海上中低渗透油藏的开采通常以水驱为主，但由于中低渗透油藏储层较强的非均质性，加之储层本身的天然裂缝以及在开发过程中的压裂裂缝，使得长时间的注水开发后，储层中会产生优势水驱通道导致水窜，使水驱效果逐渐变差[1-3]。为了提升水驱开发效果，调剖堵水技术应运而生。
调驱技术广泛应用于各大油田，通过降黏剂降低原油黏度，稠化剂、驱油剂等增加驱替液黏度，降低油水流度比等作用进一步驱出剩余油。海上油田进入高含水阶段，常规的近井封堵方法已无法起到有效的稳油控水作用，我国调剖堵水技术开始了注水井近井调剖到地层深部调驱方式的转变。SMG调驱剂在压力作用下优先进入水窜孔道，并在其中吸水膨胀，产生如直接封堵、桥堵等机制提升渗流阻力，堵塞优势水窜孔道进而迫使驱替液进入细小含油孔隙，提高波及面积，使细小含油孔隙或低渗层中的原油得到驱替[4-6]。当压力进一步增大，SMG微粒在孔喉处发生形变，进而运移至储层深处，完成“运移-封堵-突破-再运移”过程。SMG合成粒径可控，性质稳定，并且由于其主链或支链上的强亲水基团使得SMG在水中分散性良好[7]。以往的研究结果表明，SMG深部调驱体系具有良好的改善储层非均质性的能力，稳油控水效果显著[8-9]。但是，目前大多数研究使用的物理模型与涠洲实际油藏相差较大，且针对高温高盐油藏环境下不同级差及注入时机对调驱效果影响的研究不够深入和系统。
对SMG的静态性能及封堵运移性进行系统研究，通过注入性、封堵性实验优选出适合目标储层的注入含量、注入速度等参数，并通过物理模拟驱油实验综合评价了SMG调驱体系的调驱效果，解释并评价其运移及封堵机理，以期为SMG调驱体系应用于涠洲中低渗透油藏群的高效开发提供一定的实验依据。
1) 材料：成品SMG微球(0.2~1.0 μm)，有效含量100%，中海油湛江分公司提供；实验用油取自目标区块储层段，中海油湛江分公司提供；实验用水为涠洲12-1油田模拟生产水，水质离子分析见表 1。实验所用岩心由石英砂和环氧树脂胶结而成[10]。具体尺寸及渗透率分布见表 2。
2) 仪器：扫描电镜，津工仪器科技(苏州)有限公司；BT-9300H激光粒度仪，丹东百特仪器有限公司；磁力搅拌器，北京科伟永兴仪器有限公司；岩心驱替实验装置及流程如图 1所示。
1) SMG微观形态分析：取SMG(0.2~1.0 μm)原液配制质量浓度为1 000 mg/L的溶液，利用扫描电镜进行冷冻扫描，观察原始SMG微观形态。分别用蒸馏水以及模拟油田生产水配制质量浓度为2 000 mg/L的SMG溶液并观察其微观形态变化。
2) SMG水化膨胀实验：用模拟油田生产水配制质量浓度为2 000 mg/L的SMG溶液，搅拌均匀后，在95 ℃储层温度条件下老化一定的时间，取出冷却后用激光粒度仪于20 ℃下测定其粒径变化情况，并计算水化膨胀率，每个样品测定3次，测量间隔时间为10 min。
3) SMG注入性实验：取若干不同渗透率((10~1 000)×10－3 μm2)的岩心抽真空后饱和模拟地层水；恒速注模拟水，记录水驱注入压力(p1)，计算初始水测渗透率(K1)；选择不同质量浓度的SMG溶液以不同的注入速度、段塞大小进行组合实验，并记录注入压力(p2)；缓膨后(1天、3天、5天、7天和9天)注入模拟地层水5 PV，记录后续水驱稳定压力(p3)，计算水测渗透率(K2)、阻力系数(Fr=p2/p1)和残余阻力系数(Frr=p3/p1)，绘制相关曲线。
4) SMG封堵性实验：取若干不同渗透率((10~1 000)×10－3 μm2)的岩心抽真空后饱和模拟地层水；恒速注模拟水，记录水驱注入压力(p1)，计算初始水测渗透率(K1)；选择质量浓度为3 000 mg/L的SMG溶液以0.5 mL/min的注入流量，5 PV的段塞大小注入并记录注入压力(p2)；缓膨3天后，注入模拟地层水5 PV，记录后续水驱稳定压力(p3)，计算水测渗透率(K2)、阻力系数(Fr)、残余阻力系数(Frr)和封堵率。
式中：β为封堵率，%；K1为初始水测渗透率，10-3μm2；K2为水测渗透率，10-3μm2；
5) SMG层内非均质驱替实验：取气测渗透率级差为5、10和20的岩心抽真空后饱和模拟地层水；95 ℃下以0.2 mL/min的速率饱和油，加压密闭条件下老化12 h，注入模拟水驱替至单次产液含水率80%(第二组实验药剂的注入时机为单次产液含水率90%)；95 ℃下注入质量浓度为3 000 mg/L的SMG溶液1 PV(注入速率为0.5 mL/min)；待SMG缓膨3天后，以0.5 mL/min的注入流量水驱至单次产液含水率98%。记录过程中产液量、产水量以及注入压力，并绘制相关曲线。
SMG(0.2~1.0 μm)原液的冷冻扫描形貌及分别使用蒸馏水和模拟生产水配制的质量浓度为2 000 mg/L的SMG溶液微观形态见图 2。由图 2可见，SMG原液呈分散状球形颗粒，粒径约0.82 μm，在蒸馏水中吸水膨胀后，大部分粒径约15.00 μm，在模拟生产水中膨胀后粒径约13.00 μm，仍呈球状且无明显团聚现象，分散性良好，说明其具有较好的耐盐性。
SMG微球在吸水膨胀后体积可达原始体积的数倍乃至数百倍，其膨胀后的体积大小、是否能在地层条件下成功膨胀以及何时能够膨胀至有效封堵体积都直接影响调驱封堵效果。质量浓度为3 000 mg/L的SMG(0.2~1.0 μm)溶液不同水化膨胀时间的粒径分布如图 3所示，膨胀结果见表 3。从表 3可看出，SMG溶液具有良好的缓膨性能。其初始粒径为0.70 μm。水化初期，粒径膨胀较慢，对于调驱体系的注入以及深入储层内部进行有效封堵起到积极作用，3天后粒径开始以较快的速度膨胀，达到2.44 μm，此时，已经可以对部分孔喉起到可观的封堵作用，7天后粒径膨胀速度减缓，达到5.32 μm。最终粒径膨胀倍数达到7倍，体积膨胀约400多倍。
聚合物性质和交联强度很大程度上决定了调驱体系的水化膨胀效果[11]。聚合物中的强亲水基团可以与溶液中的水分子结合形成氢键进而提高聚合物在水中的溶解度。同时，由于调驱体系聚合物中强亲水基团与进入网络内部水分子的不断结合，重复形成了氢键、产生游离离子及产生渗透压差的过程，使得高分子网络持续吸水膨胀[12]。随着外部水分子的不断渗透，起初高分子网络内部和外部的渗透压差缓慢增大，游离离子含量迅速增加，进而导致内外渗透压差快速增大。但随着强亲水基团的结合消耗，产生游离离子速度减缓，内外渗透压差随之减小，这也解释了调驱体系初始膨胀速率较慢，达到一定程度后膨胀速率快速增加进而减慢至膨胀停止的现象[13]。
不同渗透率、注入参数以及水化时间对SMG注入性的影响见表 4(表 4中，渗透率选择参考涠洲实际油层渗透率分布表，其中渗透率为50×10－3 μm2的储层占比大；注入质量浓度选择2 000 mg/L，是因为此质量浓度的SMG微粒分散性良好，不发生团聚，且满足降低流度比要求；注入速度及段塞尺寸均根据现场技术指标设定；水化时间为实验优选的结果)，注入压力随渗透率变化见图 4。通过图 4和表 4可看出，在相同注入条件下，渗透率越低，注SMG阶段的压力上升幅度越大。后续水驱阶段稳定压力大于初始水驱压力，说明有一定量的SMG滞留于多孔介质中。随着岩心渗透率的增加，SMG相对滞留量逐渐降低。随着SMG注入质量浓度的增加，调驱体系的阻力系数、残余阻力系数逐渐升高，在渗透率为42.1×10-3 μm2条件下，SMG质量浓度为4 000~5 000 mg/L时产生堵塞。推测堵塞原因为内部孔隙注入性堵塞或“端面效应”[14-15]。随着SMG注入速度的增加，同一时间通过孔喉的微粒量增加，阻力增大，阻力系数直线上升，附着能力下降，导致残余阻力系数呈现先快速增加后下降趋势。随着SMG注入段塞尺寸的增加，其在多孔介质中逐步累积，导致阻力系数、残余阻力系数呈逐渐上升趋势[16]。随着水化时间的增加，阻力系数、残余阻力系数先上升后变缓，说明随着水化时间延长，SMG粒径有膨胀增大趋势，同时作为水凝胶体系，随着水化层的溶胀，其颗粒微环境黏度也会增加，两者交互作用使得阻力效应趋于变大。
不同渗透率下SMG的封堵率见图 5。由图 5可看出，岩心渗透率在(69.8~308.0)×10-3 μm2时，随着渗透率的增大，SMG滞留量随之增加，注入压力、阻力系数持续上升，且封堵率皆在90%以上，表明SMG调驱体系对此渗透率范围内储层的孔喉配伍性较好，能在生产压力下顺利进入多孔介质内部并发生运移、吸附及水化膨胀，通过直接封堵、桥堵等作用对大孔隙起到较强的封堵作用。当渗透率大于308.0×10-3 μm2后，阻力系数以及封堵率呈下降趋势，说明此时SMG调驱体系与当前渗透率储层的孔喉配伍性变差，不能够实现有效封堵及深部滞留。
SMG调驱机理见图 6。从图 6可看出，由于渗透率级差的存在，SMG颗粒会优先进入优势孔道中，在其中实现深部滞留并水化膨胀，通过架桥封堵、直接封堵等作用对高渗层大孔喉进行有效封堵，改善储层非均质性，改变驱替液流向及压力分布，提高波及面积，从而提高采收率。
在注入时机分别为含水率80%和90%、不同级差条件下的SMG调驱动态曲线见图 7及图 8。从图 7和图 8可看出，注入时机为含水率80%，级差为5的实验组，其水驱采收率增幅最为明显，达到了15.49%，级差为10的实验组采收率增幅为13.15%，而级差为20的实验组最终增幅为10.35%，说明储层的非均质性越强，SMG起到的调驱效果越弱。另外，将注入时机为含水率80%与含水率90%的实验组对比，发现前者提高采收率的效果明显高于后者，说明注入时机越早，调驱效果越好。在前期水驱阶段，注入压力上升缓慢，说明需要一定的吸液启动压力，地层水注入0.4 PV左右时，水驱压力趋于平缓，此时水驱采收率最大化。在SMG调驱体系注入初期，会优先进入启动压力较低的高渗层或水驱优势孔道，随着SMG“附着效应”的增强，并在大孔隙通道孔喉处产生直接封堵或桥堵增加渗流阻力，此时注入压力会明显上升。但随着SMG注入量增加(中后期)，其在吸液压差作用下部分进入中低渗透层或细小含油孔隙，会对储层造成一定损害，甚至不吸液，出现“剖面反转”现象，注入压力进一步上升，采收率增幅减小[17]。后续水驱最终压力明显高于水驱阶段，说明SMG能够在储层深部有效滞留，使高渗层渗流阻力增加，液流转向使低渗层被有效波及。注入SMG之后，含水率出现明显下降趋势，说明其扩大波及体积效果较好，低渗层原油被有效动用。另外，渗透率级差为10时，SMG仍有较好的增压调驱效果，且采收率的提升也较为明显，具有良好的扩大波及体积效果。当渗透率级差增加到20时，虽然注入压力相对水驱阶段也有了提升但是含水率的变化十分微弱，说明在渗透率级差为20的情况下，SMG扩大波及体积能力较弱，不能有效地使液流转向。
1) 在WZ12-1油田的油藏条件下，SMG深部调驱体系具有良好的水化膨胀效果。最终粒径膨胀倍数达到7倍，体积膨胀倍数约400多倍。
2) SMG深部调驱体系具有良好的注入性且封堵性能良好，岩心渗透率在(69.8~308.0)×10-3 μm2时，封堵率皆在90%以上，满足现场封堵控水需求。
3) 注入SMG调驱体系后，相对于水驱最高采收率增幅为15.49%，说明在调驱体系与岩心配伍性好(中低渗)的情况下，注入SMG可以实现深部滞留，有效封堵高渗层大孔喉，改变驱替液流向及压力分布，提高波及面积，从而有效提高采收率。
2024, Vol. 53 Issue (2): 101-106, 111 2024, Vol. 53 Issue (2): 101-106, 111