缓膨颗粒对塔河油田缝洞型油藏的调堵机理分析*

李 亮，张汝生，伍亚军，武俊文，柳建新

（1.中国石化西北油田分公司石油工程技术研究院，新疆乌鲁木齐 830011；2.中国石化缝洞型油藏提高采收率重点实验室，新疆乌鲁木齐 830011；3.中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083；4.长江大学石油工程学院，湖北武汉 430100）

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏是经过多期次的古构造-岩溶叠加改造作用而形成的古潜山型油藏，具有高温（120数150℃）、高矿化度（200数250 g/L）、高钙镁、强非均质性的特点［1-2］。受构造作用和古岩溶作用的影响，储渗空间形态多样、分布不均，储层主要有裂缝型、缝洞型、溶洞型及其复合类型。缝洞结构既是油气储集空间又是油水渗流通道。此类油藏开发过程初期产量较大，但一旦生产井见水，含水即迅速上升，导致产量大幅度下降，因此选择合适的控水增油技术是油田稳产的关键［1，3-5］。

大量研究和应用表明，预交联缓膨颗粒对强非均质、裂缝型砂岩油藏具有很好的控水增油效果［6-9］。但塔河油田高温高盐的油藏条件和复杂的储渗构造对缓膨颗粒在耐温抗盐性能、油水选择性等方面提出了更高的要求。塔河油田提高采收率长期实践表明，仅依靠堵水作业无法很好解决波及效率低、控水有效期短、注水效率低等问题。而采用缓膨颗粒进行流道调整可封堵水驱优势通道，促使深部液流转向，从而显著增大水驱波及效率，更有利于缝洞型油藏中高含水期提高采收率［4，7，10-11］。

笔者参考文献［12］，以支化功能单体为基础，通过反相悬浮聚合制备的超支化缓膨颗粒具有较好的抗温抗盐性能，颗粒膨胀后仍具有较高的强度。通过调整合成方法，颗粒初始粒径在1 μm数1 mm 灵活可调，适合不同裂缝宽度的缝洞型油藏调堵。由于缝洞型油藏储集体形态和流体流动特征不同于常规砂岩油藏，因此对缝洞型油藏进行有效的物理模拟一直是室内研究的难点问题［11，13］。为分析超支化缓膨颗粒的调堵机理，本文使用简单的填砂管模型和二维可视化缝洞概念模型对其选择性堵水机理和流道调整机理进行了研究，以期为缝洞型油藏提高采收率研究提供依据。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

抗温抗盐超支化缓膨颗粒，初始粒径约200 μm，自制；模拟原油，用塔河油田地面脱气原油加煤油稀释而成，30℃下的黏度为15 mPa·s；模拟水，按塔河油田地层水组成配制，矿化度223802.8 mg/L，pH值6.8，离子组成（单位mg/L）为：Na++K+73298.4、Ca2+11272.5、Mg2+1518.8、Cl-137529.5、HCO3-183.6；填砂管，长50 cm、直径25 mm，3个测压点沿填砂管均匀分布在入口、入口1/3和入口2/3处。

高温高压岩心流动装置、高温高压可视化缝洞模型，江苏联友科研仪器有限公司；高温高压可视化缝洞模型由微量注入泵、显微镜、图像采集设备、中间容器等组成，在8 cm×8 cm 石英玻璃上刻蚀缝洞型流道用于制备缝洞模型。

1.2 实验方法

（1）膨胀速率的测定

称取约0.5 g 实验样品和适量模拟水（或模拟油），置于安瓿瓶中并密封，放入装满水的老化罐中，在140℃烘箱中溶胀一段时间后，用筛网滤去溶液，用滤纸小心吸去颗粒表面的液体，称量缓膨颗粒的质量。随后重新加入模拟水（或模拟油）继续浸泡，重复上一步实验操作，直至实验设计时长［14］。根据测量缓膨颗粒在不同浸泡时间下的质量变化，可得到其膨胀倍数随时间变化的关系曲线。按膨胀后颗粒质量的增加值与膨胀前颗粒初始质量的比值计算膨胀倍数。

（2）封堵率的测定

使用较高渗透率的填砂管模拟缝洞型油藏，测量其渗透率和孔隙度；水驱或油驱压力稳定后注入0.2 PV 质量分数为0.5%的缓膨颗粒悬浮液；密闭140℃下加热一定时间使颗粒充分膨胀；继续水驱或油驱，记录驱替过程中的压力变化。按封堵前后的渗透率差值与封堵前渗透率的比值计算封堵率。

（3）液流转向性能

并联高低渗（1050×10-3、206×10-3μm2）填砂管模拟不同宽度裂缝的组合，考察缓膨颗粒对流道的调整能力。当水驱压力稳定后注入0.2 PV 0.5%的缓膨颗粒悬浮液；密闭140℃下加热一定时间使颗粒充分膨胀；继续水驱，记录驱替过程中注入端压力的变化和高低渗填砂管的出液量。

（4）填砂管驱油

使用高渗（2426×10-3μm2）填砂管模拟缝洞型油藏，考察流道调整后的驱油特征。填砂管预先饱和油，水驱至含水100%后注入0.2 PV 0.5%的缓膨颗粒悬浮液；密闭140℃下加热一定时间使颗粒充分膨胀；继续水驱，记录驱替过程中压力、含水率和采收率的变化。

（5）微观可视化驱油

可视模型由并联的大缝洞和小裂缝组成，其中大缝洞的裂缝内径0.5 mm，溶洞为边长4 mm 的正方形孔洞，小裂缝内径0.2 mm。为便于观察，用苏丹红染色的柴油替代模拟油。首先用染色柴油驱替至模型完全充满，随后用模拟水继续驱替，当水驱达到含水98%以上时注入0.5%的缓膨颗粒悬浮液，密闭模型，高温加热一段时间后继续水驱。记录压力变化，同时通过显微摄像系统记录实验视频及图片。

2 结果与讨论

2.1 缓膨颗粒选择性堵水机理

2.1.1 油水膨胀速率

缓膨颗粒在模拟水或模拟油中浸泡不同时间的膨胀倍数见图1。缓膨颗粒具有明显延缓膨胀特性，150 h后基本达到溶胀平衡。在模拟水中的最大膨胀倍数为14倍，而在模拟油中的最大膨胀倍数为1.7 倍，二者具有显著的差异，表现出明显的选择性膨胀特征。250 h 后颗粒仍保持较好的形状和弹性。可见该缓膨颗粒适合在高温高盐油藏进行选择性堵水。

图1 缓膨颗粒的膨胀倍数随浸泡时间的变化

2.1.2 选择性堵水机理

水驱过程中填砂管的注入端（p1）、中部（p2）和采出端（p3）压力随注入量的变化如图2 所示。堵剂注入后，p1呈台阶式上升，而p2、p3变化很小，压力梯度较大。表明缓膨颗粒吸水膨胀后迅速建立起封堵，随着后续水驱量的增大，颗粒逐渐发生挤压变形和堆积压实，促使封堵压力持续上升。颗粒注入前的渗透率（Kw）为4337×10-3μm2，颗粒注入后的Kw'为1446×10-3μm2，堵水率为66.7%。由于颗粒在填砂管中运移缓慢，导致压力传导速度较低，中后部压力上升速度缓慢，当注入压力低于颗粒突破压力时可有效建立封堵，从而有效改善吸水剖面。因此在颗粒粒径与孔道直径相匹配的条件下，水化膨胀后颗粒的强度成为影响堵水效果的关键因素。由图可见，水驱最高稳定压力仅0.010 MPa。这主要是由于填砂管模型中优势通道以外的孔隙仍有较好的渗流能力，而缝洞模型基质一般不具备渗流能力。

图2 水驱过程中填砂管的各部压力随注入量的变化

油驱过程中填砂管的各部压力随注入量的变化如图3 所示。其压力沿程分布与水驱明显不同，主要表现为压力梯度较小，堵剂注入前后压力变化不明显。颗粒注入前的渗透率（Ko）为552×10-3μm2，颗粒注入后的Ko'为513×10-3μm2，堵油率为7%。这主要是由于缓膨颗粒在油中的膨胀倍数很小，难以通过颗粒变形搭桥建立有效的封堵。由图可见，油驱最高稳定压力为0.018 MPa，略高于水驱稳定压力，这主要是由于二者所使用的填砂管模型初始渗透率存在较大的差异所致。

结合图2 和图3 的实验结果，可以发现超支化缓膨颗粒具有明显的堵水不堵油的选择性堵水特征，有利于实现深部调堵。

图3 油驱过程中填砂管的各部压力随注入量的变化

2.2 缓膨颗粒对流道的调整能力

2.2.1 液流转向性能

由图4 可见，缓膨颗粒对填砂管的封堵使得高渗管的产液率从98%降至23%，同时使低渗管的产液率从2%升至77%，高渗管与低渗管的分流比从98∶2降至23∶77。表明颗粒在膨胀前由于尺寸较小随着注入水优先进入高渗管，吸水膨胀后封堵高渗管，迫使注入水逐渐转向进入低渗管。可见缓膨颗粒可通过封堵大裂缝迫使注入水进入小裂缝，从而调整流道、扩大水驱波及效率。

图4 缓膨颗粒对高低渗岩心的调剖效果

2.2.2 微观封堵运移机理

微观可视模型由直径0.5 mm 的裂缝和边长4 mm的正方形孔洞串联而成。通过分析水驱过程中压力与驱替时间的关系了解其封堵运移的过程。由图5 可见，缓膨颗粒在注入可视模型并吸水膨胀后体积明显增大，无法自由通过溶洞间的细小裂缝。在后续水驱作用下堆积在裂缝入口处并形成封堵，导致注入压力升高（A 点）；当压力高于0.2 MPa 时，颗粒发生形变并快速通过裂缝，进入下一个溶洞并在裂缝入口处滞留，此时出现注入压力的短暂下降（B点）；由于压力梯度较大，入口端的压差高于模型中部的压差，入口端的颗粒逐渐被推入模型中部，并在裂缝入口处累积，颗粒通过在入口处堆积搭桥形成更高的封堵能力，导致注入压力迅速上升（C点）；当颗粒再次发生弹性形变，并挤压流出模型后，压力持续下降到初始压力（D数E点）。

对比图2 和图5 水驱压力的差异还可以发现，同种颗粒堵剂应用在高渗透填砂管模型中的最大压力仅0.010 MPa，而在缝洞模型中则可达到1.2 MPa，二者相差约2个数量级，可见缝洞型油藏并不能简单应用砂岩油藏的物理模型去研究封堵强度。

缓膨颗粒是通过封堵-运移-再封堵-再运移来实现逐级封堵调驱的，同时裂缝两端的压差会导致低浓度的缓膨颗粒在裂缝入口产生浓缩效应，并进一步增大深部调堵能力。由此可说明图2中注入压力呈台阶式上升，以及图4 中后续水驱阶段注入压力发生波动的现象。

图5 缓膨颗粒的微观封堵运移过程

2.3 缓膨颗粒的驱油机理

2.3.1 填砂管驱油实验

如图6所示，水驱至采出液含水率达到100%时转注0.2 PV 0.5%缓膨颗粒悬浮液，颗粒吸水膨胀后建立封堵，促使注入压力急剧上升，采收率也出现明显的上升，最终采收率由51.7%上升至63.7%，提高采收率12.0%。实验结果表明，缓膨颗粒可有效封堵优势通道，提高注入端压力，迫使后续水驱转向，提高水驱波及效率；同时含水曲线出现一个深且宽的含水漏斗，有利于延长调堵的受效期。

图6 高渗填砂管驱油实验

2.3.2 微观驱油实验

水驱结束时较大缝洞中的模拟油被完全驱替，而小裂缝的残余油尚未启动。如图7 所示，注入缓膨颗粒并吸水膨胀后进行后续水驱，此时优势通道被缓膨颗粒封堵，迫使水流转向进入小裂缝，逐渐将小裂缝的模拟油驱替完全。实验结果表明，在缝洞型油藏中，未膨胀的颗粒会随着水流优先进入尺寸较大的缝洞，膨胀后在缝洞结合处实现卡封，从而启动小裂缝中的残余油，进而提高波及效率，增大原油采收率。

图7 缓膨颗粒封堵缝洞模型后的可视化驱油过程

3 结论

超支化缓膨颗粒在塔河油田油藏条件下具有较好的抗温抗盐性能和选择性堵水能力；可有效封堵高渗管，迫使注入水转向进入低渗管，调整流道扩大水驱波及效率。缓膨颗粒主要通过弹性颗粒挤压变形和堆积压实作用在缝洞结合处形成卡封，从而改变水驱流道促使深部液流转向。缓膨颗粒可通过在优势通道中逐级封堵和运移来实现沿程扩大波及效率，有利于实现缝洞型油藏提高采收率。