渤海SZ36-1油田为疏松砂岩储层，且高渗层孔喉尺寸较大，渗透率较高，加之长期注水开发过程中出砂问题严重，导致储层结构遭到严重破坏，使得高渗层大孔道进一步发育，储层非均质性加重，油井含水率升高，低效无效循环问题严重^[1-4]。因此，亟需采取适当的调剖堵水措施对高渗层大孔道进行有效封堵，以达到扩大波及体积进而提高原油采收率的目的。

研究表明，“淀粉-丙烯酰胺”接枝共聚物凝胶具有初始黏度较低、成胶强度大、稳定性好和成本低等优点^[5-6]。然而，目前国内外科研工作者对淀粉接枝共聚物凝胶的研究大多集中在体系物性、配方组成、成胶强度及接枝效率等问题上，对其在油田现场实际储层条件尤其是海上油田储层条件下的增油效果研究不足^[7-10]。以SZ36-1油田储层和流体为研究对象，以注入压力、含水率和采收率为评价指标，通过室内物理模拟实验开展以淀粉接枝共聚物凝胶为堵水剂、以铬离子聚合物凝胶为调剖剂的“堵水+调剖”联合作业注入参数实验研究和油藏适应性评价，以期为“淀粉-丙烯酰胺”接枝共聚物凝胶在渤海油田储层应用及技术决策提供依据。

堵水剂(淀粉接枝共聚物)中的交联剂和引发剂由中国海洋石油服务股份有限公司提供，有效质量分数为100%；丙烯酰胺和无水硫酸钠由天津市大茂化学试剂厂生产，有效质量分数分别为98%和97%；羟丙基淀粉由石家庄利达淀粉厂生产，有效质量分数为100%；调剖剂为Cr³⁺聚合物凝胶，其中交联剂由东北石油大学实验室合成，聚合物为大庆炼化公司生产部分水解聚丙烯酰胺，相对分子质量为1 900×10⁴，有效质量分数为88%。

实验用油为模拟油，由SZ36-1油田脱气原油与煤油按一定比例混合而成(μ_o= 15 mPa·s，45 mPa·s，75 mPa·s，150 mPa·s，300 mPa·s)。

实验用水为模拟注入水(简称注入水)，按SZ36-1油田注入水水质分析结果(表 1)室内配制而成。

表 1(Table 1)

表 1 水质分析结果 Table 1 Ionic compositions of the water mg/L 离子组成质量浓度 总矿化度 Na++K+ Mg2+ Ca2+ Cl- SO42- HCO3- CO32- 3 093.2 305.5 275.6 5 879.7 85.3 311.5 0 9 947.8

下载CSV 表 1 水质分析结果 Table 1 Ionic compositions of the water

实验用岩心为二维纵向非均质人造岩心^[11-12]，由石英砂与环氧树脂胶结而成，外观尺寸为：宽×高×长= 4.5 cm×4.5 cm×30 cm。岩心包括高、中、低3个渗透层，各个小层渗透率如表 2所列。

表 2(Table 2)

表 2 岩心渗透率 Table 2 Core permeability mD 小层 平均渗透率 岩心Ⅰ 岩心Ⅱ 岩心Ⅲ 岩心Ⅳ 岩心Ⅴ 低渗透层 500 500 500 500 500 中渗透层 1 500 1 500 1 500 1 500 1 500 高渗透层 6 000 8 000 10 000 12 000 14000

下载CSV 表 2 岩心渗透率 Table 2 Core permeability

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试原油、堵水剂和调剖剂黏度。采用岩心驱替实验装置测试堵水剂调剖堵水效果(采收率)，装置由平流泵、压力传感器、岩心夹持器、手摇泵和中间容器等部件组成，除平流泵和手摇泵外，其他部分置于65 ℃保温箱内。

前期水驱至含水率为98%后对水井采取堵水措施。堵水剂组成包括前置段塞：4%淀粉溶液0.05 PV，用于保护堵水剂不受地层水及残余油的影响；堵水剂：淀粉接枝共聚物凝胶溶液，对高渗透层起到有效封堵；保护段塞：4%淀粉溶液0.025 PV，用于保护堵水剂不受顶替段塞和后续水的影响；顶替段塞：0.15%的聚合物溶液，用于顶替堵水剂至预定位置，使堵水剂起到深部调剖的作用。后续水驱至含水率为98%时确定最终采收率。具体方案设定如表 3所列。

表 3(Table 3)

表 3 实验方案设计 Table 3 Experiment scheme design 实验方案 方案编号 方案内容 方案变量 实验方案Ⅰ：堵水剂组成对堵水效果的影响 Ⅰ-1 选用岩心Ⅰ和黏度为45 mPa·s的原油进行实验，在上述注入工艺的基础上优选最佳堵水剂配方（暂定堵水剂段塞0.075 PV，顶替段塞0.1 PV） 堵水剂配方Ⅰ Ⅰ-2 堵水剂配方Ⅱ Ⅰ-3 堵水剂配方Ⅲ Ⅰ-4 堵水剂配方Ⅳ 实验方案Ⅱ：堵水剂放置位置对堵水效果的影响 Ⅱ-1 选用岩心Ⅰ和黏度为45 mPa·s的原油进行实验，利用实验Ⅰ结果以及上述注入工艺优选最佳堵水剂放置位置，即最佳顶替段塞段塞尺寸（暂定堵水剂段塞0.075 PV） 顶替段塞0 PV Ⅱ-2 顶替段塞0.05 PV Ⅱ-3 顶替段塞0.10 PV Ⅱ-4 顶替段塞0.15 PV Ⅱ-5 顶替段塞0.20 PV 实验方案Ⅲ：堵水剂段塞尺寸对堵水效果的影响 Ⅲ-1 选用岩心Ⅰ和黏度为45 mPa·s的原油进行实验，利用实验Ⅰ和实验Ⅱ的结果以及上述注入工艺优选最佳堵水剂段塞尺寸 堵水剂段塞尺寸0.025 PV Ⅲ-2 堵水剂段塞尺寸0.050 PV Ⅲ-3 堵水剂段塞尺寸0.075 PV Ⅲ-4 堵水剂段塞尺寸0.100 PV Ⅲ-5 堵水剂段塞尺寸0.125 PV 实验方案Ⅳ：“调剖+堵水”联合作业及其调剖剂段塞尺寸对增油效果的影响 Ⅳ-1 选用岩心Ⅰ和黏度为45 mPa·s的原油进行实验，在前期堵水措施评价结果的基础上增加调剖措施，优选最佳的调剖剂段塞组成（调剖剂组成：Cr3+聚合物凝胶，CP= 3 500 mg/L聚: Cr3+= 180: 1，侯凝12 h） 调剖剂段塞尺寸0.025 PV Ⅳ-2 调剖剂段塞尺寸0.050 PV Ⅳ-3 调剖剂段塞尺寸0.075 PV Ⅳ-4 调剖剂段塞尺寸0.100 PV Ⅳ-5 调剖剂段塞尺寸0.125 PV 实验方案Ⅴ：原油黏度对堵水效果的影响 Ⅴ-1 选用岩心Ⅲ进行实验，在上述实验结果所得最佳“调剖+堵水”工艺的基础上分析不同原油黏度对驱油效果的影响 原油黏度15 mPa·s Ⅴ-2 原油黏度45 mPa·s Ⅴ-3 原油黏度75 mPa·s Ⅴ-4 原油黏度150 mPa·s Ⅴ-5 原油黏度300 mPa·s 实验方案Ⅵ：岩心非均质性对驱油效果的影响 Ⅵ-1 选用黏度为45 mPa·s的原油进行实验，在上述实验结果所得最佳“调剖+堵水”工艺的基础上分析岩心非均质性对驱油效果的影响（注入速度0.6 mL/min） 岩心Ⅰ Ⅵ-2 岩心Ⅱ Ⅵ-3 岩心Ⅲ Ⅵ-4 岩心Ⅳ Ⅵ-5 岩心Ⅴ

下载CSV 表 3 实验方案设计 Table 3 Experiment scheme design

通过上述实验，研究确定了以淀粉接枝共聚物凝胶为堵水剂、以铬离子聚合物凝胶为调剖剂的“堵水+调剖”联合作业体系在渤海SZ36-1油田储层及流体条件下的最佳注入工艺及其油藏适应能力，具体实验结果及分析如下。

从堵水剂组成对堵水效果影响的实验结果(表 4) (侯凝36 h)可以看出，堵水剂组成对堵水效果存在影响，随着堵水剂中各组分浓度的增加，采收率增幅增加。从采收率增幅和药剂成本角度考虑，推荐“配方Ⅱ”为后续实验所用堵水剂配方。

表 4(Table 4)

表 4 堵水剂组成对采收率的影响实验数据 Table 4 Experimental data of influence of plugging agent composition on oil recovery % 方案编号 堵水剂配方编号 堵水剂配方组成质量分数 含油饱和度 采收率 淀粉 丙烯酰胺 交联剂 引发剂 无水亚硫酸钠 水驱 最终 增幅 Ⅰ-1 配方Ⅰ 4 3 0.029 0.010 0.002 71.7 37.0 56.1 19.1 Ⅰ-2 配方Ⅱ 4 4 0.036 0.012 0.002 72.4 36.9 59.0 22.1 Ⅰ-3 配方Ⅲ 4 5 0.043 0.015 0.002 72.5 36.5 59.9 23.4 Ⅰ-4 配方Ⅳ 4 6 0.054 0.018 0.002 72.7 35.8 59.9 24.3

下载CSV 表 4 堵水剂组成对采收率的影响实验数据 Table 4 Experimental data of influence of plugging agent composition on oil recovery

实验方案Ⅰ的实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入量的关系如图 1所示。从图 1可看出，随着堵水剂各组分浓度的增加，不仅堵水剂注入阶段压力增大，而且后续水驱阶段压力也保持在较高水平。进一步分析表明，在几个堵水剂配方中，配方Ⅰ体系的注入压力和后续水驱压力都明显低于配方Ⅱ、配方Ⅲ和配方Ⅳ，因而液流转向效果较差，采收率增幅较小。分析原因可知，当改性淀粉浓度较高时，由于其分子之间发生交联反应，形成刚性链，而柔性链(聚丙烯酰胺PAM链)数量减少，致使堵水剂柔韧性减弱，粘附能力降低。随着丙烯酰胺(AM)浓度的增加，除改性淀粉分子与AM分子之间发生共聚外，多余的AM分子之间也会发生聚合反应，由于PAM链的刚性较差，使得堵水剂强度降低。因此，只有当淀粉与AM配比为1: 1时，才可能使各组分充分发挥作用^[13]。由此可见，淀粉对堵水剂强度起到决定性作用。与配方Ⅱ、配方Ⅲ和配方Ⅳ相比较，配方Ⅰ中淀粉的质量分数仅为3%，因此堵水剂成胶效果较差，采收率增幅较小。

图 1

Fig. 1

下载eps/tif图 图 1 实验方案Ⅰ中注入压力（a）、含水率（b）和采收率（c）与注入量的关系 Fig. 1 Relation between injection volume with pressure(a), water content(b)and recovery(c)in the experiment schemeⅠ

从堵水剂放置位置即顶替液段塞尺寸对堵水效果影响的实验结果(配方Ⅱ，岩心Ⅰ，μ_o= 45 mPa·s) (表 5)可看出，堵水剂放置位置对堵水效果也存在影响。随着堵水剂段塞放置深度的增加，即聚合物顶替液段塞尺寸增大，后续水驱过程中注入水发生转向并进入中、低渗透层的位置提前，中、低渗透层波及体积均增加，采收率增幅增大，但采收率增幅变化幅度减小。从技术角度考虑，合理顶替段塞尺寸应为0.05~0.10 PV，后续实验顶替液段塞尺寸为0.05 PV。

表 5(Table 5)

表 5 堵水剂放置位置对采收率的影响实验数据 Table 5 Experimental data of influence of water plugging position on oil recovery 方案编号 顶替液段塞尺寸/PV 含油饱和度/% 采收率/% 水驱 最终 增幅 Ⅱ-1 0 71.5 36.0 54.4 18.4 Ⅱ-2 0.05 71.7 37.0 57.5 20.5 Ⅱ-3 0.10 72.4 36.9 59.0 22.1 Ⅱ-4 0.15 73.0 36.6 60.2 23.6 Ⅱ-5 0.20 72.5 35.3 59.9 24.6

下载CSV 表 5 堵水剂放置位置对采收率的影响实验数据 Table 5 Experimental data of influence of water plugging position on oil recovery

实验方案Ⅱ的实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入量的关系如图 2所示。从图 2可以看出，随着顶替液段塞尺寸的增大，尽管注入压力升高幅度不大，但含水率降幅却明显增加，采收率增幅较大。由此可见，随着顶替液段塞尺寸的增大，后续水驱过程中注入水发生转向并进入中、低渗透层的位置提前，中、低渗透层波及体积均增加，因而含水率降幅和采收率增幅均较大。

图 2

Fig. 2

下载eps/tif图 图 2 实验方案Ⅱ中注入压力（a）、含水率（b）和采收率（c）与注入量的关系 Fig. 2 Relation between injection volume with pressure(a), water content(b)and recovery(c)in the experiment scheme Ⅱ

在顶替液段塞尺寸为0.05 PV的条件下，从堵水剂段塞尺寸对堵水效果影响的实验结果(配方Ⅱ，岩心Ⅰ，μ_o= 45 mPa·s)(表 6)可以看出，堵水剂段塞尺寸对堵水效果有一定的影响。随着堵水剂段塞尺寸的增加，采收率增加，但采收率增幅逐渐减小。

表 6(Table 6)

表 6 堵水剂段塞尺寸对采收率的影响实验数据 Table 6 Experimental data of influence of slug size on oil recovery 方案编号 堵水剂段塞尺寸/PV 含油饱和度/% 采收率/% 水驱 最终 增幅 Ⅲ-1 0.025 72.6 37.2 52.7 15.5 Ⅲ-2 0.050 71.9 37.4 54.7 17.3 Ⅲ-3 0.075 71.7 37.0 57.5 20.5 Ⅲ-4 0.100 71.4 36.8 59.1 22.3 Ⅲ-5 0.125 71.8 36.4 59.8 23.4

下载CSV 表 6 堵水剂段塞尺寸对采收率的影响实验数据 Table 6 Experimental data of influence of slug size on oil recovery

实验方案Ⅲ的实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入量的关系如图 3所示。从图 3可以看出，随着堵水剂注入段塞尺寸的增大，堵水后注入压力升高，封堵效果即水驱波及体积增大，含水率下降，采收率增加，但采收率增幅减小。从技术经济角度考虑，堵水剂合理段塞段塞尺寸为0.025~0.075 PV。

图 3

Fig. 3

下载eps/tif图 图 3 实验方案Ⅲ中注入压力（a）、含水率（b）和采收率（c）与注入量的关系 Fig. 3 Relation between injection volume with pressure(a), water content(b)and recovery(c)in the experiment scheme Ⅲ

在前期堵水剂配方组成和段塞组合优化结果[0.05 PV淀粉4% + 0.075 PV封窜剂(淀粉4% +丙烯酰胺4%+交联剂0.036%+引发剂0.012%+无水亚硫酸钠0.002%)+ 0.025 PV淀粉4% + 0.075 PV顶替液(聚合物溶液，C_p= 1 500 mg/L)]的条件下，调剖剂(Cr³⁺聚合物凝胶，C_p= 3 500 mg/L)段塞尺寸对“调剖+堵水”联合作业增油效果影响的实验结果如表 7所列(配方Ⅱ，岩心Ⅰ，μ_o=45 mPa·s)。

表 7(Table 7)

表 7 “调剖+堵水”联合作业及调剖剂段塞尺寸对采收率的影响实验数据 Table 7 Experimental data of influence of joint operation of profile control + water shutoff and slug size on oil recovery 方案编号 调剖剂段塞尺寸/PV 含油饱和度/% 采收率/% 水驱 最终 增幅 Ⅳ-1 0.025 72.4 36.2 58.7 22.4 Ⅳ-2 0.050 73.4 35.1 58.7 23.6 Ⅳ-3 0.075 72.8 35.3 61.2 25.9 Ⅳ-4 0.100 73.3 35.8 63.6 27.8 Ⅳ-5 0.125 72.1 34.8 63.5 28.7

下载CSV 表 7 “调剖+堵水”联合作业及调剖剂段塞尺寸对采收率的影响实验数据 Table 7 Experimental data of influence of joint operation of profile control + water shutoff and slug size on oil recovery

从表 7可以看出，调剖剂段塞尺寸对“调剖+堵水”联合作业增油效果存在影响。随着调剖剂段塞尺寸的增加，采收率增加，但采收率增幅呈现先增后减的态势。

实验方案Ⅳ的实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入量的关系如图 4所示。从图 4可以看出，随着调剖剂注入量的增加，注入压力升高，含水率下降，采收率增加，但采收率增幅减小。进一步分析发现，当调剖剂段塞尺寸为0.05~0.10 PV时，注入压力增幅较大，采收率增幅也较大。从技术经济角度考虑，调剖剂合理段塞段塞尺寸应为0.05~0.1 PV。

图 4

Fig. 4

下载eps/tif图 图 4 实验方案Ⅳ中注入压力（a）、含水率（b）和采收率（c）与注入量的关系 Fig. 4 Relation between injection volume with pressure(a), water content(b)and recovery(c)in scheme Ⅳ

原油黏度对“调剖+堵水”联合作业增油降水效果影响的实验结果如表 8所列(配方Ⅱ，岩心Ⅰ)。

表 8(Table 8)

表 8 原油黏度对采收率的影响实验数据 Table 8 Experimental data of influence of oil viscosity on oil recovery 方案编号 原油黏度/(mPa·s) 含油饱和度/% 采收率/% 水驱 最终 增幅 Ⅴ-1 15 71.4 39.7 67.8 28.1 Ⅴ-2 45 72.5 37.3 64.3 27.0 Ⅴ-3 75 73.0 35.1 60.6 25.5 Ⅴ-4 150 73.4 30.8 55.1 24.3 Ⅴ-5 300 73.9 26.2 49.4 23.2

下载CSV 表 8 原油黏度对采收率的影响实验数据 Table 8 Experimental data of influence of oil viscosity on oil recovery

从表 8可以看出，原油黏度对“调剖+堵水”联合作业增油效果存在影响。随着原油黏度的增大，水驱采收率降低，最终采收率降低，采收率增幅降低。进一步分析表明，尽管原油黏度会影响“调剖+堵水”联合作业增油效果，但采收率增幅差异并不大，表明“调剖+堵水”联合作业措施对储层原油黏度敏感性不强。

储层非均质性对“调剖+堵水”联合作业增油效果影响的实验结果如表 9所列(配方Ⅱ，μ_o=45 mPa·s)。

表 9(Table 9)

表 9 采收率实验数据 Table 9 Experimental data of influence of reservoir heterogeneity on oil recovery % 方案编号 不同储层非均质性岩心 含油饱和度 采收率 水驱 最终 增幅 Ⅵ-1 岩心Ⅰ 74.7 28.7 49.2 20.5 Ⅵ-2 岩心Ⅱ 75.7 26.1 49.0 22.9 Ⅵ-3 岩心Ⅲ 74.6 24.1 48.2 24.1 Ⅵ-4 岩心Ⅳ 75.3 22.5 48.0 25.5 Ⅵ-5 岩心Ⅴ 74.7 20.3 47.0 26.7

下载CSV 表 9 采收率实验数据 Table 9 Experimental data of influence of reservoir heterogeneity on oil recovery

从表 9可看出，储层非均质性对“调剖+堵水”联合作业增油效果存在影响。随着储层非均质性的增强，水驱采收率降低，“调剖+堵水”联合作业采收率增幅增加，但增幅差异不大，表明“调剖+堵水”联合作业措施对储层非均质性具有较强的适应性。

(1)“淀粉-丙烯酰胺”接枝共聚物凝胶在“淀粉:丙烯酰胺”为1: 1时能够最大化成胶效果，且体系在岩心内的最佳成胶配方组成为：4%淀粉+ 4%丙烯酰胺+ 0.036%交联剂+ 0.012%引发剂+ 0.002%无水亚硫酸钠。

(2) 在模拟实际油田储层环境下，为使淀粉接枝共聚物凝胶能够在最佳位置形成最佳封堵效果，通过大量实验确定淀粉接枝共聚物凝胶的最佳堵水剂注入段塞组合为：0.05 PV前置段塞(淀粉4%)+ 0.025~0.075 PV堵水剂+保护段塞0.025 PV(淀粉4%)+顶替段塞0.05~0.10 PV(聚合物溶液1 500 mg/L)。

(3) 在实验基础上充分考虑现场封堵需求及技术经济成本，确定最佳“堵水+调剖”联合作业段塞组成为：0.05 PV~0.10 PV调剖剂(Cr³⁺聚合物凝胶，C_p=3 500 mg/L)+堵水剂。

(4) 随储层非均质性和原油黏度的增加，采收率增幅虽有增大，但增幅差值不大，表明上述优化所得“堵水+调剖”联合作业注入工艺在海上油田条件下具有较强的油藏适应性。