高建崇，张 楠，王 琳，卢祥国，薛宝庆，李彦阅，何 欣

（1.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；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海研究院，天津塘沽 300450；3.中国石油大港油田分公司，天津，大港 300280；4.中国石油青海油田分公司勘探开发研究院，甘肃敦煌 736200）

0 前言

渤海油田是中国最大的海上油田，在油田开发中占据重要地位［1-2］。受沉积条件的影响，LD5-2构造为一复合断块，结合邻区沉积背景综合分析认为，LD5-2 油田东二段主要为湖相三角洲沉积［3-4］。常规物性分析样品统计表明，东二上段物性较好，孔隙度主要分布在32%～40%之间，渗透率在1000×10-3μm2以上。东二下段孔隙度主要分布在30%～36%之间，渗透率分布范围10×10-3～1320×10-3μm2，主要集中在100×10-3～1000×10-3μm2。LD5-2 油田储层分布相对较稳定，但油水系统相对复杂，油气分布主要受断层和泥岩隔层控制，油藏属于由多个断块组成、在纵向和横向上存在多套油气水系统的构造层状油气藏［5-7］。

LD5-2 油田经过长期的高强度水驱，目前已经进入中高含水开发期，亟待采取进一步提高采收率技术措施［8-10］。近年来，化学驱在海上油田试验中取得了良好的采收效果［11-13］。而在现场施工中发现，高强度的药剂注入，使得注入井后续注入压力过高［14-16］。分析认为，药剂注入过程中因注入压力设置不当而对低渗透层造成的污染问题，是注入压力过高和储层间非均质性进一步加剧的主要原因。部分学者针对不同地层条件下化学剂的注入压力进行了研究，认为启动压力决定中低渗透层的污染情况。在矿场施工中多数根据经验设计注入速率，这大大增加了地层污染的风险［17-18］。本文通过三管并联岩心模型，采用不同压力“恒压”注入调驱或调剖剂，测试不同注入压力下各渗透层对体系的吸入情况，以及药剂吸入后对液流转向效果的影响，为实际施工中注入压力设计及优化提供参考依据。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

部分水解聚丙烯酰胺SD201，相对分子质量1900×104，水解度23%，固含量88%；交联剂为有机铬SD107，有效含量52%；HYHK 增强型聚合物微球；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，矿化度8259.5 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）：K++Na+2169.8、Ca2+816.6、Mg2+94.2、、Cl-

实验用岩心为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［19-20］，尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm，气测渗透率为5600×10-3、3200×10-3、800×10-3μm2。

岩心驱替实验设备主要包括气瓶、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，除气瓶、平流泵和手摇泵外，其他部分置于恒温箱内。实验设备流程见图1。

图1 设备及流程示意图

1.2 实验方法

1.2.1 驱替体系配制

调剖剂体系配制：采用LD5-2 油田注入水配制质量浓度为2000 mg/L 的聚合物SD201 溶液，然后加入1000 mg/L 的有机铬SD107，制得Cr3+聚合物凝胶体系。经测试，该体系的初始黏度为20.5 mPa·s，成胶时间为20 h，成胶黏度高于10 Pa·s，40 h 后出现部分脱水，黏度小幅度下降。

调驱剂体系配制：采用LD5-2 油田注入水配制质量浓度为3000 mg/L HYHK增强型聚合物微球体系，经测试，该聚合物微球的初始粒径约8.7 μm，完全水化时间约5 d，缓膨后粒径为35.2 μm，膨胀倍数3.05。

1.2.2 驱替实验

驱替实验具体步骤如下：①在室温下，物理模型抽真空，饱和地层水，测量孔隙体积，计算孔隙度；②在油藏温度55 ℃条件下，单块岩心水测渗透率；③在油藏温度55 ℃条件下，将高、中、低3 块岩心组成并联岩心，以1 mL/min 的注入速率进行水驱，记录该注入速率下各个小层产液量，计算分流率；记录该注入速率下的稳定注入压力P，将其作为后续实验基准注入压力；④以不同注入压力（P的倍数）和“恒压”方式注入0.2 PV 的调驱剂（3000 mg/L HYHK 增强型聚合物微球）或调剖剂（2000 mg/L聚合物SD201+1000 mg/L Cr3+交联剂）；⑤调驱剂缓膨3 d或调剖剂候凝24 h后（调驱剂实验需在注入段切除5 mm 端面，以消除调驱剂因“端面堆积”而造成压力偏高），以1 mL/min 的注入速率后续水驱至压力稳定；⑥建立注入压力、分流率与注入体积间关系。

2 结果与讨论

2.1 中渗透层的吸水“临界压力”

分别以1、2、3 和4 mL/min 的注入速率进行水驱，稳定后记录注入压力和各小层采液量，计算各小层分流率，确定中渗透层吸水“临界压力”（指当注入压力高于此压力值，中渗透层分流率快速上升，开始大量吸液）。实验过程中不同注入速率下的注入压力和各小层分流率见图2。从图2可知，随注入速率的增大，注入压力升高，高渗透层的分流率逐渐降低，中渗透层的分流率逐渐上升，而低渗透层分流率基本不变。当注入速率为1 mL/min时，注入压力为0.001 MPa，中渗透层和低渗透层的吸液量较低，取该压力值为后续实验注入压力基准值P。当注入速率为2 mL/min 时，注入压力升高到0.0022 MPa，中渗层吸液量即分流率增幅较大，因此，取0.0022 MPa为中渗层吸液“临界压力”。

图2 水驱过程中不同注入速率下的注入压力和不同渗透层的分流率

2.2 调驱剂注入压力与分流率关系

采用不同注入压力（P的倍数）以“恒压”方式注入0.2 PV 调驱剂（3000 mg/L HYHK 增强型聚合物微球），3 d 后以“恒速”（1 mL/min）方式进行后续水驱，直至压力稳定为止。实验过程中不同注入阶段各渗透层的总吸液量和总分流率见表1。从表1 可以看出，在调驱剂注入阶段，随注入压力升高，高渗透层的总分流率小幅降低，中、低渗透层则小幅升高。在后续水驱阶段，注入压力为2P（方案1-1）时高渗透层总分流率明显降低，而其他注入压力（方案1-2，1-3和1-4）下的总分流率均出现升高态势。

表1 不同注入压力下以“恒压”方式注入调驱剂+后续水驱的各小层总吸液量和总分流率

实验过程中各小层总分流率和注入压力与注入体积变化见图3和图4。由图3可看出，在调驱剂注入阶段，由于“方案1-1”的注入压力低于“临界压力”，中渗透层的分流率较低，其余方案因注入压力高于“临界压力”，导致中渗透层的调驱剂吸入量较大，且随注入压力升高，中渗透层吸入量增多。在后续水驱阶段，除“方案1-1”的中渗透层分流率呈现增加态势外，其余方案的中渗透层分流率均下降，且降幅呈现增大趋势。

图3 不同注入压力下以“恒压”方式注入调驱剂+后续水驱的各小层的分流率随注入体积变化

图4 不同注入压力下以“恒压”方式注入调驱剂+后续水驱的注入压力随注入体积变化

随着调驱剂注入阶段注入压力的增大（即超过中渗透层吸液的“临界压力”0.0022 MPa 时），中渗透层调驱剂吸入量增加，滞留作用引起渗流阻力大幅增加，因此，在后续水阶段，与“方案1-1”相比，“方案1-2～方案1-4”的中渗透层吸液量明显减小。进一步分析发现，当调驱剂注入压力达到低渗透层的“临界压力”（0.007～0.01 MPa）时，该层调驱剂吸液量明显升高，也会造成低渗透层污染，致使后续水驱阶段几乎不吸液。在后续水驱阶段，除“方案1-1”注入压力小幅度升高（见图4）和中渗透层的总分流率较大幅度增加外，其余方案的注入压力均大幅度降低，吸液压差和吸液量（分流率）明显减小（见图3）。因此，当仅采用调驱剂进行施工作业时，注入压力不能超过中、低渗透层的吸液“临界压力”，否则，调驱剂进入中、低渗透层，引起吸液启动压力升高，必然减小后续水驱阶段吸液压差和吸液量，削弱扩大波及体积效果。同时可以看出，4组方案中后续水阶段注入压力增幅偏低，说明聚合物微球对高渗透层封堵效果较差，需要配合强凝胶等优势通道治理措施，才可达到更好的液流转向效果。

2.3 调剖剂注入压力与分流率关系

采用不同注入压力（P的倍数）以“恒压”方式注入0.2 PV 的调剖剂（2000 mg/L 聚合物SD201+1000 mg/L Cr3+交联剂），候凝24 h 后进行“恒速”（1 mL/min）后续水驱，直至注入压力稳定为止。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表2。实验过程中注入压力和各小层的分流率随注入体积变化见图5和图6。从表2可以看出，在调剖剂注入阶段，随注入压力升高，高渗透层的总吸液量减小，中、低渗透层总吸液量增加。在后续水驱阶段，前期调剖剂注入压力越低，高渗透层总分流率降幅越大，低渗透层增幅越大。例如，“方案2-1”的注入压力为5 P，后续水阶段中，高渗透层总分流率低至5.54%，而低渗透层总分流率高达82.70%，液流转向效果十分明显。调剖剂进入高、中、低渗透层后均会发生滞留和增加渗流阻力，导致后续水驱阶段注入压力升高（见图5）。通常情况下，等量的调剖剂注入不同渗透率岩心，对低渗透层封堵效果更明显，低渗透层吸液启动压力增幅远大于高渗透层，但若高渗透层调剖剂注入量远大于低渗透层，则高渗透层封堵效果更好，即高渗透层吸液启动压力高于低渗透层，此时后续水阶段高渗透层分流率就会减小，例如“方案2-1”和“方案2-2”。反之，当中低渗透层因调剖剂而产生的封堵效果高于高渗透层，后续水阶段高渗透层吸液量即分流率就会增加，液流转向效果变差（见图6）。由此可见，各个渗透层吸液量和分流率变化趋势取决于吸液压差的变化趋势，而吸液压差变化趋势又与注入压力和渗流阻力变化趋势密切相关。

图6 不同注入压力下以“恒压”方式注入调剖剂+后续水驱的各小层分流率随注入体积的变化

表2 不同注入压力下以“恒压”方式注入0.2 PV的调剖剂+后续水驱的各小层总吸液量和总分流率

图5 不同注入压力下以“恒压”方式注入调剖剂+后续水驱的注入压力随注入体积变化

综上所述，与调驱剂相似，随调剖剂注入压力的升高，中、低渗透层的吸入量增多，滞留作用引起附加渗流阻力即吸液启动压力增大，后续水驱阶段中、低渗透层吸液压差减小（中、低渗透层注入压力升高幅度小于启动压力升高幅度），液流转向效果变差。因此，在调剖剂注入过程中，注入压力也不能超过中、低渗透层的吸液“临界压力”。否则，中、低渗透层调剖剂吸入量增大，会对中、低渗透层吸液能力造成伤害，并且吸入量越大，伤害程度越严重，液流转向效果越差。

2.4 调驱剂和调剖剂注入压力与分流率关系对比

以相同压力“恒压”（0.005 MPa 和0.01 MPa）注入调驱剂和调剖剂后，调驱剂缓膨3 d、调剖剂候凝24 h 后再以“恒速”进行后续水驱，注入压力与注入体积关系和后续水阶段各小层总分流率图见图7、图8。

图7 调剖剂与调驱剂注入压力和总分流率对比（p=0.005 MPa）

图8 调剖剂与调驱剂注入压力和总分流率对比（p=0.01 MPa）

从图7 和图8 可以看出，调驱剂和调剖剂注入岩心后滞留和分流率变化特征存在明显差异。与调驱剂相比较，调剖剂的注入能力较强，滞留效果较好，附加渗流阻力增幅较大，后续水驱阶段注入压力较高，中、低渗透层的吸液压差和吸液量较大，液流转向效果较好。分析认为，调驱剂为微球与水混合而成的非连续相体系，微球颗粒易在岩心注入端端面滞留，造成注入压力“虚高”，致使后续水驱阶段的注入压力大幅度降低，中、低渗透层吸液压差和吸液量减少。

综上所述，调剖、调驱措施的目的是为了实现深部液流转向，为此必须增加中、低渗透层的吸液压差和吸液量，而提高注入压力是增加吸液压差最有效途径。提高注入压力又存在两种技术途径，一是提高注入速率；二是增加高渗透层吸液启动压力（注入速率维持不变）。调剖、调驱措施将调驱剂和调剖剂传输运移到高渗透层，利用其滞留作用来增加渗流阻力和吸液启动压力。因此，在矿场调剖、调驱施工中必须控制注入压力以减小或避免调剖、调驱剂进入中、低渗透层尤其是低渗透层。低渗透层一旦吸入药剂就会产生较大的附加渗流阻力，进而引起吸液启动压力升高，吸液压差和吸液量减小，最终削弱液流转向效果。

3 结论

微球类调驱剂为微球与水或表面活性剂溶液混合而成的非连续相体系，易于在岩心注入端的端面滞留，引起注入压力“虚高”，进而造成后续水驱阶段注入压力和吸液压差减小，最终削弱液流转向效果。与微球类调驱剂相比较，聚合物凝胶类调剖剂注入能力较强，易于进入岩心深部和发生滞留，附加渗流阻力和注入压力增幅较大。

随注入压力升高，中、低渗透层调驱剂和调剖剂吸液压差和吸液量增加，滞留作用引起中、低渗透层附加渗流阻力增加，液流转向效果变差。因此，采用合理注入压力有助于改善调剖调驱液流转向效果。在本实验条件下，水驱稳定压力P=0.001 MPa，微球类调驱剂合理注入压力为2 P，聚合物凝胶类调剖剂合理注入压力为5 P。

建议矿场实施调剖调驱措施前开展注入井吸液剖面测试，据此确定调驱剂和调剖剂最高注入压力或注入速率。