调剖调驱剂合理注入压力及液流转向驱效果研究*——以渤海LD5-2油田为例

孟祥海，刘义刚，王传军，柴世超，魏 伟

（1.中海油（中国）有限公司 天津分公司 渤海研究院，天津300450；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）

渤海油田群具有注采井距较大、注采强度较高、储层厚度较大、平均渗透率较高、非均质性较强、原油黏度较高和岩石胶结强度较低等特点，水驱开发效果较差[1-3]。LD5-2油田位于渤海辽东湾海域，区域上位于辽东湾海域辽西凹陷中段，东侧紧靠辽西低凸起，属于辽西1号断层下降盘上的一个断块构造，储层平均渗透率超过1000×10-3μm2。长期高强度注水冲刷造成储层结构破坏，形成优势通道，目前，油田开发已经进入中高含水开发期[5]，亟待采取深部液流转向措施[4,5]。近年来，渤海油田调剖调驱技术研究和矿场试验取得重要进展，为油田稳油控水做出了重要贡献[6,7]。但也必须看到，随着调剖调驱轮次增加，调剖调驱效果逐渐变差[8-11]。分析发现，除了调驱剂油藏适应性和延缓成胶性等方面存在问题和不足外，调剖调驱施工过程中注入压力过高致使药剂进入中低渗透层也是重要原因。一旦药剂进入中低渗透层，滞留作用就会产生附加渗流阻力，进而引起吸液压力大幅度升高，最终造成吸液压差和吸液量减小[12-15]。由此可见，调剖调驱施工过程中注入压力低于中低渗透层吸液启动压力就可以避免伤害中低渗透层，进而获得较好增油降水效果。近年来，有关储层岩石渗透率与吸液启动压力关系研究受到石油科技工作者高度重视。葛嵩等通过对无机地质聚合物凝胶的启动压力测试，证明高低渗透层极差越大，低渗层启动压力越低[16]；赵树成等通过LH2500新型抗盐聚合物现场试验，认为油层启动压力与渗透率、流体性质密切相关，只有当注入压力达到油层中液体流动压力，油层才开始动用[17]；杨树坤等通过对实验数据回归分析，得到启动压力梯度与温度关系曲线，认为热膨胀和降低启动压力是致密油藏热水驱主要增油机理[18]。虽然相关工作成果已经证实，调剖剂注入速度与液流转向效果密切相关，但由于施工设计时无法预先确定储层吸液启动压力，也就难以有效控制注入压力，往往因注入压力过高造成低渗透储层伤害和影响液流转向效果。为满足目标油藏调剖调驱技术需求，本文拟采用物理模拟方法，开展调驱剂最低注入压力优化及调驱效果研究，研究成果对于矿场技术决策具有重要参考价值。

1 测试条件

1.1 测试材料

调剖剂为Cr3+聚合物凝胶，其中聚合物为部分水解聚丙烯酰胺（相对分子质量1900×104，固含量88%），交联剂为有机铬。调驱剂为聚合物微球（初始粒径中值3.5μm，完全水化时间5d左右）。上述药剂由中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海研究院提供。

实验用水为LD5-2油田注入水，注入水水质分析见表1。

表1 水质分析Tab.1 Salty analysis

实验用油为模拟油，由LD5-2油藏原油与轻烃混合组成，55℃下黏度17.0mPa·s。

岩心为石英砂环氧树脂胶结人造方岩心[19,20]，几何尺寸：宽×高×长=4.5cm×4.5cm×30cm，渗透率Kg=5600×10-3、3200×10-3和800×10-3μm2。

1.2 仪器设备和测试步骤

岩心驱替实验仪器设备主要包括气瓶、手摇泵、平流泵、压力传感器（压力表）、岩心夹持器和中间容器等，除平流泵和手摇泵外，其它部分置于恒温箱内。实验设备流程见图1。

图1 设备及流程示意图Fig.1 Equipment and process diagram

测试步骤（1）室温下岩心抽真空饱和地层水，测量孔隙体积，计算孔隙度；（2）55℃条件下单块岩心水测渗透率；（3）55℃条件下单块岩心饱和油，计算含油饱和度；（4）将高中低3块岩心组成并联岩心，以1mL·min-1进行水驱，记录该速度下各岩心分流率，直到综合含水率95%，取此时注入压力P1为基准参考压力；（5）以不同注入压力（P1的倍数）和“恒压”方式注入调剖剂或“调剖剂+调驱剂”；（6）调剖剂候凝24h（调驱剂缓膨3d）后，以1mL·min-1后续水驱至综合含水率98%；（7）建立注入压力与分流率间关系。

1.3 方案设计

（1）调剖剂注入压力对驱油效果和分流率的影响

溶剂水 注入水；

调剖剂 聚合物（2000mg·L-1）+Cr3+交联剂（1000mg·L-1）；

注入压力 方案1-1，1.0P1；方案1-2，1.5P1；方案1-3，2.0P1；方案1-4，5.0P1；方案1-5，10.0P1,其中，P1为水驱到含水95%时的稳定压力。

段塞尺寸0.1PV；

评价指标 调剖剂注入压力对驱油效果和分流率关系。

（2）“调剖剂+调驱剂”注入压力对驱油效果和分流率的影响

溶剂水 注入水；

组成 调剖剂“聚合物（2000mg·L-1）+Cr3+交联剂（1000mg·L-1）”，调驱剂（3000mg·L-1）；

方案内容 根据方案1-1～方案1-5实验结果，优选调剖剂的注入压力P2，再分别以小于P2、或等于P2、或大于P2的压力设计“方案2-1”、“方案2-2”和“方案2-3”中调驱剂注入压力，并开展驱替实验。

段塞尺寸0.1PV调剖剂+0.2PV调驱剂；

评价指标“调剖剂+调驱剂”注入压力对驱油效果和分流率关系。

2 结果分析

2.1 调剖剂注入压力对驱油效果和分流率的影响

将并联岩心以“恒速”方式（1mL·min-1）水驱到含水率95%，此时注入压力P1=0.004MPa。采用1.0P1、1.5P1、2.0P1、5.0P1和10.0P1注入压力和“恒压”方式注入0.1PV调剖剂，候凝24h后再以“恒速”（1mL·min-1）方式进行后续水驱。

2.1.1 动态特征 实验过程中调剖剂注入时间和各阶段采收率见表2，注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图2。

表2 各驱替阶段结束时采收率Tab.2 Recovery at the end of each displacement phase

图2 注入压力、含水率和采收率与PV数关系Fig.2 Relationship between injection pressure,water content and recovery factor and PV number

由表2可以看出，调剖剂注入压力对最终采收率存在较大影响。在调剖剂（恒压）注入阶段，初期调剖剂主要进入高渗透层并发生滞留和增加渗流阻力，随注入PV数增加，中低渗层开始吸入调剖剂和渗流阻力增加。由于采用"恒压"注入方式，渗流阻力增加引起注入速度降低即注入时间延长。在后续水驱阶段，由于调剖剂在各个渗透层内滞留量不同，启动压力升高幅度不同，吸液压差和吸液量变化幅度也就不同。随调剖剂（恒压）注入压力升高（见图2），中低渗透层调剖剂滞留量增加，吸液启动压力升高，后续水驱阶段吸液压差和吸液量减小，扩大波及体积效果变差，最终采收率和增幅呈现减小趋势。

尽管降低调剖剂注入压力可以取得较好液流转向效果，但同时也增加了注液时间，这不仅延长了施工作业时间、提高了作业费用，而且也破坏了油藏注采平衡。考虑到注入压力1P1与1.5P1采收率增幅差别不大，因而推荐1.5P1为后续实验调剖调驱剂注入压力。

2.1.2 液流转向效果 实验过程中不同注入阶段各渗透层吸液占比见图3。

图3 不同注入阶段各小层总分流率Fig.3 Total diversion rate of each layer in different injection stages

由图3可以看出，在调剖剂注入阶段，注入压力大于1.5P1（0.006MPa）时中渗层开始大量吸入调剖剂，注入压力为2.0P1（0.008MPa）时低渗层开始吸入调剖剂。由此可见，注入压力超过2P1后高中低渗透层都在吸入调剖剂，致使渗流阻力、吸液启动压力和注入压力明显升高（见图2），并且中低渗透层尤其是低渗透层启动压力升幅较大。在后续水驱阶段，由于“方案1-1”注入压力较低（1.0P1），中低渗透层调剖剂吸入量很少，吸液启动压力未受到明显影响，因而中低渗透层吸液占比大幅度升高，此时中渗透层分流率大于低渗透层，低渗透层大于高渗透层；随着“方案1-2”、“方案1-3”和“方案1-4”调剖剂注入压力逐渐升高，中低渗透层尤其是中渗透层调剖剂吸入量增加，吸液启动压力受到较大影响，因而中低渗透层尤其是中渗透层吸液占比开始逐渐减小，此时低渗透层分流率大于中渗透层，中渗透层大于高渗透层；随着“方案1-5”调剖剂注入压力进一步升高，中低渗透层尤其是低渗透层调剖剂吸入量较大幅度增加，吸液启动压力明显影响，因而中低渗透层尤其是低渗透层吸液占比明显减小，此时高渗透层分流率大于中低渗透层，调剖液流转向作用完全失效。

综上所述，调剖剂注入压力对各渗透层吸液量以及后续液流转向有较大影响。过低注入压力意味着过长注入时间即过高施工作业费用，过高注入压力则意味着过多调剖剂进入中低渗透层，即过大吸液启动压力升高幅度。从注入时间和液流转向效果两方面考虑，推荐后续“调剖剂+调驱剂”驱替实验中调剖剂“恒压”注入压力P2=1.5P1。

2.2 “调剖剂+调驱剂”注入压力对驱油效果和分流率的影响

将并联岩心以“恒速”（1mL·min-1）方式水驱到含水率95%，采用P2=1.5P1“恒压”方式注入0.1PV调剖剂，候凝24h后再分别以P2=1.0P1、1.5P1和3.0P1“恒压”方式注入调驱剂，缓膨3d后以“恒速”（1mL·min-1）方式后续水驱到含水98%。

2.2.1 动态特征 实验过程中两种化学药剂注入时间和各阶段采收率见表3，注入压力、含水率及采收率与PV数关系见图4。

表3 各驱替阶段结束时采收率Tab.3 Recovery at the end of each displacement phase

图4 注入压力、含水率和采收率与PV数关系Fig.4 Relationship between injection pressure,water content and recovery factor and PV number

由表4可以看出，在水驱采收率基本相同条件下，“方案2-1”采用“1.5P1+1.0P1”注入压力和“恒压”方式分别注入“调剖剂和调驱剂”，最终采收率增幅最大，为22.85%。由此可见，随调驱剂注入压力升高，采收率增幅呈现小幅度减小，但注入时间大幅度下降。与调剖剂相比较，调驱剂注入压力对最终采收率影响较小。

2.2.2 液流转向效果 实验过程中不同注入阶段各渗透层总吸液量和总分流率见图5。

图5 不同注入阶段各小层总分流率Fig.5 Total diversion rate of each layer in different injection stages

由图5可以看出，与“方案2-3”相比较，“方案2-1”和“方案2-2”调驱剂注入压力较低，中高渗层吸入量较多，二小层总分流率合计97.97%和95.81%，低渗层吸液量少，为2.03%和4.19%，因而低渗透层启动压力增幅较小，后续水阶段吸液压差和吸液量较大，扩大波及体积效果较好。综合考虑开发效果与作业成本，优选1.5倍水驱压力作为注入压力，可以达到较好的技术经济效果。

3 结论

（1）随调剖剂和调驱剂注入压力升高，中低渗透层吸液压差和吸液量增加，吸液启动压力增加，后续水驱阶段吸液压差和吸液量减小，液流转向效果变差。

（2）与调剖剂相比较，调驱剂注入压力对深部液流转向效果影响较小。

（3）当以水驱结束时，注入压力P值1.5倍作为调剖剂和调驱剂注入压力时，调剖调驱可以取得较好技术经济效果。