环保型无机沉淀转向剂性能特点及调驱能力研究

刘文辉

（中海油田服务股份有限公司研发应用部，天津300450）

改善油田水驱开发效果的主要技术手段是扩大波及体积，矿场常用的扩大波及体积技术包括聚合物驱、多元复合驱和弱凝胶调驱等［1-3］。近年来，随着油价走低、高温高盐油藏开发规模扩大及绿色环保开发油田的需要，环保型、低成本和耐温耐盐型调剖剂的需求日益增加，而现有聚合物凝胶和有机颗粒等调剖剂其耐温和抗盐性都无法满足此要求［4-8］。

在高盐油藏高渗透储层内富含二价金属阳离子的地层水，通过向储层注入引发剂，二者在岩石孔隙内相遇发生化学反应，形成无机沉淀，造成孔隙过流断面减小，渗流阻力增加，最终促使后续液流转向进入中低渗透层。在环境友好的前提下，达到扩大波及体积和提高采收率的目的。本源无机凝胶调剖技术（简称“OMGL”）在中国塔里木轮南、柴达木跃进、大港和中原等油田做了矿场试验，取得较好增油降水效果［9-12］。对于低矿化度油藏，因地层水内二价金属阳离子含量不高，所以需要人工补充，但这方面研究工作报道不多。针对海上油田深部调剖技术需求，本文拟以渤海油藏为模拟对象，开展无机沉淀体系性能特点及其调驱能力实验研究，以期为无机沉淀调驱实验研究及矿场试验提供参考依据。

1 实验条件

1.1 实验材料

层内沉淀生成药剂包括主剂Na2SiO3和助剂无水CaCl2，分析纯，国药集团化学试剂有限公司生产。

实验用水为渤海油田S区块、L区块、D区块模拟注入水和模拟海水，分别用“水型Ⅰ”、“水型Ⅱ”、“水型Ⅲ”和“水型Ⅳ”表示，其离子组成分析如表1所示。

表1 溶剂水离子主要化学组成 mg/L

1.2 实验设备

实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［8-9］，其中封堵效果实验用均质岩心渗透率Kg分别为 0.5、1、3、6、10 μm2； 宽×高×长=4.5 cm×4.5 cm×60 cm。调剖增油效果及其影响因素实验用岩心为非均质岩心，包括高、中、低3个渗透层，其渗透率Kg分别为 6、2、0.3 μm2；宽×高×长=4.5 cm×4.5 cm×60 cm。

层内沉淀调驱剂岩心封堵效果实验装置包括平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等。可视化微观模型是由2块有机玻璃板黏合而成，其实物照片见图1。模型包括两个注入端和一个采出端，其中沟槽宽度分别为1mm（采出端）和0.5mm（注入端）。

图1 可视化微观模型实物照片

2 结果分析

2.1 沉淀调驱剂性能试验结果

硅酸钠母液和水型Ⅰ混合后可形成整体或分散凝胶。针对0.015～0.5 mol/L的硅酸钠母液+水型Ⅰ体系（65℃），凝胶为白色絮状形态或白色半透明液体，密度与水接近，以整体或微粒形式分散悬浮于水中，如图2所示。

图2 层内沉淀调驱剂外观

图3为主剂与助剂溶液混合后生成物微观结构照片（350倍）。从图3可以看出，主剂与助剂混合初期即可形成絮状物，之后生成物开始扩散，30 min后扩散基本停止。该絮状物可吸附于岩石骨架表面形成涂层，导致孔隙过流断面减小幅度较大，进而增大流动阻力。当实验温度升至90℃时，成胶黏度、强度和成胶时间随温度升高时的变化不大，仍符合图2和图3所示的趋势。因此，该体系黏度对温度变化不敏感，耐温性较好，可用于高盐高温油藏。

图3 不同时间下生成物的微观形态照片

2.2 层内沉淀物封堵效果及其影响因素

2.2.1 岩心渗透率的影响

在实验用水“水型Ⅰ”和硅酸钠溶液浓度为0.02 mol/L条件下，岩心渗透率对封堵效果影响实验结果见表2。从表2可以看出，随岩心渗透率增加，封堵率增大，封堵效果显著提升。由此可见，层内沉淀物调剖技术尤其适合于存在特高渗透条带储层的液流转向作业。

表2 岩心渗透率对封堵效果影响实验结果

2.2.2 主剂浓度的影响

在实验用水“水型Ⅰ”和岩心渗透率Kg=3 μm2条件下，考察了硅酸钠溶液浓度对封堵效果的影响，结果见表3。从表3可以看出，在岩心渗透率基本相同的条件下，随硅酸钠溶液浓度增加，封堵率增大，封堵效果显著提升。当药剂浓度大于0.03mol/L时，封堵率增幅减小。从技术经济角度考虑，推荐主剂浓度范围为0.02～0.03 mol/L。

表3 硅酸钠溶液浓度对封堵效果影响实验结果

2.2.3 储层温度的影响

在实验用水“水型Ⅰ”和层内沉淀药剂浓度为0.03 mol/L的条件下，考察了储层温度对封堵效果的影响，结果见表4。从表4可以看出，随着地层温度升高，层内沉淀物对储层的封堵率变化不大。由此可见，层内沉淀调剖技术可应用于较高温度的油藏。

表4 储层温度对封堵效果影响实验结果

2.2.4 地层水矿化度的影响

在层内沉淀药剂浓度为0.03 mol/L条件下，考察了注入水矿化度对封堵效果的影响，结果见表5。从表5可见，对于水型Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ，地层水中钙镁离子含量接近，层内沉淀体系的封堵率相差不大。水型Ⅳ中的钙镁离子含量远高于另外3种水型，且封堵率提升明显。因此，富含二价离子的地层水有利于增加沉淀物生成量，进而提高对地层的封堵率。

表5 注入水矿化度对封堵效果影响结果

2.3 层内沉淀调驱剂提高采收率效果及其影响因素

2.3.1 主剂浓度的影响

表6为主剂和助剂浓度对调剖增油降水效果的影响。从表6可以看出，在层内沉淀调驱剂段塞尺寸相同条件下，随着主剂浓度增加，孔隙内生成沉淀物量增多，渗流阻力增加，注入压力增大，扩大波及体积效果提高，采收率增加。

表6 浓度对调剖增油降水效果影响数据

图4 注入压力、含水率和采收率与PV数的关系

图4为实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV数的关系。从图4可以看出，在水驱阶段，随着注入PV数增加，注入压力减小，含水率快速升高，采收率增加。在主剂和注入水交替注入阶段，随交替注入次数即PV数的增加，沉淀生成量增大，注入压力增大、中低渗透层吸液压差增加和波及体积增大，最终引起含水率下降和采收率增加。进一步观察和分析可知，当药剂浓度达到0.04 mol/L时，注入压力急剧增大，含水率降幅和采收率增幅减小。因此，推荐主剂浓度为0.02～0.03 mol/L。

2.3.2 药剂注入时机的影响

在主剂浓度为0.03 mol/L的条件下，考察了层内沉淀调驱剂注入时机对增油降水效果的影响，结果见表7。从表7可以看出，层内沉淀调驱剂注入时机愈早，储层含油饱和度愈高，驱替渗流阻力愈大。因此，调剖时机越早，岩心总体注入压力越高，中低渗透层吸液压差增幅越大，吸液量越多，扩大波及体积效果越好，采收率增幅越大。

表7 注入时机对增油降水效果影响测试结果

图5为实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入PV数的关系。从图5可见，层内沉淀调驱剂注入时机越早，高渗透层剩余油饱和度越高，油相渗透率越大，渗流阻力越大，总体注入压力越高，中低渗透层吸液压差增幅越大，吸液量越多，水驱动用程度愈好，含水率降幅越大，采收率增幅越大。进一步分析发现，尽管调剖时机对含水率降幅和采收率增幅以及前期和中期注入压力存在影响，但不同调剖时机最终注入压力却基本相同，表明调剖时机不会对沉淀物形成量造成影响。从井口注水设备耐压能力和油田开发投资回收期等角度考虑，调剖时机又不宜过早，建议含水率为85%～95%时比较适宜。

图5 注入压力、含水率和采收率与PV数的关系

2.4 沉淀物生成和封堵机理可视化实验研究

图6为微观模型初始状态和成垢剂化学反应的实验过程和生成物。

图6 沉淀物沉淀过程和封堵机理

3 结论

实验表明，随着岩心渗透率增加，封堵率增大，封堵效果提升。随着溶剂水中钙镁离子浓度增加，沉淀物生成量增加，封堵效果提升提高。

随层内沉淀调驱剂浓度增加，沉淀物生成量增多，岩心孔隙渗流阻力增大，封堵和调剖效果提升。当药剂浓度大于0.03 mol/L后，封堵率和采收率增幅逐渐降低，药剂费用增加。从技术经济角度考虑，药剂合理浓度范围应控制在0.02～0.03 mol/L。

调剖时机越早，岩心总体注入压力越大，中低渗透层吸液压差增幅越大，吸液量越多，扩大波及体积效果越好，采收率增幅越大。但从井口注水设备耐压能力和油田开发投资回收期等角度考虑，调剖时机又不宜过早，建议在含水率为85%～95%时比较适宜。