新疆油田石南21井区为中孔低渗透油藏，平均渗透率为16.84×10-3 μm2，渗透率级差达到691.25，层内非均质性强。目前该区块开发陆续进入到中后期，注入水窜井较多，综合含水上升速度快，而常规的调剖措施难以有效地改变窜流、绕流和地层动用程度不均的问题，因此需要研究一种地面粘度小，易泵入的调剖剂开展弱冻胶深部调剖技术研究，对油层进行化学改造。通过模拟石南21井区油藏区块条件，选取典型配方，考察了弱冻胶的封堵性能，并优化弱冻胶的注入参数，为现场的应用提供了理论依据和技术支持。
由于冻胶类堵剂[1]成冻时间可调和成冻强度可控，适用于中等地层温度(石南21区块主力地层温度72 ℃)，中等地层水矿化度(该区块地层水矿化度为24 800 mg/L), 且能封堵不同深度地层，因此选取冻胶型堵剂作为该区块的堵剂体系。
平流泵，JJ-1搅拌器，1/10000电子天平，BROOKFELED粘度计，电热恒温水浴锅，填砂管，精密压力表等。
LF-1聚合物：固含量94%，水解度4%，相对分子质量9.65×106；YG103：酚醛预聚体交联体系；模拟注入水，矿化度400 mg/L；模拟油，50 ℃下粘度为10.25 mPa·s。试验中采用弱冻胶的配方：0.2% LF-1+0.9% YG103，30 ℃下粘度为17.5 mPa·s，72 ℃下成冻时间为7天。
(1) 封堵能力的测定。用封堵率和残余阻力系数表征堵剂的封堵性能，试验流程如图 1所示。设初始渗透率为k0，成冻后测定渗透率为k1，封堵率和残余阻力系数计算公式为：
封堵率：
残余阻力系数：
(2) 采收率增值的测定。采用双管模型测定弱冻胶的采收率增值，试验装置如图 2。试验步骤：填制填砂管并计算参数→饱和水→饱和油→水驱至含水98%→注入一定量冻胶→注入过顶替液→恒温72 ℃放置成冻时间→再水驱至含水98%→计算采收率增值。试验中过顶替液采用模拟水。
通过弱冻胶对油水相渗透率的不均衡降低作用和对高低渗透层的选择性封堵进行研究。
(1) 油水相渗透率不均衡降低作用的研究。弱冻胶对油水相的不均衡降低作用主要通过选择性指数[2]来衡量，选择性指数定义如下：
选择性指数
式中：FORR、FWRR分别为油相、水相残余阻力系数。σ值一般在0~1之间，σ值越接近1，说明堵剂对油相渗透率降低程度越小，控水效果越好。
具体试验步骤：计算岩芯参数，水测渗透率；然后饱和油，测束缚水饱和度下的油相渗透率；水驱测定残余油饱和度下的水相渗透率；注入0.3 Vp的0.2% LF-1+0.9% YG103堵剂，7天后水测渗透率和油测渗透率。试验结果见表 1。
从表 1可以看出，选择性指数为0.726，表明油水同层时弱冻胶对水相的封堵效果远大于对油相的封堵效果。这是由于该调剖体系是水基冻胶，能够在水中膨胀，在油中收缩，减少了水流通道，增大了油相渗透率；并且油对多孔介质表面的润湿作用降低了弱冻胶在岩芯中的吸附作用，降低了弱冻胶对油相的封堵效果。
(2) 选择性封堵性能的研究。采用渗透率级差为5.29的双管模型研究弱冻胶的选择性封堵性能。试验中注入0.3 Vp的0.2% LF-1+0.9% YG103弱冻胶堵剂，成冻后测定渗透率，试验结果见表 2。
从表 2可知，弱冻胶能够有效地封堵高渗层，对高渗层的封堵率和残余阻力系数远大于低渗层。由于弱冻胶在未成冻前，能够很好地流动，在注入压力下优先进入较大的孔道，对高渗层产生选择性封堵，迫使后续水驱转向低渗层，起到调整高低渗透层渗流剖面的作用[3-4]，其中剖面改善率达到88.46%，有效地改善了地层非均质性。
在室内主要研究了注入量、注入速度、注入时机、堵剂放置位置和组合顺序对弱冻胶驱油效果的影响，并根据试验结果优化了弱冻胶的注入参数。
(1) 注入量。采用渗透率级差为5的双管模型(高渗管渗透率为1 μm2，低渗管渗透率为0.2 μm2)研究弱冻胶注入量对驱油效果的影响。在水驱产液含水98%后，分别向岩芯中注入不同量的0.2% LF-1+0.9% YG103弱冻胶体系，候凝转注水驱至98%，计算采收率增值。根据单位体积堵剂采收率增值大和投入产出比最小的原则优化堵剂用量，其中投入产出比按照油价为3960元/ t，堵剂126元/m3，其他投入按药剂费用1倍计算，结果见图 3。
从图 3可以看出，随着弱冻胶注入量的增加，单位体积堵剂的采收率增值先增加后减小，投入产出比先减小后增加，当注入堵剂0.3 Vp时，单位体积堵剂的采收率增值达到最大，投入产出比达到最小。由于堵剂注入量的增加，采收率的增值有限，作业成本也会增加，造成投入产出比增大。因此，当弱冻胶注入体积为0.3 Vp时获得最佳的效果。
(2) 注入速度。采用渗透率级差为10的双管模型研究堵剂注入速度对弱冻胶的驱油效果的影响。在水驱产液含水率98%后，分别以不同注入速度向岩芯中注入0.3 Vp的0.2% LF-1+0.9% YG103弱冻胶体系，候凝转注水驱至98%，计算采收率增值，结果见表 3。
从表 3可知，注入速度对弱冻胶驱油效果有着明显的影响。随着弱冻胶注入速度的增加，采收率不断增加，但增加的幅度越来越小。这是由于在后续水驱过程中，弱冻胶驱的增油量主要来自低渗透层，高渗透岩芯对采收率增值贡献较小。一方面由于注入速度的增加，成胶液在多孔介质中流动时，剪切作用增强，粘度降低，影响弱冻胶的成冻性能；另一方面由于注入压力过大，成胶液更容易突进到低渗孔道，在封堵高渗层的同时，对低渗层更容易造成伤害。因此，在现场应用中弱冻胶注入速度不宜过高。
(3) 注入时机。采用渗透率级差为5的双管模型(高渗渗透率为1 μm2，低渗渗透率为0.2 μm2)研究弱冻胶的最佳注入时机。在水驱产液中不同含水率时分别向岩芯注入0.3 Vp的0.2% LF-1+0.9% YG103弱冻胶体系，候凝，转注水驱至98%，计算采收率增值，结果见表 4。
从表 4可知，弱冻胶注入时机越早，采收率增值越大。这是由于注入时机[5]越早，岩芯的残余油饱和度越高，需要的驱动力越小，越有利于提高波及体积；在低含水时期进行调剖时，由于高渗层水道并没有完全形成，水相渗透率比较低，弱冻胶对高渗层有较好的封堵作用，提高了中低渗层的动用程度。
(4) 堵剂放置位置。采用平板模型[6]研究了堵剂放置位置对采收率的影响，其中平板模型的尺寸为：20 cm×20 cm×1.5 cm，高渗透层部分渗透率为1 μm2，低渗透层部分渗透率为0.2 μm2，结果见图 4。
从图 4可知，随着堵剂进入深度的增加，采收率的增值不断增大，但到达一定深度后，采收率的增加变缓。当堵剂进入深度与井距比达到3:10时，单位体积堵剂采收率增值达到最大。这是由于堵剂进入不同地层的深度是依靠堵剂用量实现的，随着堵剂用量的增加，堵剂进入到更小的孔隙中，将其中的残余油驱出。因此，在弱冻胶深部调剖时注意调剖深度和堵剂用量。
(5) 组合顺序。采用单管模型应研究不同强度弱冻胶的组合顺序对采收率的影响，其中强度较强的弱冻胶配方为：0.3% LF-1+0.6% YG103，强度较弱的弱冻胶配方为：0.2% LF-1+0.9% YG103。在水驱产液含水98%后，以先弱后强，先强后弱的两种注入方式分别注入0.15 Vp的冻胶，候凝水驱计算采收率增值，结果见表 5。
从表 5可知，弱冻胶不同的注入方式均能够提高采收，但弱冻胶按照先弱后强的组合顺序的采收率增值比按照先强后弱的组合顺序的采收率增值高8.52%。这是由于按照先弱后强的顺序注入，聚合物的携带作用带走部分高渗层的残余油，较高强度的冻胶将强度较弱的冻胶活塞式推进到地层深部，有效改善地层的非均质性，后续水驱时，较大程度地启动中低渗层；采用先强后弱的注入方式，后续注入水绕流进入原水道，降低纵向波及体积，造成驱油效果变差。
(1) 研究了适合石南21井区的深部调剖剂技术，该弱冻胶深部调剖剂具有较好的选择性封堵效果，能够有效降低水相渗透率，其中选择性指数达0.726，剖面改善率达88.46%。
(2) 采收率随着弱冻胶注入量的增加而增加，当弱冻胶注入深度为注采井距3:10、注入量0.3 Vp时，单位体积堵剂采收率增值最大。
(3) 注入速度的高低直接影响着弱冻胶的驱油效果，注入速度越低，采收率越大。因此在现场实际应用中，应综合考虑油层的物性和油田实际生产需要，确定弱冻胶的注入速度。
(4) 水驱后转注时机越早，越有利于提高采收率。
(5) 弱冻胶不同的组合顺序均能够提高采收率，其中采取先弱后强的注入方式的采收率增值高于先强后弱的采收率增值。
2011, Vol. 40 Issue (6): 594-597
2011, Vol. 40 Issue (6): 594-597