調(diào)剖調(diào)驅(qū)劑合理注入壓力及液流轉(zhuǎn)向驅(qū)效果研究*
——以渤海LD5-2油田為例

孟祥海，劉義剛，王傳軍，柴世超，魏 偉

（1.中海油（中國）有限公司 天津分公司 渤海研究院，天津300450；2.東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，黑龍江 大慶163318）

渤海油田群具有注采井距較大、注采強(qiáng)度較高、儲(chǔ)層厚度較大、平均滲透率較高、非均質(zhì)性較強(qiáng)、原油黏度較高和巖石膠結(jié)強(qiáng)度較低等特點(diǎn)，水驅(qū)開發(fā)效果較差[1-3]。LD5-2油田位于渤海遼東灣海域，區(qū)域上位于遼東灣海域遼西凹陷中段，東側(cè)緊靠遼西低凸起，屬于遼西1號(hào)斷層下降盤上的一個(gè)斷塊構(gòu)造，儲(chǔ)層平均滲透率超過1000×10-3μm2。長期高強(qiáng)度注水沖刷造成儲(chǔ)層結(jié)構(gòu)破壞，形成優(yōu)勢(shì)通道，目前，油田開發(fā)已經(jīng)進(jìn)入中高含水開發(fā)期[5]，亟待采取深部液流轉(zhuǎn)向措施[4,5]。近年來，渤海油田調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)研究和礦場(chǎng)試驗(yàn)取得重要進(jìn)展，為油田穩(wěn)油控水做出了重要貢獻(xiàn)[6,7]。但也必須看到，隨著調(diào)剖調(diào)驅(qū)輪次增加，調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果逐漸變差[8-11]。分析發(fā)現(xiàn)，除了調(diào)驅(qū)劑油藏適應(yīng)性和延緩成膠性等方面存在問題和不足外，調(diào)剖調(diào)驅(qū)施工過程中注入壓力過高致使藥劑進(jìn)入中低滲透層也是重要原因。一旦藥劑進(jìn)入中低滲透層，滯留作用就會(huì)產(chǎn)生附加滲流阻力，進(jìn)而引起吸液壓力大幅度升高，最終造成吸液壓差和吸液量減小[12-15]。由此可見，調(diào)剖調(diào)驅(qū)施工過程中注入壓力低于中低滲透層吸液?jiǎn)?dòng)壓力就可以避免傷害中低滲透層，進(jìn)而獲得較好增油降水效果。近年來，有關(guān)儲(chǔ)層巖石滲透率與吸液?jiǎn)?dòng)壓力關(guān)系研究受到石油科技工作者高度重視。葛嵩等通過對(duì)無機(jī)地質(zhì)聚合物凝膠的啟動(dòng)壓力測(cè)試，證明高低滲透層極差越大，低滲層啟動(dòng)壓力越低[16]；趙樹成等通過LH2500新型抗鹽聚合物現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，認(rèn)為油層啟動(dòng)壓力與滲透率、流體性質(zhì)密切相關(guān)，只有當(dāng)注入壓力達(dá)到油層中液體流動(dòng)壓力，油層才開始動(dòng)用[17]；楊樹坤等通過對(duì)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)回歸分析，得到啟動(dòng)壓力梯度與溫度關(guān)系曲線，認(rèn)為熱膨脹和降低啟動(dòng)壓力是致密油藏?zé)崴?qū)主要增油機(jī)理[18]。雖然相關(guān)工作成果已經(jīng)證實(shí)，調(diào)剖劑注入速度與液流轉(zhuǎn)向效果密切相關(guān)，但由于施工設(shè)計(jì)時(shí)無法預(yù)先確定儲(chǔ)層吸液?jiǎn)?dòng)壓力，也就難以有效控制注入壓力，往往因注入壓力過高造成低滲透儲(chǔ)層傷害和影響液流轉(zhuǎn)向效果。為滿足目標(biāo)油藏調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)需求，本文擬采用物理模擬方法，開展調(diào)驅(qū)劑最低注入壓力優(yōu)化及調(diào)驅(qū)效果研究，研究成果對(duì)于礦場(chǎng)技術(shù)決策具有重要參考價(jià)值。

1 測(cè)試條件

1.1 測(cè)試材料

調(diào)剖劑為Cr3+聚合物凝膠，其中聚合物為部分水解聚丙烯酰胺（相對(duì)分子質(zhì)量1900×104，固含量88%），交聯(lián)劑為有機(jī)鉻。調(diào)驅(qū)劑為聚合物微球（初始粒徑中值3.5μm，完全水化時(shí)間5d左右）。上述藥劑由中海石油（中國）有限公司天津分公司渤海研究院提供。

實(shí)驗(yàn)用水為LD5-2油田注入水，注入水水質(zhì)分析見表1。

表1 水質(zhì)分析Tab.1 Salty analysis

實(shí)驗(yàn)用油為模擬油，由LD5-2油藏原油與輕烴混合組成，55℃下黏度17.0mPa·s。

巖心為石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)人造方巖心[19,20]，幾何尺寸：寬×高×長=4.5cm×4.5cm×30cm，滲透率Kg=5600×10-3、3200×10-3和800×10-3μm2。

1.2 儀器設(shè)備和測(cè)試步驟

巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn)儀器設(shè)備主要包括氣瓶、手搖泵、平流泵、壓力傳感器（壓力表）、巖心夾持器和中間容器等，除平流泵和手搖泵外，其它部分置于恒溫箱內(nèi)。實(shí)驗(yàn)設(shè)備流程見圖1。

圖1 設(shè)備及流程示意圖Fig.1 Equipment and process diagram

測(cè)試步驟（1）室溫下巖心抽真空飽和地層水，測(cè)量孔隙體積，計(jì)算孔隙度；（2）55℃條件下單塊巖心水測(cè)滲透率；（3）55℃條件下單塊巖心飽和油，計(jì)算含油飽和度；（4）將高中低3塊巖心組成并聯(lián)巖心，以1mL·min-1進(jìn)行水驅(qū)，記錄該速度下各巖心分流率，直到綜合含水率95%，取此時(shí)注入壓力P1為基準(zhǔn)參考?jí)毫?；?）以不同注入壓力（P1的倍數(shù)）和“恒壓”方式注入調(diào)剖劑或“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑”；（6）調(diào)剖劑候凝24h（調(diào)驅(qū)劑緩膨3d）后，以1mL·min-1后續(xù)水驅(qū)至綜合含水率98%；（7）建立注入壓力與分流率間關(guān)系。

1.3 方案設(shè)計(jì)

（1）調(diào)剖劑注入壓力對(duì)驅(qū)油效果和分流率的影響

溶劑水 注入水；

調(diào)剖劑 聚合物（2000mg·L-1）+Cr3+交聯(lián)劑（1000mg·L-1）；

注入壓力 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為水驅(qū)到含水95%時(shí)的穩(wěn)定壓力。

段塞尺寸0.1PV；

評(píng)價(jià)指標(biāo) 調(diào)剖劑注入壓力對(duì)驅(qū)油效果和分流率關(guān)系。

（2）“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑”注入壓力對(duì)驅(qū)油效果和分流率的影響

溶劑水 注入水；

組成 調(diào)剖劑“聚合物（2000mg·L-1）+Cr3+交聯(lián)劑（1000mg·L-1）”，調(diào)驅(qū)劑（3000mg·L-1）；

方案內(nèi)容 根據(jù)方案1-1～方案1-5實(shí)驗(yàn)結(jié)果，優(yōu)選調(diào)剖劑的注入壓力P2，再分別以小于P2、或等于P2、或大于P2的壓力設(shè)計(jì)“方案2-1”、“方案2-2”和“方案2-3”中調(diào)驅(qū)劑注入壓力，并開展驅(qū)替實(shí)驗(yàn)。

段塞尺寸0.1PV調(diào)剖劑+0.2PV調(diào)驅(qū)劑；

評(píng)價(jià)指標(biāo)“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑”注入壓力對(duì)驅(qū)油效果和分流率關(guān)系。

2 結(jié)果分析

2.1 調(diào)剖劑注入壓力對(duì)驅(qū)油效果和分流率的影響

將并聯(lián)巖心以“恒速”方式（1mL·min-1）水驅(qū)到含水率95%，此時(shí)注入壓力P1=0.004MPa。采用1.0P1、1.5P1、2.0P1、5.0P1和10.0P1注入壓力和“恒壓”方式注入0.1PV調(diào)剖劑，候凝24h后再以“恒速”（1mL·min-1）方式進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)。

2.1.1 動(dòng)態(tài)特征 實(shí)驗(yàn)過程中調(diào)剖劑注入時(shí)間和各階段采收率見表2，注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系見圖2。

表2 各驅(qū)替階段結(jié)束時(shí)采收率Tab.2 Recovery at the end of each displacement phase

圖2 注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系Fig.2 Relationship between injection pressure,water content and recovery factor and PV number

由表2可以看出，調(diào)剖劑注入壓力對(duì)最終采收率存在較大影響。在調(diào)剖劑（恒壓）注入階段，初期調(diào)剖劑主要進(jìn)入高滲透層并發(fā)生滯留和增加滲流阻力，隨注入PV數(shù)增加，中低滲層開始吸入調(diào)剖劑和滲流阻力增加。由于采用"恒壓"注入方式，滲流阻力增加引起注入速度降低即注入時(shí)間延長。在后續(xù)水驅(qū)階段，由于調(diào)剖劑在各個(gè)滲透層內(nèi)滯留量不同，啟動(dòng)壓力升高幅度不同，吸液壓差和吸液量變化幅度也就不同。隨調(diào)剖劑（恒壓）注入壓力升高（見圖2），中低滲透層調(diào)剖劑滯留量增加，吸液?jiǎn)?dòng)壓力升高，后續(xù)水驅(qū)階段吸液壓差和吸液量減小，擴(kuò)大波及體積效果變差，最終采收率和增幅呈現(xiàn)減小趨勢(shì)。

盡管降低調(diào)剖劑注入壓力可以取得較好液流轉(zhuǎn)向效果，但同時(shí)也增加了注液時(shí)間，這不僅延長了施工作業(yè)時(shí)間、提高了作業(yè)費(fèi)用，而且也破壞了油藏注采平衡?？紤]到注入壓力1P1與1.5P1采收率增幅差別不大，因而推薦1.5P1為后續(xù)實(shí)驗(yàn)調(diào)剖調(diào)驅(qū)劑注入壓力。

2.1.2 液流轉(zhuǎn)向效果 實(shí)驗(yàn)過程中不同注入階段各滲透層吸液占比見圖3。

圖3 不同注入階段各小層總分流率Fig.3 Total diversion rate of each layer in different injection stages

由圖3可以看出，在調(diào)剖劑注入階段，注入壓力大于1.5P1（0.006MPa）時(shí)中滲層開始大量吸入調(diào)剖劑，注入壓力為2.0P1（0.008MPa）時(shí)低滲層開始吸入調(diào)剖劑。由此可見，注入壓力超過2P1后高中低滲透層都在吸入調(diào)剖劑，致使?jié)B流阻力、吸液?jiǎn)?dòng)壓力和注入壓力明顯升高（見圖2），并且中低滲透層尤其是低滲透層啟動(dòng)壓力升幅較大。在后續(xù)水驅(qū)階段，由于“方案1-1”注入壓力較低（1.0P1），中低滲透層調(diào)剖劑吸入量很少，吸液?jiǎn)?dòng)壓力未受到明顯影響，因而中低滲透層吸液占比大幅度升高，此時(shí)中滲透層分流率大于低滲透層，低滲透層大于高滲透層；隨著“方案1-2”、“方案1-3”和“方案1-4”調(diào)剖劑注入壓力逐漸升高，中低滲透層尤其是中滲透層調(diào)剖劑吸入量增加，吸液?jiǎn)?dòng)壓力受到較大影響，因而中低滲透層尤其是中滲透層吸液占比開始逐漸減小，此時(shí)低滲透層分流率大于中滲透層，中滲透層大于高滲透層；隨著“方案1-5”調(diào)剖劑注入壓力進(jìn)一步升高，中低滲透層尤其是低滲透層調(diào)剖劑吸入量較大幅度增加，吸液?jiǎn)?dòng)壓力明顯影響，因而中低滲透層尤其是低滲透層吸液占比明顯減小，此時(shí)高滲透層分流率大于中低滲透層，調(diào)剖液流轉(zhuǎn)向作用完全失效。

綜上所述，調(diào)剖劑注入壓力對(duì)各滲透層吸液量以及后續(xù)液流轉(zhuǎn)向有較大影響。過低注入壓力意味著過長注入時(shí)間即過高施工作業(yè)費(fèi)用，過高注入壓力則意味著過多調(diào)剖劑進(jìn)入中低滲透層，即過大吸液?jiǎn)?dòng)壓力升高幅度。從注入時(shí)間和液流轉(zhuǎn)向效果兩方面考慮，推薦后續(xù)“調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑”驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中調(diào)剖劑“恒壓”注入壓力P2=1.5P1。

2.2 “調(diào)剖劑+調(diào)驅(qū)劑”注入壓力對(duì)驅(qū)油效果和分流率的影響

將并聯(lián)巖心以“恒速”（1mL·min-1）方式水驅(qū)到含水率95%，采用P2=1.5P1“恒壓”方式注入0.1PV調(diào)剖劑，候凝24h后再分別以P2=1.0P1、1.5P1和3.0P1“恒壓”方式注入調(diào)驅(qū)劑，緩膨3d后以“恒速”（1mL·min-1）方式后續(xù)水驅(qū)到含水98%。

2.2.1 動(dòng)態(tài)特征 實(shí)驗(yàn)過程中兩種化學(xué)藥劑注入時(shí)間和各階段采收率見表3，注入壓力、含水率及采收率與PV數(shù)關(guān)系見圖4。

表3 各驅(qū)替階段結(jié)束時(shí)采收率Tab.3 Recovery at the end of each displacement phase

圖4 注入壓力、含水率和采收率與PV數(shù)關(guān)系Fig.4 Relationship between injection pressure,water content and recovery factor and PV number

由表4可以看出，在水驅(qū)采收率基本相同條件下，“方案2-1”采用“1.5P1+1.0P1”注入壓力和“恒壓”方式分別注入“調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑”，最終采收率增幅最大，為22.85%。由此可見，隨調(diào)驅(qū)劑注入壓力升高，采收率增幅呈現(xiàn)小幅度減小，但注入時(shí)間大幅度下降。與調(diào)剖劑相比較，調(diào)驅(qū)劑注入壓力對(duì)最終采收率影響較小。

2.2.2 液流轉(zhuǎn)向效果 實(shí)驗(yàn)過程中不同注入階段各滲透層總吸液量和總分流率見圖5。

圖5 不同注入階段各小層總分流率Fig.5 Total diversion rate of each layer in different injection stages

由圖5可以看出，與“方案2-3”相比較，“方案2-1”和“方案2-2”調(diào)驅(qū)劑注入壓力較低，中高滲層吸入量較多，二小層總分流率合計(jì)97.97%和95.81%，低滲層吸液量少，為2.03%和4.19%，因而低滲透層啟動(dòng)壓力增幅較小，后續(xù)水階段吸液壓差和吸液量較大，擴(kuò)大波及體積效果較好。綜合考慮開發(fā)效果與作業(yè)成本，優(yōu)選1.5倍水驅(qū)壓力作為注入壓力，可以達(dá)到較好的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果。

3 結(jié)論

（1）隨調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入壓力升高，中低滲透層吸液壓差和吸液量增加，吸液?jiǎn)?dòng)壓力增加，后續(xù)水驅(qū)階段吸液壓差和吸液量減小，液流轉(zhuǎn)向效果變差。

（2）與調(diào)剖劑相比較，調(diào)驅(qū)劑注入壓力對(duì)深部液流轉(zhuǎn)向效果影響較小。

（3）當(dāng)以水驅(qū)結(jié)束時(shí)，注入壓力P值1.5倍作為調(diào)剖劑和調(diào)驅(qū)劑注入壓力時(shí)，調(diào)剖調(diào)驅(qū)可以取得較好技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果。