速度注入，通过控制六通阀的开关，分别用不同的二元复合驱体系进行实验。

图4　不同渗透率天然岩心注入二元复合驱体系时注入压力变化

2.5实验结果分析

根据注入压力变化曲线（图4），初始阶段水驱，注入压力较低。改注段塞A后，153.5 mD岩心样品注入压力逐渐升高并在注入二元复合驱体系2 PV左右后实现了压力平稳；60.2 mD岩心样品注入压力上升明显，注入二元复合驱体系近6 PV后才实现了注入压力平稳；50.0 mD岩心样品和35.3 mD岩心样品注入压力上升程度更高，至压力平稳注入二元复合驱体系近7 PV. 50.0 mD岩心样品和35.3 mD岩心样品的注入压力异常升高，说明段塞A二元复合驱体系对储集层注入性存在严重的不匹配，造成了注入压力过高，注入困难。第二阶段改注段塞B，153.5 mD岩心样品由于初始注入压力不太高，压力下降幅度并不明显；60.2 mD岩心样品注入压力出现明显下降，降幅接近0.1 MPa；而50.0 mD岩心样品和35.3 mD岩心样品注入压力下降幅度较小，只有0.05 MPa.第三阶段改注段塞C，各岩心样品注入压力均下降并逐渐平稳。改后续水驱，注入压力进一步下降，153.5 mD岩心样品和60.2 mD岩心样品最终平稳压力与注水压力接近；而50.0 mD岩心样品和35.3 mD岩心样品后续水驱时的注入压力依然明显高于初始阶段注水压力，说明注入的二元复合驱体系对于渗透率较低（50.0 mD和35.3 mD）的岩心样品产生了明显的伤害。

根据实验获得的不同阶段的注入压力，换算成阻力系数（图5）。注入段塞A模拟深部地层发生堵塞状况，无论是渗透率较低（35.3 mD和50.0 mD）岩心，还是渗透率较高（60.2 mD和153.5 mD）岩心内，阻力系数都较高，大于判断流动性的临界值（当阻力系数小于15时，流动性较好[13⁃15]），流动困难。由此可以推断，造成二元复合驱体系流动困难的主要原因是含有高相对分子质量（聚合物相对分子质量2 500× 104）和高质量浓度（聚合物溶液质量浓度1 600 mg/L，表面活性剂质量浓度3 000 mg/L）的二元复合驱体系与储集层物性配伍性差，导致储集层孔隙堵塞。然后依次注入二元复合驱体系段塞B和段塞C后，各岩心的阻力系数均逐渐减小，特别是渗透率为60.2 mD岩心的阻力系数下降明显，表明此物性条件下的岩心流动困难得到有效缓解。在后续水驱结束后，60.2 mD岩心的残余阻力系数下降到接近153.5 mD岩心的水平，残余阻力系数小于5，低于判断堵塞的临界值（当残余阻力系数大于5时，容易发生堵塞[13⁃15]），表明分梯次逐渐降低二元复合驱体系中的聚合物相对分子质量、质量浓度以及表面活性剂质量浓度，可以对渗透率较高（153.5 mD和60.2 mD）岩心起到有效缓解作用，而渗透率较低（50.0 mD和35.3 mD）岩心在后续水驱后残余阻力系数达7.2和17.1，高于判断堵塞的临界值，表明渗透率较低岩心未实现有效解堵，前期注入的段塞对于渗透率较低岩心造成了堵塞伤害。

综合对比以上4块不同物性岩心样品的阻力系数和残余阻力系数，当注入高相对分子质量、高质量浓度的二元复合驱体系出现深部地层堵塞时，通过逐步降低体系中的相对分子质量和质量浓度可以有效缓解渗透率大于50 mD的中、高渗砾岩储集层堵塞，但无法缓解渗透率小于50 mD的低渗砾岩储集层的堵塞。

图5　二元复合驱体系在砾岩储集层中的阻力系数

3　二元复合驱现场实施方案调整及效果

根据上述实验认识，针对现场情况，保留北部物性相对较好（渗透率94.8 mD）的8注13采井组继续二元复合驱试验，配方体系中聚合物相对分子质量、质量浓度和表活剂质量浓度分4次逐步下调，同时下调注入速度（表4），对于渗透率平均仅为46.0 mD的区域，则转为注水开发。矿场试验的方案调整于2014年9月开始实施。

表4　七中区二元复合驱调整前后配方体系

调整后试验区注入压力稳步下降，产液量稳中有升，反映出二元复合驱体系的流动性增强，储集层堵塞得到缓解（图6）。综合含水率持续下降，产液量稳步上升，二元复合驱试验步入见效高峰期，试验区92.3%的油井见效，日产油量上升幅度超过2.5倍，综合含水率下降超过30%.截至2016年3月，累计注二元复合驱体系0.45 PV，试验区综合含水率56.1%，二元复合驱阶段采出程度10.8%（图7），预计试验可以完成提高采收率15%的目标。

图6　二元复合驱试验注入压力变化

图7　实际含水率、采出程度与方案对比

4　结论

（1）注入相对分子质量和质量浓度均过高的二元复合驱体系后，与储集层配伍性差，体系主要赋存于黏土矿物堆积的复杂孔隙和喉道中，导致砾岩储集层物性降低，驱油过程流动性变差。同时由于储集层中含有大量的高岭石，其易在较高的注入速度下脱落，与二元复合驱体系发生作用，从而造成储集层流动性变差甚至堵塞。

（2）二元复合驱物理解堵实验表明：当注入相对分子质量和质量浓度均过高的二元复合驱体系出现深部地层流动堵塞时，通过逐步降低相对分子质量和质量浓度可以有效缓解渗透率大于50 mD的中、高渗砾岩油藏储集层堵塞，但无法缓解渗透率小于50 mD的低渗储集层堵塞。

（3）现场试验表明，通过合理调控后，注入压力稳步下降，产液量稳中有升，二元复合驱体系流动性增强，深部地层堵塞得到有效缓解。在水驱基础上，按照目前的生产趋势，预计砾岩油藏二元复合驱可以实现提高采收率15%的目标。

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（编辑叶良）

Physical Plugging Removal of Binary Combination Flooding in Conglomerate Reservoirs in Karamay:Experimental Study and Application

LYU Jianronga，SUN Nanb，NIE Zhenronga，LIU Wentaoa，ZHOU Yuhuia
(Xinjiang Oilfield Company,PetroChina，a.Research Institute of Exploration and Development；b.Research Institute of Engineering and Technology，Karamay，Xinjiang 834000，China)

Regarding the problems of poorer experiment effect than the designed one due to plugging in deep layers at the initial binary combination injection stage into the conglomerate reservoirs in the lower Karamay formation in District Qizhong of Karamay oilfield,Xinji⁃ang,the microscopic distribution and genesis of the plugging are studied using electron⁃probe X⁃ray microanalyzer.The result shows that the binary combination system with excessive molecular weight and mass concentration matches poorly with the reservoir and mainly oc⁃curs in complex pores and pore throat where clay minerals accumulate,which results in poor physical properties of the conglomerate reser⁃voir and poor mobility during the oil displacement process.Large amount of kaolinite in the conglomerate reservoir tends to drop off at rela⁃tively high injection rate and reacts with the injected binary combination system,resulting in the plugging of reservoir pores.Based on the above understanding,experimental study on physical plugging removal is carried out.Typical natural cores with different physical proper⁃ties are selected,and binary combination systems with high,moderate and low molecular weights and mass concentrations are injected in to the cores.Resistance coefficient and residual resistance coefficient are calculated under steady pressure and then the mobility could be de⁃termined.The result shows that physical plugging removal in the conglomerate reservoir has a permeability limit that the plugging in moder⁃ate and high permeability reservoirs(＞50 mD)could be effectively relieved by gradually decreasing the molar weight and mass concentra⁃tion of the binary combination system,but it doesn’t work for the plugging in low permeability reservoirs(＜50 mD).After field formula ad⁃justment,injection pressure decreases steadily,liquid production increases and plugging is effectively relieved.It is predicted that the bina⁃ry combination flooding in the conglomerate reservoir could improve recovery factor by 15%in the study area.

Karamay oilfield；District Qizhong；Karamay formation;conglomerate reservoir；binary combination flooding；microscopic distri bution；plugging genesis；physical plugging removal

TE357.434

A

1001⁃3873（2016）06⁃0703⁃06

10.7657/XJPG20160613

2016⁃04⁃28

2016⁃07⁃22

国家油气重大专项（2016ZX05010⁃004）；中国石油科技重大专项（2014E⁃34⁃07）

吕建荣（1980⁃），男，甘肃靖远人，工程师，硕士，油田开发，（Tel）15809905924（E⁃mail）ljr2008@petrochina.com.cn