稠油油田组合调驱技术研究与矿场应用*

代磊阳，张云宝，黎 慧，王 楠，吕 鹏

（中海石油（中国）有限公司天津分公司 渤海石油研究院，天津300459）

稠油开采过程中，由于原油黏度和储层非均质性的影响，水驱开发效果较差，存在大孔道发育程度高、含水率升高过快的问题。针对稠油，主要通过蒸汽驱、掺稀油和加化学药剂等方法来降黏开采[1-4]。通常化学降黏的方法占地面积较小、可以节省作业空间，提升作业效率，而且降黏幅度大、工艺简单，在陆地和海上油田已经得到应用[5-9]。强化分散体体系与冷采体系是一类大分子降粘剂，分子量达到2万左右，具有水相增粘（1000mg·L-1水溶液粘度可达15mPa·s）、油相降粘的功能。笔者以渤海M油田为研究对象，开展了两种降黏剂的性能评价实验，并选定性能优良的体系开展矿场试验。

1 实验部分

1.1 仪器及试剂

布式粘度计（苏州江东精密仪器公司）；旋滴界面张力仪（北京哈科试验仪器厂）。

强化分散体系（含量为50%）为企业自主研发体系；实验用油为油田目标区块油样（地下粘度为230mPa·s）；实验用水为油田现场注入水，水质分析 结果见表1。

表1 目标井注入水离子构成Tab.1 Injection water ion composition of the target well

1.2 性能评价

1.2.1 界面性能测定 采用油田注入水分别与两种药剂体系按照不同比例混合，使用混合液测定与原油之间的界面张力。

1.2.2 乳化降黏效果 按照不同配比，将原油分别与两种药剂体系进行混合，恒温箱中放置1h。之后将混合样在250r·min-1的转速下搅拌2min，粘度计测量乳化液黏度，得出降黏百分数。

1.2.3 铬冻胶成胶时间和强度测定 采用注入水配置不同浓度的聚合物和交联剂，粘度计测试成胶时间和成胶强度。

1.2.4 铬冻胶注入性能测定 采用单管实验模型，从不同岩心渗透率及不同凝胶配方两方面考察优选凝胶体系的注入性能。

1.2.5 铬冻胶封堵性能测定 评价两种凝胶配方：0.3%聚合物+0.3%铬交联剂（低强度）、0.6%聚合物+0.6%铬交联剂（高强度）在不同渗透率下的封堵性能。

1.2.6 组合体系提高采收率测定 通过物模实验，验证不同加量的调剖体系与强化分散体系组合之后，对提高采收率的影响，验证组合体系的效果。

2 结果与讨论

2.1 界面张力

采用注入水配制不同类型和浓度（Cs=400、600、800、1000和1200mg·L-1）强化分散体系，它们与原油间界面张力测试结果见表2。

表2 界面张力测试结果(mN·m-1）Tab.2 Interfacial tension test results（mN·m-1）

从表2可以看出，强化分散体系与原油间界面张力较低。随药剂浓度增大，药剂与原油间界面张力呈现下降趋势。

2.2 乳化降黏效果

测试强化分散体系在不同浓度下与原油混合后的黏度，相关测试结果见表3，降黏率计算结果见图1。

表3 黏度测试结果Tab.3 Test results of viscosity

图1 降黏率与药剂用量关系Fig.1 Effect of dosage on viscosity reduction

从以上结果可以看出，在“油∶水”比相同条件下，随药剂浓度增加，乳状液黏度下降。在药剂浓度相同条件下，随“油∶水”比减小即乳状液中原油含量减少，乳状液黏度降低。随药剂浓度增大和“油∶水”比减小，乳化液降黏率都呈现增大趋势。药剂浓度高于800mg·L-1时，降粘率提升幅度不大，强化分散体系推荐浓度为800mg·L-1。

2.3 铬冻胶成胶性能

以凝胶强度达到稳定的时间为成胶时间，稳定的强度级别作为成胶强度。65℃下观察成胶后的凝胶有无脱水，评价凝胶的热稳定性，具体实验结果见表4。

表4 铬冻胶成胶情况Tab.4 Gelatinization of chromium jelly

由表4可知，聚合物与铬交联剂能形成凝胶。建议凝胶体系使用浓度为：0.3%～0.6%聚合物+0.3%～0.6%铬交联剂，成胶时间在6～10h，成胶强度较高，体系热稳定情况良好，在评价期内无脱水现象。

2.4 铬冻胶注入性能测定

考虑到分段塞组合设计需要不同强度的凝胶体系，实验选取低强度配方为：0.3%聚合物+0.3%铬交联剂；高强度配方为：0.6%聚合物+0.6%铬交联剂，考察了不同配方在填砂管岩心（渗透率约为5000mD）的注入压力情况，实验结果见图2。

图2 5000mD地层中不同配方的注入性Fig.2 Injectivity of different formulations to 5000mD layer

由图2可知，对于凝胶配方强度越低，渗透率不变条件下，最终达到的平稳压力越低，注入性越好。两种配方体系的注入皆不高，显示较好的注入性能。

2.5 铬冻胶封堵性能

实验时向岩心中注入0.3PV（孔隙体积）的凝胶成胶液，密封放置65℃烘箱中，候凝成胶后水驱测定封堵后的渗透率，测定凝胶的封堵性能，其中封堵率及残余阻力系数的计算公式见式（1）。

式中 E：封堵率，%；FRR：残余阻力系数；kw0：堵前渗透率，mD；kw1-堵后渗透率，mD。

建立单管物理实验模型岩心，渗透率约为5000mD，实验结果见表5。

表5 不同凝胶体系配方封堵性能Tab.5 Formula plugging properities of diflerent gel systems

由表5中数据可以看出，不同强度凝胶体系对填砂管封堵率均较高，封堵率都在95%以上，显示出较好的封堵性能。

2.6 组合体系对提高采收率影响

在岩心类型、强化分散体系浓度及用量、水驱含水均在90%情况一致的条件下，考察不同调剖段塞尺寸（0、0.05、0.075、0.10PV）组合强化分散体系对采出程度的影响，实验结果见图3。

图3 采收率与PV数关系Fig.3 Relationship between recovery and PV number

从图3可以看出，随调剖剂段塞尺寸增加，采收率增加。在调剖剂注入阶段，随注入量增加，注入压力增大，液流转向效果增强，强化分散体系波及体积增加，采收率增加。

3 矿场应用

组合调驱技术在渤海M油田B10井组中应用，现场实施65d，调剖体系注入2500方，强化分散体系注入5000方。措施后，受效井见到明显增油降水效果，如图4所示，措施后含水率由90%降低到75%以下，井组日产油由22方·d-1上升到55方·d-1，累计增油达到3800方，增油降水效果显著。

图4 B10井组生产动态曲线Fig.4 Production performance curve of B10

4 小结

（1） 当“油∶水”体积比小于7∶3时，强化分散体系与强化冷采体系相比，前者与原油间界面张力更低，乳状液黏度更低，并且降黏率可达到80%。

（2）当含水率较高时，强化分散体系更容易与原油产生乳化效果，形成O/W型乳状液。

（3）建议凝胶体系使用浓度为：0.3%～0.6%聚合物+0.3%～0.6%铬交联剂，成胶时间在6～10h。

（4）组合实验表明，调剖剂与强化分散体系组合可以提高采收率，矿场试验结果也进一步验证了该技术的可靠性。