“堵水+调剖”联合作业效果及液流转向机理研究——以渤海SZ36-1油藏地质和流体条件为例

徐国瑞，鞠 野，李 翔，苏 鑫，卢祥国，闫 冬

（1. 中海油田服务股份有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318）

“堵水+调剖”联合作业效果及液流转向机理研究
——以渤海SZ36-1油藏地质和流体条件为例

徐国瑞1，鞠 野1，李 翔1，苏 鑫2，卢祥国2，闫 冬2

（1. 中海油田服务股份有限公司天津分公司，天津塘沽 300452；2. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318）

由于SZ36-1油田具有储层胶结疏松、非均质性严重、平均渗透率较高、原油黏度较高和单井注水量较大等特点，亟待采取液流转向措施以达到稳油控水的效果。以SZ36-1油田实际储层地质和流体为研究对象，通过室内物理模拟实验的方法，开展了堵水（堵水剂为淀粉接枝共聚物）、调剖（调剖剂为Cr3+聚合物凝胶）和“堵水+调剖”联合作业增油降水效果及其影响因素实验研究。结果表明，与单独堵水或调剖措施相比较，“调剖+堵水”联合作业增油降水效果较好。随堵水剂顶替液段塞尺寸增加，中低渗透层分流率增加，堵水增油降水效果提高，但采收率增幅呈现“先增后降”趋势，所以综合分析合理段塞尺寸为0.05 PV左右。除此之外，随储层原油黏度增加，水驱中低渗透层分流率减小，采收率降低；“堵水+调剖”措施后，注入压力升高幅度增加，中低渗透层分流率增加，但最终采收率仍然较低。

堵水；调剖；堵水+调剖；采收率；分流率；物理模拟

SZ36-1油田是一个在前第三系古潜山背景上发育起来的下第三系披覆构造，其主力储集层为东营组下段，包括O、Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ油组，其中Ⅰ和Ⅱ油组为主力油层。储层为疏松砂岩，孔隙以原生粒间孔占绝对优势，喉道为缩颈喉道，储层孔喉半径主要分布在5 ~ 63 µm，最大孔喉半径可达200 µm以上，储层以高孔（特）高渗疏松砂岩为主，次为中孔、中渗储层，孔隙度29% ~ 35%，渗透率0.1×10-3~10.0×10-3µm2。地层水为NaHCO3型，pH值7.5 ~ 9.0，平均矿化度6 071 mg/L，HCO3

-平均质量浓度2 084 mg/L，CO32-质量浓度231 mg/ L。储层黏土矿物X衍射、扫描电镜和薄片观察表明，岩石胶结物以泥质为主，平均质量分数9%，黏土矿物以蒙脱石、伊利石和高岭石为主。蒙脱石呈薄膜状分布于颗粒表面，与外来流体接触面积大，易于发生敏感性损害。原油具有黏度高和胶质沥青质含量多等特点，注水开发导致储层温度压力降低、气体从原油中逸出和油中蜡质在孔喉处析出，造成孔喉堵塞和注水困难[1-4]。除此之外，SZ36-1油田注水开发过程中不仅造成突进现象严重，而且注入水对岩石结构冲刷和破坏作用又进一步加剧了储层非均质性和突进现象，这就亟需采取有效封堵措施以达到液流转向的目的。然而由于采取筛管完井方式，限制了颗粒类堵水剂使用，而普通聚合物凝胶类堵水剂强度又难以满足实际需求。淀粉接枝共聚物具有初始黏度较低、成胶强度大和稳定性好等优点，近年来在陆地油田特高渗透条带治理工作中发挥了重要作用[5-8]。本文针对SZ36-1油田储层地质和流体性质，以高分子材料学、物理化学和油藏工程为理论指导，以仪器检测、化学分析和物理模拟为技术手段，以采收率和分流率为评价指标，开展了堵水、调剖和“堵水+调剖”联合作业增油降水效果实验研究和机理分析，为渤海油田堵水调剖技术决策提供了实验依据。

表1 水质分析结果

1 实验条件

1.1 实验材料

堵水剂（淀粉接枝共聚物）中交联剂和引发剂由中国海洋石油服务股份有限公司提供，有效质量分数100%；丙烯酰胺和无水硫酸钠由天津市大茂化学试剂厂生产，有效质量分数分别为98%和97%；羟丙基淀粉由石家庄利达淀粉厂生产，有效质量分数为100%。调剖剂为Cr3+聚合物凝胶，交联剂由东北石油大学实验室合成，聚合物为大庆炼化公司生产部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量1 900×104，固含量88%。

实验用油为模拟油，由SZ36-1油田脱气原油与煤油按一定比例混合而成，实验用到4种黏度油，分别为15 mPa·s、45 mPa·s、75 mPa·s和150 mPa·s。

实验用水为模拟注入水（简称注入水），是按照SZ36-1油田注入水水质分析（表1）室内配制而成。

实验模型由3种渗透率人造均质岩心并联而成[9，10]，单块岩心外观几何尺寸为：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm，渗透率Kg分别为6 000×10-3µm2、1 500×10-3µm2和500×10-3µm2。

1.2 仪器设备

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试原油、调剖剂和堵水剂黏度。采用岩心驱替实验装置测试堵水剂和调剖剂堵水调剖效果（采收率），装置由平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等部件组成，除平流泵和手摇泵外，其它部分置于65 ℃保温箱内。实验设备和流程见图1。

实验采取“同注分采”模式，通过分别收集、计量和计算高、中、低渗透层采液量、分流率（小层采液量占注入量百分数）、含水率和采收率，据此评价堵水、调剖和“堵水+调剖”联合作业增油降水效果，并进行液流转向机理分析。

1.3 方案设计

（1）措施类型对增油降水效果的影响

图1 实验设备及流程示意图

方案1-1：水驱至含水98%

方案1-2（堵水）：水驱至含水98% + 0.05 PV前置段塞（淀粉4%）+0.075 PV堵水剂（4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水亚硫酸钠，下同）+0.025 PV保护段塞（淀粉4%）+0.05 PV顶替段塞（1 500 mg/L聚合物溶液）+后续水驱至含水98%。

方案1-3（调剖）：水驱至含水98%+0.075 PV调剖剂（Cr3+聚合物凝胶，CP=3 500 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1）+后续水驱至含水98%。

方案1-4（堵水+调剖）：水驱至含水98%+堵水段塞组合（0.05 PV前置段塞（淀粉4%）+0.075 PV堵水剂+0.025 PV保护段塞（淀粉4%）+0.05 PV顶替段塞（聚合物溶液CP=1 500 mg/ L））+0.075 PV调剖剂（Cr3+聚合物凝胶，CP=3 500 mg/L，聚 ∶Cr3+=180∶1）+后续水驱至含水98%。

上述实验用油黏度为45 mPa·s。

（2）堵水剂放置位置（顶替段塞尺寸）对“调剖+堵水”措施增油效果的影响

方案2-1 ~ 方案2-5：水驱至含水98%+堵水段塞组合（0.05 PV前置段塞+0.075 PV堵水剂+保护段塞0.025 PV+顶替段塞（0 PV、0.05 PV、0.1 PV、0.15 PV和0.2 PV））+0.075 PV调剖剂（Cr3+聚合物凝胶，CP=3 500 mg/L，聚∶ Cr3+=180∶1）+后续水驱至含水98%。

上述实验用油黏度为45 mPa·s。

（3）原油黏度对“调剖+堵水”措施增油降水效果的影响

方案3-1 ~ 方案3-4：水驱至含水98%+堵水剂组合（0.05 PV前置段塞+0.075 PV堵水剂+保护段塞0.025 PV+0.05 PV顶替段塞）+0.075 PV调剖剂（Cr3+聚合物凝胶，CP=3 500 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1）+后续水驱至含水98%。

上述各个实验方案用油黏度为 15 mPa·s、45 mPa·s、75 mPa·s和150 mPa·s。

2 结果分析

2.1 措施类型对增油降水效果的影响

（1）采收率

措施类型对增油降水效果影响实验结果见表2。

表2 措施类型对增油降水效果影响实验数据

从表2可以看出，措施类型对增油降水效果存在影响。与调剖措施相比较（20.2%），堵水措施采收率增幅较大（21.1%）。这不仅与水驱后采出端中低渗透层剩余油饱和度较高即剩余油潜力较大有关，而且也与堵水剂堵水强度较高有关。与堵水或调剖措施相比较，“调剖+堵水”联合作业注入压力升高幅度较大，含水回升速度较慢，采收率增幅较大（26.2%）（图2）。从技术经济角度考虑，调剖措施药剂费用明显较低，技术经济效果较好。进一步分析表明，堵水措施对中渗透层采收率增幅影响不大，且采收率增幅小于调剖措施的采收率增幅，表明堵水剂可能对中渗透层产生了封堵作用，进而减小了该层剩余油动用程度。由此可见，堵水剂注入过程中注入压力一定要低于中低渗透层吸液启动压力，以免堵水剂对其渗透能力造成不利影响，进而削弱堵水增油效果。

（2）分流率

实验过程中各小层分流率与PV数关系见图3。

图2 注入压力、含水率和采收率与PV数的关系

图3 小层分流率与PV数关系

从图3可以看出，与水驱结束时注入压力相比较，尽管堵水（方案1-2）或调剖（方案1-3）实施过程中注入压力有了较大幅度增加（图2），但其增幅却明显低于“调剖+堵水”联合作业的值，因而各个小层分流率变化幅度不大，表明调剖或堵水液流转向效果都不是十分明显，因而中低渗透层动用程度较低，采收率增幅较低。当采取了“调剖+堵水” （方案1-4）联合作业措施后，注入和采出端高渗层都受到有效封堵，促使更多后续注入水进入中低渗透层，使其剩余油得到有效动用，因而采收率增幅明显提高。进一步分析发现，由于部分堵水剂进入了中渗层，增大了渗流阻力，导致低渗层分流率和采收率都高于中渗层的值。由此可见，矿场实施“堵水+调剖”措施时注入压力应当低于中低渗透层吸液启动压力。

2.2 堵水剂放置位置对“堵水+调剖”措施增油降水效果的影响

（1）采收率

堵水剂放置位置即顶替液段塞尺寸对“堵水+调剖”措施增油降水效果影响实验结果见表3。

从表3可以看出，顶替液段塞尺寸对“堵水+调剖”措施增油降水效果存在影响。随顶替液段塞尺寸增加，模型整体采收率增幅呈现“先增后降”变化趋势。当顶替液段塞尺寸为0.05 PV左右时，采收率增幅较大，技术经济效果较好。

（2）分流率

实验过程中小层分流率与PV数关系见图4。

表3 堵水剂放置位置即顶替液段塞尺寸对“堵水+调剖”措施增油降水效果影响实验数据

图4 小层分流率与PV数关系

从图4可以看出，随注入顶替液段塞尺寸增加，后续水驱压力增高，含水下降幅度增大，采收率增幅增加。分析其原因表明，由于顶替液为聚合物溶液，它本身也是一种调剖剂或液流转向剂，它除了起到将堵水剂推入岩心深部作用外，也可以发挥阻止采出端中低渗透层内液体回流高渗透层功效。因此，后续水驱注入水对中低渗透层波及效果更好，采收率增幅更大。

2.3 原油黏度对“堵水+调剖”措施增油降水效果的影响

（1）采收率

原油黏度对“堵水+调剖”措施增油降水效果影响实验结果见表5。

表5 原油黏度对“堵水+调剖”措施增油降水效果影响数据

从表5可以看出，原油黏度对“堵水+调剖”措施增油降水效果存在影响。随原油黏度增加，水驱注入压力升高，但采收率减小（图5）。实施“堵水+调剖”措施后，原油黏度愈高，注入压力升幅愈大，含水下降幅度愈大，但最终采收率愈小。

图5 注入压力、含水率和采收率与PV数关系

（2）分流率

实验过程中各小层分流率与PV数关系见图6。

从图6可以看出，在水驱阶段，随原油黏度增加，注入压力增高，高渗透层分流率增大，中低渗透层尤其是低渗透层分流率减小。实施“堵水+调剖”措施后，由于堵水剂和调剖剂分别对采出端和注入端高渗透层实施了有效封堵，促使后续注入水进入中低渗透层尤其是低渗透层，造成高渗透层分流率减小，中低渗透层分流率增加。进一步分析发现，在“堵水+调剖”措施实施过程中，原油黏度愈高，注入压力愈高，低渗透层分流率愈大。

图6 小层分流率与PV数关系

3 结论

（1）与堵水或调剖措施相比较，“调剖+堵水”联合作业增油效果较好。小层分流率数据分析表明，由于部分堵水剂进入了中渗层，增大了渗流阻力，导致低渗层分流率和采收率都高于中渗层的值。由此可见，矿场实施“堵水+调剖”措施时注入压力要低于中低渗透层吸液启动压力。

（2）随顶替液段塞尺寸增加，模型采收率增幅总体上呈现“先增后降”变化趋势。当顶替液段塞尺寸为0.05 PV左右时，采收率增幅较大。由此可见，在矿场实施过程中，并不是顶替段塞尺寸越大越好，应综合考虑现场施工工艺，技术经济成本等因素设定出最合理的注入段塞尺寸。

（3）随储层原油黏度增加，水驱过程中中低渗透层分流率减小，采收率降低；“堵水+调剖”措施后，注入压力升高幅度增加，中低渗透层分流率增加，采出程度提高，但模型最终采收率仍然较低。这说明对于层间非均质储层，原油黏度越高调剖堵水的采收率收益越低，所以要想进一步提高高黏油储层的采出程度，应在调剖堵水的基础上适当采取其他措施。

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Study on the Effect of “Water Shut-off and Profle Control” Combined Operation and Liquid Diverting Mechanism: A Case Study of SZ36-1 Reservoirs in Bohai Oilfeld

XU Guorui1, JU Ye1, LI Xiang1, SU Xin2, LU Xiangguo2, YAN Dong2
（1. Tianjin Branch of China Oilfield Services Limited, Tanggu Tianjin 300452, China; 2. Key Laboratory of Enhanced Oil Recovery of Education Ministry, Northeast Petroleum University, Daqing Heilongjiang 163318, China）

SZ36-1 Oilfeld, characterized by loose reservoir, serious heterogeneity, high average permeability, high viscosity of crude oil and large amount of water injected in single well, is in an urgent to take the liquid diverting measures to achieve the effect of stabilizing oil production and controlling water cut. In order to meet the technical requirements of the oil reservoir management, the authors, taking SZ36-1 reservoirs in Bohai Oilfeld as the object, studied the effect and infuence factor of water shut-off (starch graft copolymer as the agent), profle control ( Cr3+Polymer gel as the agent) and “water shut-off and profle control” combined operation by indoor physical simulation. The results showed that the effect of “water shut-off and profle control” combined operation were better than that of individual water shut-off or profle control in increasing oil production and decreasing water cut. With the increase of liquid slug size replaced by the plugging agent, the split ratio of the reservoirs with low to middle permeability increased and the effect of increasing oil production and decreasing water cut increased. However, the recovery factor showed the trend of "frst increasing and then dropping". Therefore, the reasonable slugging size is about 0.05 PV. Besides, with the increase of oil viscosity in the reservoir, the split ratio and recovery of the reservoir with low to middle permeability by water drive decreased; injection pressure and split ratio of the reservoir with low and middle permeability increased after taking the measures of water shut-off and profle control, but the fnal recovery still very low.

Water shut-off; profle control; water shut-off and profle control; recovery; split ratio; physical simulation

TE358

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2017.01.030

1008-2336（2017）01-0030-07

2016-08-22；改回日期：2016-12-06

徐国瑞，男，1983年生，高级工程师，2008年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，从事海上油田提高采收率技术研究。E-mail: 1214239187@qq.com。