驅替壓力調控劑在靖安油田盤古梁低滲透油藏深部調驅中的應用

溫鴻濱，羅 軍，張生魁，張 復，陳佳偉，饒天利，宋岱峰，朱衛娜，徐鹿敏

(1.山東石大油田技術服務股份有限公司，山東 東營 257000；2.中國石油長慶油田分公司 第三采油廠，陜西 延安 717500；3.中國石油長慶油田分公司 第十二采油廠，陜西 西安 710000)

隨著勘探開發程度的不斷提高，老區穩產的難度越來越大，開發動用低滲、特低滲油藏成為我國陸上石油工業增儲上產的必由之路。靖安油田盤古梁區在構造上位于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜、在單斜背景上發育由差異壓實作用形成的多組向的鼻狀隆起構造，與所處部位的生、儲、蓋相匹配，形成良好的圈閉，對油氣藏的形成起到一定的控制作用。從20世紀90年代中期投入開發以來，油藏逐步從低含水期進入中高含水期。盤古梁長6油藏從采出程度與累計水油比數值看，油藏無水采油期長，為14年左右，水驅開發效果好，水驅效率較高；但水驅前緣突破后，受微裂縫發育影響，縫網復雜，井區平面矛盾和注采矛盾更加突出，平面和單井水淹差異較大，井組之間水淹程度也不相同，表現為含水上升速度快，產油量遞減大，產能損失嚴重，裂縫性見水問題嚴重，調剖措施效果逐年逐次變差，注采調控難度大。因此，采取深部調驅、封堵主流線，動用非主流線(改流線、重塑流場)是控制含水上升的關鍵，通過調驅進一步擴大波及系數，達到提高采收率，改善開發效果的目的。在現有比較適合低滲透油藏的各種深部調剖技術中[1-4]，如交聯聚合物凍膠、堵水用復合顆粒堵劑[5]存在注入困難或成膠影響因素敏感、聚合物微球[6-11]封堵強度弱等缺點，依據油藏特點，優選驅替壓力調控劑為深部調驅用劑。該劑是采用分散聚合方法得到粒度微米級的高強度分散體，能夠有效建立油水井的驅替壓力梯度，尺寸可控，分散性能好，可使用油田污水進行配制，為油田中后期開發開拓新的前景。

1 試驗區基本情況

1.1 試驗區油藏物性

1.2 試驗井組開發現狀及存在問題

盤古梁試驗井區(圖1)5個井組(P55-*2、P55-*4、P55-*6、新P57-*4、P57-*6)含油面積為1.751 km2，地質儲量為130.14×104t，平均油層厚度為10.44 m，平均孔隙度為12.8%，平均滲透率為1.77×10-3μm2，井組采出程度為16.23%～40.83%，井區采出程度為24.67%。井組累計水油比為0.29～0.95，井區累計水油比為 0.48。井組注入倍數為0.35～0.55，井區注入倍數為0.45。井網完善程度較高，井區有油井31口,目前開井25口,關井6口。井網不完善1個(55-*2)。從深度判斷注采對應較好，僅P57-*7、P58-*61兩口井對應不好。從含水分布圖看，平面和單井水淹差異較大，井組之間水淹程度也不相同。55-*2、55-*4、57-*4等井組水淹較為嚴重，注入水推進方向以東北—西南為主。

圖1 盤古梁試驗井區井位

2 驅替壓力調控劑深部調驅作用機制

低滲、特低滲油藏一般為孔隙和裂縫雙重介質，人工裂縫與天然裂縫形成復雜網絡。人工裂縫作為主裂縫，是注水和采油的主要通道。天然微裂縫分多級，相互溝通交錯。注入水會沿著不同級別裂縫竄流，需要采用不同強度的調控劑。當顆粒直徑>孔喉直徑，擠壓變形在多孔介質中發生運移；當顆粒直徑<孔喉直徑，顆粒通過架橋、吸附、滯留、黏連作用，在多孔介質或裂縫中實現封堵。驅替壓力調控劑是采用分散聚合方法得到粒度微米級的高強度凍膠分散體，尺寸可控，分散性能好；注入油層后(圖2)，在多孔介質或裂縫中實現封堵，能夠有效建立油水井的驅替壓力梯度，從而改變局部流場，擴大波及體積，驅動更多的剩余油，從而提高開發效果。

圖2 裂縫性油藏深部封堵及調驅機制

3 驅替壓力調控劑室內性能評價

驅替壓力調控劑采用熱沉淀聚合方法制備，利用不同結構的噴淋裝置，將含有各單體的分散相，噴灑到一定溫度和攪拌速度下的分散介質中，分別進行反相聚合，形成微米級不同粒徑的調控劑系列產品，能夠有效建立油水井的驅替壓力梯度。

3.1 驅替壓力調控劑性能表征

室內共研究合成了Ⅰ型和Ⅱ型兩種微米級驅替壓力調控劑。外觀均為軸外相棕黃色懸浮液。

3.1.1 驅替壓力調控劑粒徑評價

采用百特粒度儀進行測試,實驗結果表明(圖3)，Ⅰ型調控劑的粒徑為3～30 μm、粒徑中值(D50)約為5.0 μm;Ⅱ型調控劑的粒徑為30～300 μm,粒徑中值(D50)約為150.0 μm;根據高滲條帶孔喉、微裂縫和動態裂縫的寬度制備相應的驅替壓力調控劑。

圖3 微米級調控劑的粒徑測試

3.1.2 驅替壓力調控劑強度測試

將調控劑的材料制作成拉伸及壓縮試驗測試樣品，采用拉壓力試驗機進行測試(表1)。實驗結果表明：單體含量較高時，調控劑的抗拉強度可達0.9 MPa；抗壓彈性模量為0.05 MPa。

表1 驅替壓力調控劑拉壓實驗及拉壓彈性模量

3.2 驅替壓力調控劑物模性能評價

3.2.1 驅替壓力調控劑粒徑與儲層孔隙匹配關系

基于深部調驅體系調控劑的調控機理，在體系的篩選評價過程中，重點對調控劑的使用質量濃度與儲層的孔喉關系進行室內評價研究,從而優選出最佳的體系質量濃度。

室內選用Ⅰ型調控劑(粒徑為3～30 μm),采用不同的質量濃度開展Ⅰ型調控劑與儲層孔隙匹配關系，質量濃度為1 000～5 000 mg/L。由實驗結果可知(圖4)，Ⅰ型調控劑1 000 mg/L適用于1～3 μm孔喉，2 000 mg/L適用于3～20 μm孔喉，3 000 mg/L適用于15～45 μm孔喉,5 000 mg/L適用于45～75 μm孔喉。隨著Ⅰ型調控劑使用質量濃度的增加,有效架橋封堵的幾率也增加,可以封堵更大的孔喉。

圖4 納米級調控劑與孔隙匹配

3.2.2 驅替壓力調控劑注入性、封堵性實驗

調控劑深部調驅體系的注入性和封堵性直接關系到整個技術應用的成敗，所以需要對所篩選的調控劑深部調驅體系的注入性能和封堵性能進行評價。

(1)實驗條件。實驗用油、水及劑為目標油藏脫水原油、油藏注入水和微米級Ⅱ型調控劑。實驗用巖心模型為填充砂管(滲透率為1 200×10-3μm2)，填砂管長為 50 cm，直徑為2.54 cm。實驗溫度為目標油藏地層溫度，60 ℃。注入速度為2.0 mL/min。注入量為1.0 PV。

(2)實驗結果。結合油藏條件，開展室內深部調驅調控劑體系的注入性和封堵性能評價實驗，首先對巖心飽和水，測定水相滲透率；然后對巖心進行老化后，開展水驅實驗，驅替至巖心注入壓力穩定后，轉調控劑深部調驅體系，觀察注入壓力的變化。從實驗結果可知(圖5～6)：隨調控劑體系質量濃度的增加，調控劑注入壓力增幅和后續水驅注入壓力增幅不斷提升；隨著調控劑體系質量濃度的增加，調控劑封堵率不斷增加；低質量濃度運移性好，高質量濃度封堵能力強，現場根據注入壓力上升幅度，在1 500～5 000 mg/L之間進行質量濃度選擇。

圖5 調控劑質量濃度與注入壓力增加幅度關系

圖6 調控劑質量濃度與封堵率關系

3.2.3 驅替壓力調控劑雙管驅油實驗

儲層的非均質性對驅油效果具有直接的影響。結合儲層非均質性，開展室內的雙管驅油評價實驗，實驗條件、實驗步驟以及實驗結果如下。

(1)實驗條件。填砂管長為50 cm，直徑為2.54 cm。巖心滲透率為(1 200×10-3μm2/580×10-3μm2)，極差約為2。地層脫水原油；注入速度為1 mL/min。調控劑體系質量質量濃度為3 000 mg/L。

(2)實驗步驟及結果?；谏鲜龅膶嶒灹鞒碳皩嶒炑b置，按照實驗方案設計要求，開展調控劑深部調驅體系雙管驅油實驗，實驗過程中，結合油藏條件，首先測定巖心飽和水的水相滲透率；然后測定巖心飽和油的含油飽和度，在此基礎上對飽和油后的巖心進行老化24 h，最后開展水驅實驗，驅替至巖心出口含水98%后，轉注調控劑深部調驅體系，驅替調控劑體系0.6 PV(0.3 PVⅠ型調控劑+0.3 PVⅡ型調控劑)，轉注水驅至巖心出口含水98%。實驗過程中觀察注入壓力的變化以及巖心出口產出水、產出油的量，計算采收率、含水率及注入壓力變化。實驗結果(圖7)：水驅高滲水驅采收率為57.35%，低滲采收率為2.06%，總采收率為29.7%。后期注入0.6 PV調控劑體系，高滲采收率為67.43%，提高采收率10.1%，低滲采收率為11.89%，提高采收率 9.83%；轉后水驅，高滲和低滲采收率基本沒有變化，其最終采收率為40.02%。

圖7 驅替壓力調控劑雙管驅油實驗

4 現場試驗及結果

4.1 試驗井區深部調控工藝

(1)深部調控思路。盤古梁區長6層提出注入不同粒徑、不同強度的驅替壓力調控劑，在多孔介質或裂縫中實現封堵，能夠有效建立油水井的驅替壓力梯度；先注入較小粒徑的Ⅰ型調控劑，封堵強度適中，注入性好，利于深部調驅；再注入較大粒徑Ⅱ型調控劑，封堵能力強，更利于進一步提高有效驅替壓力。該深部調控工藝改變深部局部流場，擴大深部波及體積，重建深部驅替壓力梯度，驅動更多的深部剩余油。

(2)深部調驅范圍。注水地層的“深部”是由注水地層的壓降梯度分布曲線決定的。具體到各個區塊，“深部” 所指具體距離不同需要根據計算確定。通過油水井動態資料，采用現代滲流理論為基礎，用解析法和數值模型迭代法，計算油水井間的驅替壓力梯度分布。從壓力梯度分布曲線看，井距60 m以上曲線變緩為遠井地帶，壓力梯度小于0.1 MPa/m，60 m以上可達到深部目的，因此建議堵劑放置位置到60 m。

(3)堵劑選擇及用量。堵劑的選擇主要受地層溫度和注入水礦化度的影響。地層溫度為60 ℃，地層水礦化度為86 260 mg/L。在此溫度和礦化度條件下，適合的堵劑為驅替壓力調控劑。Ⅰ型調控劑初始粒徑(D50)為3～30 μm,Ⅱ型調控劑初始粒徑(D50)為30～300 μm。室內物模實驗研究表明，充分調剖后調驅劑用量在0.01～0.03倍孔隙體積投入產出比最高。試驗設計調驅井 5口，實際按設計正常施工井 5口。區塊動用孔隙體積233.41×104m3，5口注水井調驅用量26 409 m3，占井區動用孔隙體積的0.012 PV(表2)。在注入過程中，根據壓力變化及動態響應，及時調整藥劑質量濃度。

表2 試驗井設計調控劑用量表

4.2 現場試驗

試驗區正常施工井5口井，采用在線注入方式施工，第一段塞注入Ⅰ型驅替壓力調控劑，注入參數為1 000 mg/L；第二段塞注入Ⅱ型調驅劑，注入參數為2 000～3 000 mg/L。第一段塞Ⅰ型調驅劑注入壓力先降后升；第二段塞Ⅱ型調驅劑注入壓力持續上升，注入后期單井P57-*4井注水壓力高，停止注入，井組整體壓力上升幅度較好(圖8)。

圖8 盤古梁長6層驅替壓力調控劑井組水井壓力變化曲線

采出端對比正常遞減情況，第一段塞使用低質量濃度小粒徑調控劑降遞減控含水效果好，第二段塞使用高質量濃度大粒徑調控劑效果變差，但是從整體注入前后對比，遞減、含水上升幅度明顯減小。調剖后水井油壓從14.9 MPa上升到15.6 MPa，提高了0.7 MPa；井組含水從64.7%下降到63.4%，含水率平均下降1.3%；月含水上升幅度由0.32%下降到-1.6%，上升幅度減小了1.92%；通延緩含水上升速度，提高水驅開發效果。

5 結 論

(1)針對盤古梁區長6層特低滲透油藏水驅前緣突破后，含水上升速度快，產油量遞減大，產能損失嚴重問題，提出注入不同粒徑、不同強度的驅替壓力調控劑，在多孔介質或裂縫中實現封堵，能夠有效建立油水井的驅替壓力梯度，從而改變局部流場，擴大波及體積，驅動更多剩余油的技術思路。

(2)調控劑是丙烯酰胺單體、交聯劑反相共聚的圓球型顆粒，變形性好，封堵機理是在孔喉處吸水膨脹架橋滯留，產生堵塞。與常用調驅劑對比，提高共聚單體含量，測試抗拉強度為0.9 MPa、抗壓彈性模量為0.05 MPa；在保證運移性的情況下，提高其封堵能力。

(3)現場試驗5井組，調剖后水井油壓從14.9 MPa上升到15.6 MPa，提高0.7 MPa，井組含水從64.7%下降到63.4%，含水率平均下降1.3%，月含水上升幅度由0.32%下降到-1.6%，有效提高深部驅替壓力梯度，迫使局部液流發生轉向，驅動更多區域的剩余油，有效延緩含水上升速度，提高水驅開發效果。