复合凝胶调驱体系室内实验研究

王恩成

(中国石化中原油田分公司，河南 濮阳 457001)

引 言

自20世纪90年代以来，国内油田逐渐进入高含水期[1-4]，油水井间易形成窜流或水流通道，严重时甚至出现水淹现象[5-6]，从而导致油田水驱效果越来越差。如何提高注水波及效率，改善增产增注效率已成为注水开发油田亟需解决的技术难题之一。另一方面，高含水油藏条件还会导致储层内大量的剩余油和残余油无法采出[7-9]。因此，作为三次采油的调驱调剖技术应运而生，已成为油田开发生产实践中提高采收率的重要技术手段。目前，在适应不同油气藏环境条件的调驱技术以及调驱剂研究方面已取得了巨大的进展[10-14]。通过聚合物驱油可在一定程度上解决非均质较为严重的油藏区块注入流体波及效率问题，但由于聚合物易高温水解、耐盐性差，实际应用受到了一定限制。

本文针对中原油田中高渗复杂断块油藏进入高含水后期开发阶段所遇到的注采效果不佳的状况，开展了复合凝胶调驱体系性能室内实验研究。对配备的凝胶调驱体系的耐温性、注入性、封堵性进行了系统地实验分析，通过模型实验评价了凝胶体系的驱油效率。

1 复合凝胶调驱主剂筛选

1.1 主剂初选

所研究油藏是中原油田最早投入开发的中高渗复杂断块油藏，其含油面积28.87 km2，石油地质储量4 743.02×104t，温度80～90 ℃，注水压力≤30 MPa，矿化度(20～28)×104mg/L，渗透率(40～207)×10-3μm2。根据该油藏条件及多轮次注采调驱实践经验，选取纤维素醚作为复合凝胶体系的主要材料。纤维素醚是白色或淡黄色固体[15]，通常是颗粒状或粉状，其成胶时间和成胶强度可通过改变配方组成进行控制。多种纤维素醚作为降滤失剂、控粘剂、凝胶聚合物、驱油剂等被广泛应用于石油开采领域[15]。

初选5种纤维素醚作为主剂材料，编号分别为HK400、HK800、HG15、HG50Y、HPMC，在实验室内分别从基液黏度、成胶时间、热成胶可逆性3个方面进行了测试。热成胶可逆性是该油藏深部复合凝胶调驱体系的重要指标之一。所谓热成胶可逆性[16]，是指体系温度发生变化时可以发生溶胶-凝胶相转变，通常降低温度可发生凝胶作用，再次升温后又从凝胶变为溶胶。5种主剂材料的测试结果见表1。经过详细的实验对比分析，选出基液黏度较小、胶块弹性好的HK400和HG15纤维素醚作为主剂。

表1 主剂初步筛选实验结果Tab.1 Screen result of host agent for composite gel

1.2 主剂确定

为了进一步确定复合凝胶深部调驱主剂，采用NH4SCN和尿素两种凝胶化调节剂对HK400和HG15的基液黏度、成胶时间、凝胶稳定性进行了实验分析。实验时NH4SCN质量分数分别取0.5%、1%、2%和4%，尿素质量分数分别取0.5%、1%、2%、4%和6%。

NH4SCN和尿素质量分数对HK400和HG15凝胶性能影响的测试结果见表2、表3。由表2可知，随着NH4SCN质量分数的增加， HK400和HG15基液黏度都有所下降，成胶时间变长，HG15凝胶稳定性最高为16 d，而HK400凝胶稳定性最长可达25 d。而表3表明，尿素质量分数对HK400基液黏度和成胶时间均无明显影响，但对HG15基液黏度略有影响，且随尿素质量分数的增加而增大；尿素使得HG15凝胶稳定性变差。通过实验对比分析不难发现，HK400凝胶稳定性明显优于HG15。因此，确定选用HK400为复合凝胶调驱主剂。

表2 NH4SCN质量分数对HK400和HG15凝胶性能的影响Tab.2 Influence of NH4SCN mass fraction on performance of gel HK400 and HG15

表3 尿素质量分数对HK400和HG15凝胶性能的影响Tab.3 Influence of carbamide mass fraction on performance of gel HK400 and HG15

2 复合凝胶调驱主剂性能实验

2.1 主要实验材料和仪器

实验用油为文25东块原油，实验用水为文25东块污水。注水开发油藏物理模拟装置是由中原油田分公司采油工程技术研究院和湖北创联石油科技有限公司联合研制的专用仪器，可以完成包括空气泡沫驱油、水驱油、聚合物驱油和堵水调剖等多种实验，实验参数由计算机自动采集和记录，自动化程度高。岩心驱替实验用柱塞泵为美国伊斯科高压高精度柱塞泵，型号为Teledyne Isco 260D。恒温水浴(控温范围为室温～100 ℃，恒温波动度±2.0 ℃)。

2.2 热稳定性

实验条件：温度90 ℃，矿化度28×104mg/L，主剂2%，调节剂1.6%。复合凝胶体系的凝胶强度和凝胶状态随时间的变化情况见表4。由表4可知，复合凝胶体系的凝胶强度随时间的增加而增强，但90 d之后开始降低，而且出现少量脱水现象。图1为复合凝胶体系的黏度随时间的变化曲线。由图1可知，复合凝胶体系的黏度随时间的变化很小。说明在该实验条件下所配备的复合凝胶体系90 ℃时的热稳定性较好。

表4 复合凝胶体系在90 ℃、矿化度28×104 mg/L 条件下的耐温抗盐性能测试结果Tab.4 Temperature and salt resistance of composite gel system at 90 ℃ and salinity of 28×104 mg/L

图1 90 ℃时复合凝胶体系的黏度随时间变化曲线Fig.1 Varying curve of viscosity of composite gel system with time at 90 ℃

2.3 可注入性

实验条件：岩心水相渗透率70.04×10-3μm2，岩心孔隙度20%，注入液黏度87.6 mPa·s，实验温度73 ℃，注入速度1.0 mL/min。图2为复合凝胶调驱注入量随注入压力的变化曲线。由图2不难看出，注入压力随着复合凝胶注入体积的增加而逐渐上升，注入0.9 PV后压力趋于稳定，之后注入压力变化很小。实验结果说明所配置的复合凝胶调驱体系有利于注入。

图2 复合凝胶调驱可注入性实验结果Fig.2 Injection performance of composite gel in profile-control and flooding

2.4 复合凝胶体系驱替效果可视化评价

为了分析复合凝胶的封堵及驱替效果，开展了二维驱替模型实验研究，并专门设计了可视化装置。模型实验装置如图3所示，模型尺寸为25 cm×25 cm×1 cm，模型所用石英砂的粒径为0.25 mm和0.50 mm，模型的孔隙体积为35 ml，驱油用的模拟油由40#机油与煤油混合配成，饱和与驱替模型用水均为模拟注入水。

图3 二维驱替模型实验装置示意图Fig.3 Schematic diagram of 2D displacement experiment device

实验步骤为：模型饱和水→模型饱和油→水驱油→按要求注入复合凝胶堵剂→观察水驱油的效果。模型中注入复合凝胶堵剂前后的水驱油效果如图4所示。从图4(a)可以看出，复合凝胶堵剂注入前，水驱后可以明显观察到注入水沿着对角线方向的高渗条带窜进，并且很快水窜。图4(b)为注入复合凝胶后在高倍显微镜下观察到的模型中流体运动情况，可以明显观察到复合凝胶进入模型深部，而且复合凝胶在水压作用下不断突破并向前移动， 从而实现注入水的微观逐级逐步的改向。图4(c)为活性复合凝胶调驱后再进行水驱条件下模型中流体的运动情况，可以观察到注入水波及体积大大增加，进而达到提高原油采收率的目的。模型实验结果表明，复合凝胶可分散在水中并能在油藏深部逐渐运移、成胶、堵塞，提高储层中驱替液的波及体积，从而实现对储层的调驱作用。

图4 复合凝胶调驱模拟实验结果Fig.4 Simulation results of profile-control and flooding of composite gel

3 复合凝胶提高采收率室内模拟实验

3.1 不同注入模式下的采收率实验

3.1.1 实验条件

实验用油：文25东块原油；实验用水：文25东块污水；实验用岩心模型：地层砂填充的填砂管尺寸2.5 cm×50 cm；实验温度：90 ℃。

3.1.2 实验方法

装填高低渗两根填砂管，量测水相渗透率后，饱和油室温条件下老化3 d；连接成双管并联流程，90 ℃恒温3 h后，进行水驱；记录水驱时的压力、采出液量、采出油量。当含水达到90%时，注入2.0 g/L×0.3 PV的MO-4000聚丙烯酰胺溶液，进行后续水驱；当采出液含水再次达到90%时，再注入1.5 g/L×0.3 PV或3.0 g/L×0.15 PV的复合凝胶，放置5 d，再进行后续水驱；观察并记录压力、出口出液及出油量。

3.1.3 实验结果及分析

复合凝胶注入量相同，但不同注入模式条件下的采收率实验结果见表5。由表5可见，聚合物驱油在水驱后可将采收率提高约20%，复合凝胶在聚驱后仍可将采收率提高约10%；聚合物驱油时高渗管提高采收率的幅度要大于低渗管，而复合凝胶驱油时采收率的提高则主要来自低渗管。这主要是因为高渗岩心管的流动阻力小，大部分体积的复合凝胶注入高渗管后，由于复合凝胶在高渗管孔喉处形成了堵塞，使后续注入高渗管的驱替水发生液流改向，流入低渗岩心，从而提高了低渗管的采出程度。

表5 提高采收率实验结果Tab.5 Experimental results of enhanced oil recovery of composite gel

质量浓度为3.0 g/L(0.15 PV)和1.5 g/L(0.3 PV)复合凝胶双管驱油模型实验条件下的含水率、采收率及压力变化曲线如图5、图6所示。从图5和图6可以看出，由于岩心管内起初是饱和油，水驱油时发生突破前压力一直上升，当水的注入压力大于油的阻力时，油被驱出，逐渐在岩心中形成水通道，使压力立刻下降；注聚后压力再次上升，后续水驱突破后，由于岩心管中的剩余油又被采出一部分，此时的突破压力明显比水驱突破压力低；注复合凝胶后，压力再次上升，后续水驱突破后，平衡压力保持在一定水平。另外，实验1注入3.0 mg/L×0.15 PV的复合凝胶时含水曲线明显下降，残余压力也较高，提高采收率值比实验2注入1.5 g/L×0.30 PV复合凝胶时的要高约2%。说明复合凝胶在应用时，高浓度小段塞的注入方式提高采收率效果更好。

图5 3.0 g/L×0.15 PV复合凝胶双管驱油含水率、采收率及压力变化曲线Fig.5 Varying curves of water content,recovery factor and pressure with injection volume in dual-tube displacement experiment of composite gel of 3.0 g/L×0.15 PV

图6 1.5 g/L×0.30 PV复合凝胶双管驱油含水、采收率及压力变化曲线Fig.6 Varying curves of water content,recovery factor and pressure with injection volume in dual-tube displacement experiment of composite gel of 1.5 g/L×0.30 PV

3.2 高浓度复合凝胶段塞与不同大小低浓度复合凝胶段塞组合水驱后采收率实验

3.2.1 实验条件

实验用油：文25东块原油；实验用水：文25东块水；实验用岩心模型：地层砂填砂管3.8 cm×100 cm；实验温度：90 ℃。

3.2.2 实验方法

装填高低渗两根填砂管，量测水相渗透率后，饱和油，连接成双管并联流程，90 ℃恒温静置3 d，进行水驱；记录水驱时的压力、高低渗管采出液量、采出油量。当综合含水达到95%时，转注一定段塞的复合凝胶(90 ℃、25 d的复合凝胶)后恒温5 d，转后续水驱。注入复合凝胶段塞和后续水驱的过程中，采用“平注慢采”注入方式，即复合凝胶的注入速度与第一次水驱的注入速度保持一致，后续水驱速度减慢。本次实验中，复合凝胶以1.5 mL/min速度注入，后续水驱以0.5 mL/min速度注入。观察并记录压力、高低渗双管出口出液及出油量。

3.2.3 实验结果及分析

图7为注入5.0 g/L×0.05 PV+2.0 g/L×0.10 PV的复合凝胶驱油含水率、采收率、后续水驱压力及高低渗管分流率变化曲线(高渗1.65 μm2，低渗0.6 μm2)。从图7可以看出，注入复合凝胶后，采收率曲线有一定的上升，综合含水曲线略有下降，但不明显；注入压力略有上升，高低渗管分流率没有明显改变，注入复合凝胶后并没有启动低渗管，说明注入量不够。

图7 注入5.0 g/L×0.05 PV+2.0 g/L×0.10 PV的复合凝胶驱油条件下的实验结果 (高渗1.65 μm2，低渗0.6 μm2)Fig.7 Result of dual-tube displacement experiment of composite gel of 5.0 g/L×0.05 PV+2.0 g/L×0.10 PV (1.65 μm2,0.60 μm2)

图8为注入5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.10 PV复合凝胶驱油含水率、采收率、后续水驱压力及高低渗管分流率随注入量的变化曲线(高渗1.65 μm2，低渗0.6 μm2)。从图8可以看出，注入复合凝胶后，采收率曲线有大幅度上升，综合含水曲线下降明显，且有效期长；注入压力变化趋势表明复合凝胶呈现出逐级运移封堵过程；注入复合凝胶后，高渗分流率明显下降，而低渗分流率则明显上升，说明注入复合凝胶后封堵了高渗层，液流走向改变，启动了低渗管。

图8 注入5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.10 PV的复合凝胶驱油条件下的实验结果 (高渗1.65 μm2，低渗0.63 μm2)Fig.8 Result of dual-tube displacement experiment of composite gel of 5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.10 PV (1.65 μm2,0.60 μm2)

图9为注入5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.20 PV复合凝胶驱油含水率、采收率、后续水驱压力及高低渗管分流率随注入量的变化曲线(高渗1.89 μm2，低渗0.83 μm2)。由图9可知，注入复合凝胶后，采收率值有一定的提高，综合含水曲线则有一定的下降； 注入压力波动上升再次说明了复合凝胶逐级运移封堵的过程； 高渗分流率下降而低渗分流率上升，注入复合凝胶后具有启动低渗管改变液流走向的作用。

图9 注入5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.20 PV的复合凝胶驱油条件下的实验结果 (高渗1.89 μm2，低渗0.83 μm2)Fig.9 Result of dual-tube displacement experiment of composite gel of 5.0 g/L×0.10 PV+2.0 g/L×0.20 PV (1.89 μm2,0.83 μm2)

高浓度复合凝胶段塞与不同大小低浓度复合凝胶段塞组合注入水驱后提高采收率的实验结果见表6。由表6可知，实验2比实验1多注入了5.0 g/L×0.05 PV复合凝胶，采收率值增加了11.75%；实验3比实验2多注入了2.0 g/L×0.10 PV复合凝胶，采收率值再次增加了6.6%。实验结果表明，复合凝胶以“高浓度小段塞+低浓度段塞”组合方式注入、井组采用“平注慢采”方式提高采收率的作用十分显著。

表6 不同注入量下复合凝胶提高采收率3组实验结果对比Tab.6 Comparison of enhancing oil recovery experiment results of three groups

3.3 复合凝胶在多孔介质中封堵实验

3.3.1 实验条件

实验用水：文25东块实际注入水；实验用岩心模型：文25东块砂填充的填砂管3.2 cm×30 cm；实验温度：90 ℃。

3.3.2 实验方法及结果分析

首先，配置2 L质量分数分别为2.0%、0.5%、0.2%的复合凝胶溶液，并将配好的3种溶液放入90 ℃烘箱备用。测量分别注入0.3 PV的上述3种质量分数的复合凝胶随时间变化(2 d、4 d、6 d、10 d、15 d、20 d)后对渗透率为0.9 μm2的填砂岩心的封堵率。测量2 d、4 d、6 d、10 d、15 d、20 d时，先注入0.1 PV质量分数2.0%的复合凝胶，再注入0.2 PV质量分数0.5%的复合凝胶，组合段塞对渗透率为8 μm2的高渗填砂岩心的封堵率，实验结果如图10所示。

图10 不同老化时间的复合凝胶对不同 渗透率岩心的封堵率Fig.10 Varying curves of plugging rate of composite gel with different aging time to different permeability cores

在放置时间相同的条件下，2.0%复合凝胶的封堵效果明显好于0.2%复合凝胶，由此可见，高浓度复合凝胶成胶后的凝胶体堵塞性能较好。

由0.5%、0.2%的复合凝胶封堵实验可见，高浓度复合凝胶在2 d、4 d、6 d封堵优势大，10 d后它们的封堵率基本相当，只是高浓度复合凝胶封堵持续时间较长。

根据复合凝胶封堵率随时间的变化可见，随着时间的增长，复合凝胶浓度越高，对岩心的封堵率越大，15 d达到最大值，符合文25东块设计要求。20 d时复合凝胶封堵率略有下降，这主要是由于水化程度增大，复合凝胶变软造成的。

两种不同浓度复合凝胶组合对渗透率为8 μm2高渗岩心的封堵实验表明，在15 d和20 d的封堵率分别达到了86.0%和71.1%，说明设计的这两种不同浓度复合凝胶组合对高渗地层具有很好的封堵效果。两种浓度的复合凝胶对渗透率为0.9 μm2地层和它们组合后对渗透率为8 μm2高渗岩心的封堵实验结果表明，设计的2.0%与0.5%复合凝胶组合可以满足文25东块现场要求，通过段塞组合可以封堵高渗条带、启动低渗层。

实验还表明，复合凝胶调驱具有很好的岩心封堵驱油性。复合凝胶体系在地层中能长期保持高黏度状态，性能稳定，有利于延长措施有效期，从而达到改善储层性质并提高储层驱油效果的目的。

4 结论及认识

(1)根据中原油田研究区块油藏的特点以及该区块的注水开发实践经验，在实验室内分别从基液黏度、成胶时间、热可逆性等方面对不同配比的纤维素醚复合凝胶体系进行了性能测试，研制了适合该区块的HK400复合凝胶调驱体系。

(2)通过系统的室内实验，对HK400复合凝胶体系的热稳定性、可注入性、驱油性能进行了全面的分析和研究。结果表明，该复合凝胶体系耐温(90 ℃)、耐盐(28×104mg/L)性能优异，可以满足研究区块中高渗油藏深部调驱技术的需求。

(3)通过模型实验对复合凝胶体系调驱机理及提高采收率的效果进行了系统评价，形成了复合凝胶深部调驱注入工艺。针对中高渗油藏深部调驱施工，建议采用“高浓度小段塞+低浓度段塞”组合注入方式，以提升复合凝胶调驱增产效果；在注采井组采用“平注慢采”方式，以提高中高渗油藏的综合采收率。