多轮次调驱技术和凝胶调驱技术能起到较好的液流转向作用而逐渐被关注，成为重要的调剖堵水技术手段，胜坨油田和中原油田等油田在长期的注水开发后，都应用此技术获得了较好的驱油效果[1-7]。石油工作者们也对多轮次调剖技术进行了进一步的研究，结合现场试验，得到了大量的结论，并从中发现了一些问题和规律[8-13]，如多轮次调剖影响面部分重叠、调剖效果随径向距离增加而减弱、封堵时机引起调剖效果逐次递减、注入工艺引起调剖效果逐次递减和堵剂部分失效引起调剖效果逐次递减等问题。
LD5-2油田的主力储层为东二上段，高孔高渗，黏土矿物绝对含量低，原油黏度大[14]。由于油水流度比较大，该部分井区长时间开发，油藏非均质性逐渐增强，水窜程度大，油井含水率上升速度较快，造成该区块部分储层剩余油难以被采出。边部稠油区产量较低、油藏岩石结构较为疏松，经过长时间的冲刷，造成岩石颗粒运移，降低了部分油井近井地带渗透率，砂堵较为严重，进而导致产量迅速下降等问题。为了能进一步提高渤海油田原油采收率，通过物理模拟和理论分析，开展了多轮次凝胶调驱效果实验研究，并对其驱油机理进行了分析。
聚合物：部分水解聚丙烯酰胺(大庆炼化公司生产)，相对分子质量为1 900×104，固含量为88%。
交联剂：有机铬(中海石油天津分公司提供)，有效含量为2.7%(w)。
水：LD5-2油田注入水，离子组成如表 1所示。
实验用油：模拟油(由LD5-2油田脱气原油与煤油混合而成)，50 ℃时黏度为300 mPa·s。
岩心为石英砂环氧树脂胶结二维纵向非均质岩心[15]，按照目标油藏地质特征，岩心设计包括高中低3个渗透层，渗透率分别为9 000×10-3 μm2、5 000×10-3 μm2和1 000×10-3 μm2，厚度均为1.5 cm，平均气测渗透率为5 000×10-3 μm2。外观几何尺寸为：高×宽×长=4.5 cm×4.5 cm×30 cm。
黏度采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试，转速为6 s-1，黏度在0~100 mPa·s时，采用“0”号转子测量。
驱油效果实验所需仪器设备：压力传感器、岩心夹持器和中间容器等置于恒温箱内；平流泵和手摇泵置于恒温箱外。实验温度50 ℃。实验设备及流程如图 1所示。
实验步骤：①在室温下，将岩心抽真空饱和水，计算岩心孔隙体积；②在50 ℃下，将模拟油注入岩心中，进行饱和油，获得含油饱和度；③在50 ℃下，进行水驱，直到预定PV数，并计算水驱采收率；④在50 ℃下，注入预定PV数的调剖剂或调驱剂，后续水驱到含水率96%，计算采收率。
注入速度为0.3 mL/min，实验数据每间隔30 min记录一次。
(1) 水驱：0.1 PV。
(2) 第一轮：0.04 PV凝胶(ρp=3 500 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1，注入水)。
(3) 水驱：0.1 PV。
(4) 第二轮：0.035 PV凝胶(ρp=3 870 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1，注入水)。
(5) 水驱：0.1 PV。
第三轮调驱实验用岩心都必须经历以上实验步骤。
方案1：0.04 PV Cr3+聚合物凝胶(ρp=4 000 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1)+后续水驱96%。其中，水型分别为注入水、除垢注入水和含垢注入水。
方案2：0.04 PV Cr3+聚合物凝胶(m(聚):m(Cr3+)=180:1，含垢注入水)+后续水驱96%。聚合物质量浓度分别为3 500 mg/L、3 000 mg/L和2 500 mg/L。
方案3：0.02 PV Cr3+聚合物凝胶(ρp=4 000 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1，含垢注入水)+0.02 PV注入水+0.02 PV凝胶+后续水驱96%。
方案4：0.01 PV Cr3+聚合物凝胶(ρp=4 000 mg/L，m(聚):m(Cr3+)=180:1，水型分别为含垢注入水、除垢注入水和注入水)+0.01 PV注入水+0.01 PV凝胶+0.01 PV注入水+0.01 PV凝胶+0.01 PV注入水+0.01 PV凝胶+后续水驱96%。其中，水型分别为注入水、除垢注入水和含垢注入水。
3种水型配制的Cr3+聚合物凝胶调驱采收率实验结果见表 2。从表 2可看出，配制调驱剂所需的水型对凝胶驱油效果存在影响。在以上3种实验方案中，采收率增幅从大到小依次为“方案1-2”、“方案1-3”、“方案1-1”。由此可见，除垢水配制凝胶的调驱效果较好。这是因为，在3种溶剂水中，除垢水中的矿化度较小，导致聚合物分子线团较大，驱油剂黏度较大，采收率增幅较大，但从凝胶黏度上看，含垢水与除垢水相差较大，但采收率增幅相差不大，说明含垢水中的悬浮垢也起到了一定的调剖作用。
实验过程中, 注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图 2。
从图 2可以看出，在3种Cr3+聚合物凝胶注入阶段，都呈现注入压力上升、含水下降和采收率增加态势。其中，除垢水配制聚合物凝胶注入压力升幅较大，扩大波及体积效果较好，含水降幅和采收率增幅较大。
聚合物浓度对第三轮次Cr3+聚合物凝胶调驱效果影响实验结果见表 3。
实验过程中，注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图 3。
从图 3可看出，随聚合物浓度增加，注入压力提高幅度增加，岩心(储层)中低渗透层吸液压差增加，吸液量增大，含水率下降幅度增加，采收率增幅增加。参照前两轮Cr3+聚合物调驱聚合物浓度使用状况，建议本轮次采用平均质量浓度为4 000 mg/L。
Cr3+聚合物凝胶与水交替注入次数对第三轮次调驱增油效果影响实验结果见表 4。从表 4可看出，随交替注入次数增加，采收率增幅增加。考虑到现场设备搬迁和切换不同调驱剂注入工艺的可操作性，建议本次交替注入次数为4次。
实验过程中注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图 4。
从图 4可看出，随Cr3+聚合物凝胶与水交替注入次数增加，注入压力升幅增加，岩心(储层)中低渗透层吸液压差增加，吸液量增大，波及体积扩大，含水率降幅和采收率增幅都呈现增大态势。与整体段塞单轮次调驱相比，采取凝胶与水交替注入方式时，凝胶段塞优先进入高渗层，增加其渗流阻力，促使后续水段塞转向进入中低渗透层，这不仅不会增加中低渗透层渗流阻力(聚合物溶液或凝胶会增加渗流阻力)，反而因其油相饱和度降低而增加了水相渗透率，即降低了渗流阻力。为了避免水段塞在高渗透层发生突破，再注一个凝胶段塞，如此交替，这既发挥了凝胶对高渗透层的封堵作用，又加强了水对中低渗透层的波及作用。
水型对第三轮次Cr3+聚合物凝胶和水交替注入调驱效果的影响实验见表 5。从表 5可看出，在3种水质配制Cr3+聚合物凝胶中，除垢水配制聚合物凝胶(方案4-2)黏度较大，液流转向能力较强，扩大波及体积效果较好，采收率增幅较大，其次为含垢水聚合物凝胶(方案4-1)，最后为注入水聚合物凝胶(方案4-3)。
实验过程中注入压力、含水率和采收率与PV数关系见图 5。从图 5可看出，与注入水和含垢水聚合物凝胶相比，除垢水聚合物凝胶注入压力增幅、含水率降幅和采收率增幅都较大，调驱增油效果较好。
调驱剂与水交替注入改善调驱效果机理分析采用的地质模型见图 6，模型包括高、中、低3个渗透层。
在水驱开发过程中，由于高渗透层的流动阻力最小，注入水会优先进入高渗透层，在注入水的不断注入下，高渗透层的水相渗透率逐渐增大，流动阻力减小，注入压力(p)减小。随着注入压力减小，中、低渗透层吸液压差(Δp3＝p－p3，Δp2＝p－p2)减小，吸液量减小，中、低渗透层动用程度变差。当调驱剂(凝胶)采用大段塞注入时，调驱剂会首先进入高渗透层并发生滞留，导致孔隙过流断面减小，流动阻力增大，吸液量减少。在保持注入速度不变情况下(现场注入量保持恒定)，注入压力就会升高，这导致中低渗透层吸液压差(Δp3＝p－p3，Δp2＝p－p2)增加，吸液量增大，中低渗透层动用程度提高。随着调驱剂进入中低渗透层，它同样也会引起渗流阻力增加，而且增幅远大于高渗透层。对于油田注入井，因受岩石破裂压力和设备耐压能力的限制，注入压力不能无限制地升高，即最高只能达到一定值，如大庆油田一般为14 MPa，渤海油田大约为12 MPa。因此，随着中低渗透层吸入调驱剂量增加，吸液压差(Δp3＝p－p3，Δp2＝p－p2)会逐渐减小，高渗透层会逐渐增加，这就是聚合物驱过程中遇到的“剖面反转”现象的原因所在。为了减轻调驱过程中的“剖面反转”现象，就必须减小中低渗透层调驱剂吸入量，调驱剂与水交替注入就可以在一定程度上满足这一要求。
交替注入条件下，前面凝胶段塞优选进入高渗层，增加其渗流阻力，促使后续水段塞转向进入中低渗透层，造成井壁及其附近区域含油饱和度降低，水相渗透率增加，渗流阻力减小。考虑到注水过程中存在一部分水进入高渗透层情形，为了避免水段塞在高渗透层发生突破，再注一个凝胶段塞，如此交替，这既发挥了凝胶对高渗透层的封堵作用和水对中低渗透层的波及作用，又节省了调驱剂用量，提高了技术经济效果。
(1) 3种水配制Cr3+聚合物凝胶中，除垢水凝胶黏度较大，液流转向能力较强，多轮次调驱增油效果较好。
(2) 在多轮次调驱过程中，随聚合物浓度增加，Cr3+聚合物凝胶黏度增大，液流转向能力增强，采收率增幅增加。
(3) 在Cr3+聚合物凝胶段塞尺寸相同条件下，与整体段塞注入方式相比较，采用多个凝胶小段塞与水交替注入方式，可以减少驱油剂用量，获得较好的调驱效果。
(4) 采用物理模拟方法和采收率评价指标，优化Cr3+聚合物凝胶注入参数优化，即采用平均质量浓度为4 000 mg/L，交替注入次数为4次。
2015, Vol. 44 Issue (4): 87-92
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