致密砂岩裂缝性油藏CO2驱高强度凝胶封窜适用界限*

鲁国用，赵凤兰，侯吉瑞，王 鹏，张 蒙，王志兴，郝宏达

（1.中国石油大学（北京）非常规科学技术研究院，北京102249；2.中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249）

0 前言

国内外大量研究已证明：对于致密砂岩油气藏，CO2驱最为适合且可以取得很好的效果。但是，由于致密砂岩开采过程中普遍采用水力压裂技术形成的大量水力压裂裂缝，以及致密砂岩油藏中普遍发育的具有不同开度的天然裂缝，造成CO2很容易沿着裂缝窜逸。气体遇到裂缝后主要沿着裂缝流动，导致气体无效循环，严重降低了开发效果。因此，如何有效封堵不同开度的裂缝对致密砂岩裂缝性油气藏的高效开发至关重要［1-3］。致密砂岩裂缝性油气藏中发育的裂缝开度不同，这种沿不同开度的裂缝窜流的特征导致了封窜剂封堵时会出现“注不进”或“堵不住”的现象，因此封堵剂封堵裂缝的界限至关重要。目前在常规致密砂岩裂缝性油藏封堵中应用最广且效果最好的为聚丙烯酰胺凝胶［4-9］。当聚合物浓度较高时，可形成高强度的凝胶，但高浓度聚合物会使体系的初始黏度过高，导致封堵小开度裂缝时易出现注不进的现象；而当浓度较低时，初始黏度较低，封堵大开度裂缝形成的凝胶强度不够，易出现堵不住的情况。因此优选合适的堵剂并明确其封堵裂缝尺寸的界限非常重要。

通过分析致密砂岩裂缝性油气藏的窜流特征，考虑使用既能满足对较小开度裂缝注入性的要求，又能满足对较大开度裂缝封堵强度的堵剂。综合考虑注入性和封堵强度，侯吉瑞等［10-16］研发了一种由改性淀粉组成的高强度凝胶。该体系的初始黏度较低，但成胶后强度很高。在此基础上，通过室内评价实验优选了浓度合适的改性淀粉组成的高强度凝胶，进一步考察其对不同开度裂缝的封堵效果，明确其封窜界限。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

α淀粉：预熟化淀粉，有效含量99.8%，北京化学试剂公司；丙烯酰胺、引发剂N，N'-亚甲基双丙烯酰胺、控制剂Na2SO3，化学纯，北京化学试剂公司。模拟地层水，矿化度147879.9 mg/L，主要离子质量浓度（单位mg/L）为：Na++K+45916.8、Mg2+1329.57、Ca2+10159.08、Cl-89306.35、SO42-954.84、HCO3-213.26。实验用油为由某致密油田脱气脱水原油与煤油配制的模拟油，黏度5 mPa·s（地层温度60℃）。实验岩心为基质渗透率相同（气测渗透率约0.4×10-3μm2，与鄂尔多斯长8 储层性质相同）而裂缝开度分别为0.08、0.42 和0.65 mm 的裂缝岩心，尺寸4.5 cm×4.5 cm×30 cm，具体制作方法：在人工压制岩心时将事先准备好的一定目数的纱网放入岩心模具中进行压制。高压CO2气瓶，CO2纯度为99.9%，北京京高气体有限公司。

RS-600 型HAAKE 旋转流变仪，德国哈克公司；驱替装置包括恒流泵，岩心夹持器，恒温箱，手摇泵，中间容器，压力传感器及配套计算机设备等，具体流程见参考文献［2］。

1.2 实验方法

1.2.1 改性淀粉凝胶体系静态评价

固定丙烯酰胺单体加量为4%、引发剂加量为0.15%、控制剂加量为0.05%，改变α淀粉加量，在一定温度（45、60、85、100℃）、剪切速率7.34 s-1下使用HAAKE 旋转流变仪测定淀粉凝胶成胶前体系的黏度。在剪切速率7.34 s-1、温度60℃下测定淀粉凝胶成胶后的凝胶强度。

1.2.2 改性淀粉凝胶封堵实验

封堵实验具体步骤如下：①将岩心烘干，测量长宽高，计算视体积；②将岩心放入夹持器中，加围压，抽真空；③饱和地层水，精确计量饱和水的体积，即岩心的孔隙体积；④连接好设备，设定烘箱温度为65℃，恒温后水测渗透率Kf；⑤注入0.1 PV 的淀粉凝胶，注入速率为0.1 mL/min；⑥候凝24 h，观察凝胶形态；⑦继续水驱，测定突破压力和封堵后渗透率Kwb。按式（1）计算堵剂的封堵率E：

1.2.3 驱油实验

驱油实验具体步骤如下：①将一定裂缝开度的岩心烘干，测量长、宽、高，计算视体积；②将岩心放入夹持器中，加围压，抽真空；③饱和地层水，精确计量饱和水的体积，即岩心的孔隙体积；（4）连接好设备，设定烘箱温度为65℃，恒温后水测渗透率并饱和油；（5）注入CO2进行气驱，注入速率为0.2 mL/min，记录产油和产气量（6）气窜后注入淀粉凝胶，候凝24 h；（7）继续气驱，记录产油和产气量。

2 结果与讨论

2.1 改性淀粉凝胶性能

2.1.1 成胶前的初始黏度

黏度是表征流体运移的重要参数，初始黏度的高低可表征流体注入性的好坏［5］。固定丙烯酰胺单体加量为4%、引发剂加量为0.15%、控制剂加量为0.05%，不同α淀粉加量下的淀粉凝胶体系在成胶前的初始黏度如图1所示。可以看出，α淀粉加量一定时，体系的初始黏度随温度的升高而降低；温度一定时，体系的初始黏度随α淀粉加量的增加而增大，α淀粉加量为5%的淀粉凝胶体系的初始黏度最高。α淀粉加量为3%、4%的淀粉凝胶体系的初始黏度低于60 mPa·s。从封堵裂缝的角度看，该淀粉凝胶体系具有很好的注入性。

图1 不同浓度淀粉凝胶体系的初始黏度随温度的变化

2.1.2 成胶后的凝胶强度

固定丙烯酰胺单体加量为4%、引发剂加量为0.15%、控制剂加量为0.05%，不同α淀粉加量下的淀粉凝胶体系成胶后的储能模量、损耗模量和凝胶黏度如表1 所示，由凝胶黏度表征成胶后的凝胶强度［6］。由表1可以看出，当单体、引发剂和控制剂加量不变时，淀粉凝胶体系的储能模量、损耗模量和黏度随α淀粉加量的增大而增大。当α淀粉加量从3%增至4%时，凝胶黏度从25686 mPa·s增至45752 mPa·s，储能模量从55.2 Pa增至110.5 Pa。

表1 淀粉加量对凝胶强度的影响

综上，α淀粉加量为4%的淀粉凝胶最适合封堵裂缝，能同时满足注入性和封堵强度的性能要求，因此优选α淀粉加量为4%的淀粉凝胶体系作为不同开度裂缝的封堵剂。

2.2 改性淀粉凝胶对不同开度裂缝的封堵性能

优选的α淀粉加量为4%的淀粉凝胶体系对不同开度（0.08、0.42、0.65 mm）裂缝的封堵情况如图2数4所示。从图2可知，对于开度为0.08 mm的裂缝岩心，水测渗透率阶段的入口端压力稳定后为252 kPa，岩心渗透率为 1.93×10-3μm2；注入淀粉凝胶体系阶段，入口压力迅速上升，达到3.6 MPa 左右，注入压力梯度较大；后续水驱阶段，入口压力上升到5 MPa 后便开始持续下降，上升幅度不大，说明对于开度为0.08 mm裂缝，淀粉凝胶的注入性较差，注入时在岩心入口形成端面，封堵效果欠佳。由图3 可知，对于开度为0.42 mm的裂缝岩心，水测渗透率阶段的入口端压力稳定后为1.6 kPa，岩心渗透率为295.42×10-3μm2；注入淀粉凝胶体系阶段，淀粉凝胶开始注入后入口压力开始上升，但上升幅度逐渐变缓，说明淀粉凝胶可稳定进入裂缝；后续水驱阶段，入口压力迅速上升，上升幅度较大，达到24.9 MPa，说明淀粉凝胶对开度0.42 mm的裂缝岩心的封堵效果很好，封堵率达到99%以上。由图4可知，对于开度为0.65 mm的裂缝岩心，水测渗透率阶段，入口端压力稳定后为0.9 kPa，岩心渗透率为658.44×10-3μm2；注胶阶段，淀粉凝胶开始注入后入口压力开始上升，最后稳定在2 MPa左右一段时间，说明淀粉凝胶可稳定进入裂缝，后续水驱阶段，入口压力迅速上升，上升幅度较大，达到15.9 MPa，淀粉凝胶对开度为0.65 mm的裂缝岩心的封堵率达92%。

图2 裂缝开度0.08 mm岩心入口压力随注入体积变化

图3 裂缝开度0.42 mm岩心入口压力随注入体积变化

图4 裂缝开度0.65 mm岩心入口压力随注入体积变化

综上分析，高强度淀粉凝胶对开度为0.42 mm的裂缝岩心的封堵强度最大，封堵效果最好；裂缝开度增至0.65 mm 时，高强度淀粉凝胶的封堵强度下降，封堵效果变差；裂缝开度减至0.08 mm时，因为高强度淀粉凝胶的注入性能较差，封堵效果最差。

2.3 改性淀粉凝胶对不同开度裂缝封堵后提高采收率效果

改变实验流程，在地层水饱和结束后以0.1数0.2 mL/min的流速饱和油，设置回压22 MPa模拟地层压力，进行CO2一次气驱直至气窜，然后注入α淀粉加量为4%的淀粉凝胶，候凝24 h 后进行二次气驱，记录产油量、产油速率、产气量、产气速率以及对应生产压力，其他条件保持不变，得到不同开度裂缝封堵前和封堵后的气驱效果。高强度淀粉凝胶对0.08 mm 裂缝封堵后提高采收率效果、采收率和生产气油比（GOR）随注入量的变化如图5 所示。在无气采油阶段，生产气油比为0，采收率达到25%；在见气阶段，生产气油比先缓慢上升，一段时间后快速大幅上升，该阶段采收率增幅有所下降，采收率达到12.5%；注淀粉凝胶阶段，生产气油比下降，采收率变化不大，后续气驱阶段采收率缓慢上升，达到10%左右，生产气油比先有所下降再大幅上升，说明淀粉凝胶对开度为0.08 mm 裂缝岩心有封堵效果，可以提高采收率，但基质启动效果不理想。生产压差随注入量的变化曲线如图6所示。在无气采油阶段，生产压差逐渐上升；在见气阶段，生产压差先有所下降后趋于平稳；在注淀粉凝胶阶段，生产压差迅速上升，候凝24 h后，后续气驱时生产压差迅速上升，说明入口处淀粉凝胶成胶，之后便开始迅速下降，说明再次发生气窜。产油速率和产气速率变化如图7 所示。在无气采油阶段，产油速率逐渐增大；在见气阶段，产油速率逐渐降低，产气速率上升；注淀粉凝胶阶段，产气速率下降，产油速率继续下降；后续气驱阶段，产油速率大幅上升，产气速率保持较低值，说明淀粉凝胶对0.08 mm 裂缝产生封堵效果，较短时间后产气速率便大幅度上升，说明气体绕流回裂缝，再次发生气窜。

图5 采收率和生产气油比随注入体积的变化（裂缝开度0.08 mm）

图6 生产压差随注入体积的变化（裂缝开度0.08 mm）

图7 产油速率和产气速率随注入体积的变化（裂缝开度0.08 mm）

采用0.42 mm裂缝性岩心模型评价高强度淀粉凝胶对开度0.42 mm 裂缝封堵后提高采收率效果，先进行第一次气驱，气油比达到4500后注入0.1 PV淀粉凝胶，候凝24 h 后，继续注入CO2进行二次气驱，采收率和生产气油比随注入量的变化如图8 所示。在无气采油阶段，生产气油比为0，采收率达到17%；在见气阶段，生产气油比先缓慢上升，一段时间后快速大幅上升，采收率增幅有所下降，采收率达到8%；注淀粉凝胶阶段，生产气油比下降，采收率变化不大；后续气驱阶段，采收率先缓慢上升后大幅度上升，达到28%左右，生产气油比保持较低值，说明淀粉凝胶对0.42 mm 裂缝岩心的封堵效果明显，且启动了基质，大幅提高了采收率。生产压差随注入量的变化曲线如图9所示。在无气采油阶段，生产压差逐渐上升；在见气阶段，生产压差先下降后趋于平稳；在注淀粉凝胶阶段，生产压差迅速上升，候凝24 h后，后续气驱时生产压差开始上升，上升到较高值后持续一段时间，说明淀粉凝胶已封堵裂缝，开始启动基质，之后便开始下降，说明再次发生缓慢气窜。产油速率和产气速率的变化如图10 所示。在无气采油阶段，产油速率逐渐增大；在见气阶段，产油速率先上升后逐渐降低，产气速率上升；在注淀粉凝胶阶段，产气速率下降，产油速率继续下降，在后续气驱阶段；产油速率缓慢增加后大幅上升，产气速率保持较低值，说明淀粉凝胶对开度0.42 mm 裂缝岩心的封堵效果较好，可以启动基质驱油。

图8 采收率和生产气油比随注入体积的变化（裂缝开度0.42 mm）

图9 生产压差随注入体积的变化（裂缝开度0.42 mm）

图10 产油速率和产气速率随注入体积的变化（裂缝开度0.42 mm）

α淀粉加量为4%的高强度淀粉凝胶对0.65 mm裂缝封堵后提高采收率和生产气油比随注入量的变化如图11所示。在无气采油阶段，生产气油比为0，采收率达到9%；在见气阶段，生产气油比先缓慢上升，一段时间后快速大幅上升，该阶段采收率增幅略有下降，采收率达到8%，在注淀粉凝胶阶段，生产气油比下降，采收率变化不大；在后续气驱阶段，采收率上升，达到18%左右，生产气油比保持较低值，说明淀粉凝胶对开度0.65 mm 裂缝岩心的封堵效果明显，且启动了基质，大幅提高了采收率。生产压差随注入量的变化曲线如图12 所示。在见气阶段，生产压差先下降后趋于平稳；在注淀粉凝胶阶段，生产压差略有上升，说明注入性很好；候凝24 h后，后续气驱时生产压差开始上升，有一定的封堵效果，但由于裂缝开度增大导致封堵强度下降，一段时间后生产压差开始下降说明再次发生了气窜。产油速率和产气速率的变化如图13 所示。在无气采油阶段，产油速率逐渐增大；在见气阶段，产油速率先上升后逐渐降低，产气速率上升；在注淀粉凝胶阶段产气速率下降，产油速率先下降后略有上升；在后续气驱阶段，产油速率开始变化不大，一段时间后缓慢上升，产气速率先保持较低值，随后开始上升，略有下降后大幅增加直至气窜，说明淀粉凝胶对开度0.65 mm的裂缝有一定的封堵效果但封堵强度不大。

图11 采收率和生产气油比随注入体积的变化（裂缝开度0.65 mm）

图12 生产压差随注入体积的变化（裂缝开度0.65 mm）

图13 产油速率和产气速率随注入体积的变化（裂缝开度0.65 mm）

不同开度裂缝岩心的岩心参数及α淀粉加量为4%的高强度淀粉凝胶提高采收率效果如表2 所示。由表2 可知，高强度淀粉凝胶对开度0.08 mm的裂缝岩心有提高波及体积的效果，能提高采收率；高强度淀粉凝胶对开度0.42 mm 的裂缝岩心提高采收率效果最明显；高强度淀粉凝胶对开度0.65 mm 裂缝岩心有一定的提高采收率效果。综上分析，致密砂岩裂缝性岩心一次CO2气驱采收率随裂缝开度的增大而降低；高强度淀粉凝胶对开度0.42 mm裂缝岩心的封堵效果最好，产气速率最小，产油速率最大，提高采收率幅度最大；裂缝开度增至0.65 mm，产气速率变大，产油速率变小，提高采收率幅度变小；裂缝开度减至0.08 mm，产气速率最大，产油速率最小，提高采收率幅度最低。

表2 高强度淀粉凝胶对不同开度裂缝岩心封堵后驱油效果

2.4 改性淀粉凝胶对不同基质渗透率裂缝封堵提高采收率效果

固定裂缝开度为0.42 mm，高强度淀粉凝胶对基质渗透率分别为0.1×10-3μm2和1.2×10-3μm2的裂缝岩心封堵后，采收率和生产气油比随注入量的变化如图14 和图15 所示，高强度淀粉凝胶封堵后提高采收率效果如表3所示。淀粉凝胶对基质渗透率1.2×10-3μm2的裂缝岩心提高采收率高于对0.1×10-3μm2基质的裂缝性岩心，说明当基质渗透率增大时，向裂缝岩心中注入淀粉凝胶封堵后可以更多地启动基质中的剩余油。

图14 采收率和生产气油比随注入体积的变化（渗透率0.1×10-3 μm2）

图15 采收率和生产气油比随注入体积的变化（渗透率1.2×10-3 μm2）

表3 不同基质渗透率淀粉凝胶封堵后驱油效果

3 结论

α淀粉加量为4%的淀粉凝胶最适合封堵致密砂岩裂缝性岩心，能同时满足注入性和封堵强度的性能要求。

该淀粉凝胶对开度0.42 mm裂缝岩心的封堵效果最好，提高采收率幅度最大；裂缝开度增至0.65 mm 或减至0.08 mm，封堵效果均较差，提高采收率幅度变小。该淀粉凝胶对开度0.42 mm裂缝的致密砂岩裂缝性岩心的适应性最好。

基质渗透率越高，CO2驱启动剩余油越多，淀粉凝胶封堵后提高采收率越高。该淀粉凝胶能启动基质渗透率为0.1×10-3μm2的低渗透基质。