海上油田地层非均质性较强，部分油田直接注入海水，矿化度高达3.40×104 mg/L，水中钙镁离子质量浓度约1 000 mg/L，现有聚合物凝胶的注入性或抗盐性很难适应环境要求，而抗盐改性聚合物成本较高，较难适应“低油价调驱”的需求[1-6]。
海上油田的高矿化度注入水中存在大量阳离子，向储层注入一定浓度的液体硅酸钠和低浓度的乳液聚合物，遇到地层水中阳离子后发生化学反应，生成的无机复合转向剂IGS可在地层孔道表面形成涂层，减小过流端断面，增加流动阻力，产生液流转向，实现深部调驱的作用。
以静态试验、仪器表征和化学分析为技术手段，研究IGS体系的成胶性能、微观形貌、影响因素及封堵性能，为加深IGS无机复合转向剂调驱机理的认识和现场应用设计及效果分析提供依据和指导。
常用的化学堵水体系，如传统的水玻璃-氯化钙双液法堵水技术多用于封堵高渗透地层[7-8]。考虑到该体系存在两种材料一触即凝、不易在预定部位作用的问题[9-10]，本实验在传统水玻璃类堵剂的基础上开发了新型IGS系列调驱剂。
IGS凝胶由主剂和添加助剂组成。主剂是由Na2O·mSiO2、NaOH等为主要原料研制合成的硅酸盐，添加助剂是无机化合物。主剂与较高矿化度地层水接触形成半透明、密度与水接近、强度可控的凝胶体系。IGS转向剂分散或悬浮于水中，在地层岩石孔隙结构中不断推进形成凝胶涂层，对后续注入水流产生阻力，从而在保障海上“在线注入”的基础上，实现了地层深部液流转向，扩大波及系数。为进一步改善IGS凝胶强度且不阻碍在线注入的优势，添加低浓度的乳液聚合物。
主要原料：注入水1 (渤海油田P区块注入水)；注入水2 (渤海油田S区块注入水)；海水；Na2O·mSiO2，模数1.5~3.5，工业品；干粉及乳液聚合物，工业品，大庆炼化公司聚合物厂；磷基羧酸共聚物、羟基亚乙基二磷酸，分析纯，郑州金悦化工。其中，硅酸钠溶液用自来水配制。自来水、注入水和海水的离子组成见表 1。
电子天平(精度0.01 g)、哈克RS6000流变仪、量筒(250 mL)、烧杯(500 mL)、Mastersizer 3000粒度分析仪、各种加热及恒温设备等。
将等体积的液体硅酸钠溶液和注入水1混合均匀，静置于65 ℃恒温箱内24 h，观察其成胶程度，并测量体系粒径及黏度。
(1) 对比硅酸钠模数成胶性能的影响，共测试两种无机凝胶体系：IGS-1，模数1.5~2；IGS-2，模数2.5~3.5。
(2) 测试温度、液体硅酸钠浓度、剪切时间和速率等因素对成胶性能的影响。
(1) IGS+聚合物体系的成胶性能(低浓度聚合物的作用)。
(2) 屏蔽剂对IGS+聚合物成胶性能的影响。
(3) “IGS+乳液聚合物”与“IGS+干粉聚合物”的效果对比。
(4) 钙镁离子对成胶性能的影响。
实验用水选择现场典型的3种水型：高硬度的海水、较高硬度的注入水1及低硬度的注入水2。
IGS+聚合物体系凝胶化实验方案见表 2。
实验条件：人工装填单砂管，长100 cm，直径2.5 cm，砂子为地层采出砂，420~840 μm筛分，按砂管平均渗透率3 000×10-3 μm2左右装填。砂管每隔20 cm安装一个测压点，入口端安装一个测压点，一共5个测压点。
根据渤海油田P储层的地质状况，使用多孔测压装置，实验温度65 ℃。抽空饱和储层注入水，交替注入IGS+乳液聚合物体系：0.1 PV主剂(w(Na2SiO3)，1%) +0.02 PV清水+0.1 PV注入水+0.1 PV增强剂(500 mg/L的液体聚合物)，共交替注入5轮次, 静置24 h，后续水驱。
IGS母液和注入水1混合后可形成整体或分散凝胶。0.4 %~20 %(w，下同)的IGS主剂+注入水1体系，凝胶为白色絮状形态或白色半透明液体，密度与水接近，以整体或微粒形式分散悬浮于水中(见图 1)。体系黏度对温度变化不敏感，耐温性较好，可用于高盐高温油藏。
主剂与助剂溶液混合后生成物微观结构见图 2。从图 2可看出，主剂与助剂混合后，初期即可产生絮状物，之后生成物开始扩散，10 min后扩散基本停止。该絮状物可吸附于岩石骨架表面形成涂层，导致孔隙过流断面减小幅度较大，从而提高流动阻力。
为了经济效益最佳化，评价了0.6 %的IGS+注入水1体系的成胶时间，结果见图 3和图 4。
通过测量低浓度IGS体系的黏度和粒度随时间的变化可知，IGS+注入水1体系在65 ℃条件下，5 min内可成胶。
以0.6%的IGS主剂为例，分别在20 ℃、60 ℃和90 ℃条件下测试混合瞬间体系的粒度，结果见表 3。
温度对IGS的成胶时间有一定的影响，但影响不大。在较高温(90 ℃)油藏条件下，体系的粒径变化不大，说明该体系可在高温油藏中应用推广。
(1) 剪切时间对黏度的影响。由图 5可知，IGS主剂+注入水1体系的黏度随剪切时间的延长呈下降趋势。3%、6%、10%和20%的IGS体系，黏度随剪切时间的下降率分别为64.4%、73.7%、90.2%、85.4%。这表明，该凝胶体系抗剪切性能有待改善。
(2) 剪切时间对粒度的影响。在转速固定为2 680 r/min、0.6% IGS+注入水1条件下，剪切(搅拌)时间对粒度的影响结果如表 4所列。随搅拌时间的延长体系粒度呈下降趋势。搅拌时间从1 min增加至3 min，Dv 50的下降率为36.2%。
上述实验中，低浓度的IGS凝胶(w < 1.5%)在体系强度方面存在改进空间。提出了一种思路：向低浓度的0.6%IGS凝胶中加入质量浓度为500 mg/L低浓度的聚合物，以增强体系强度[8-10]。
实验中分别使用过滤后的注入水1、注入水2和海水配制质量浓度为500 mg/L的聚合物溶液。将IGS溶液与聚合物溶液混合均匀。在65 ℃恒温箱内加热成胶，测量聚合物的加入对IGS体系强度的增强效果。空白实验为将0.6%的IGS溶液分别与过滤后的注入水1、注入水2和海水混合。
由图 6可知，低浓度聚合物的加入对IGS体系的成胶强度提高显著，“IGS+聚合物体系”的成胶黏度高于同等浓度的IGS无机凝胶体系的黏度，亦显著高于单独聚合物溶液的浓度，具备复合应用的可能性。分析原因为：水玻璃在沉积过程中可吸附在聚合物分子链上，将分子链包埋，使整个网络得以加强；网络内的IGS无机凝胶吸附、包裹水分子，从而在一定程度上减少了游离水的含量[11-13]。聚合物网络和硅酸钠凝胶相辅相成，提高了网络结构的强度，限制了沉积物的大尺寸移动，沉积物赋予网络以较大的局部变形阻力，使“IGS+聚合物复合凝胶”黏度、强度和稳定性更大。
考虑到加入一定量的屏蔽剂，可反应生成鳌合体，使体系中生成物颗粒粒径略为增大，会进一步地改善体系强度，因此配合加入一定量的屏蔽剂。向过滤后的注入水1、注入水2和海水中加入0.1%(w，下同)的屏蔽剂，搅拌均匀。用加入屏蔽剂的溶液配制聚合物溶液。其余步骤均相同。考察屏蔽剂对IGS+聚合物体系成胶性能的影响。对比图 6中的1-3和1-4可知，屏蔽剂的加入可能对体系强度有进一步的改善作用。
对比图 6中的1-1和1-5可知，乳液聚合物能够大幅度提高IGS体系的成胶强度。与干粉聚合物相比，乳液聚合物亦具有显著增强体系强度的效果，且具有“可在线注入”、简单有效以及风险较低的特点，不仅解决了平台空间不足的难题，而且很大程度地简化了施工工艺，具有很大的应用潜力和推广空间。
综合对比3组实验可知，注入水1的成胶效果与海水相当，但注入水2起不到成胶的效果。因此，IGS体系或IGS+聚合物体系或存在最低的钙镁离子下限，且在测试范围内，该体系具有最佳的成胶浓度范围。
采用多孔测压装置研究IGS体系和乳液聚合物在地层中运移规律，向模型中注入该体系，65 ℃下恒温，测定后续水驱过程中各测压点压力变化，实验过程中注入压力与PV数关系对比见图 7。从图 7可看出，IGS无机复合转向剂注入岩心过程中随着注入PV数增加，压力不断上升，在每一种药剂注入过程中，注入压力呈现“先升后降”变化趋势，说明了主剂与注入水接触生成转向剂和水段塞推动转向剂向前运移和流动特征。后续水过程中压力不断增加后趋于平稳，且4个测压点均有压力响应，说明“IGS+乳液聚合物体系”吸附于岩石骨架表面，形成有一定黏附性的涂层，导致孔隙过流断面减小幅度较大，流动阻力增幅较大。
“主剂+清水+注入水+增强剂”交替注入过程中，各个测压点注入压力受注入体积和测压点位置的影响。在交替注入轮次相同条件下，沿测压装置长度方向，各个测压点注入压力逐渐减小。在测压点位置相同条件下，随注入体积增加，各个测压点注入压力逐渐增加。进一步分析发现，在每一种药剂注入过程中，注入压力呈现“先升后降”变化趋势，说明了主剂与注入水接触生成转向剂和水段塞推动转向剂向前运移和转向剂流动特征。交替注入结束时，“测压点1”与“测压点2”间压差值和“测压点2”与“测压点3”之间的压差值均较大。由此可见，在“主剂+水+注入水+增强剂”交替注入过程中，主剂与注入水和增强剂反应生成物在中部滞留量较大，它吸附于岩石骨架表面形成的涂层厚度较大，导致孔隙过流断面减小幅度较大，流动阻力增幅较大，因而注入压力升高幅度较大。
在后续水驱阶段，前部两个测压点注入压力呈现小幅降低，后部几个测压点注入压力呈现“稳中略升”趋势 ，表明转向剂在孔隙内解滞留能力较差，具有较强的耐冲刷和持久液流转向能力。后续水驱结束时，岩心各个长度区间封堵率为24.73%~70.38%，表现出良好的深部液流转向能力。
针对地层水离子特点及成垢离子浓度，设计了不同浓度的IGS无机复合转向剂。自2016年2月起，先后在渤海油田开展了多个井组的深部调驱现场试验。先导试验井组效果统计显示，调驱后井组压降曲线明显变缓，FD值调剖后超过65%，达到充分调剖的要求。高渗层吸水量从调驱前的32%左右降至18.2%，低渗层吸水量明显增加。井组降水或增油有效率达100%，对应油井在调驱作业后3个月内见效率达70%左右，取得了较好的增油、降水、降本增效的效果。
渤海油田P区块，油藏埋深1 350~1 550 m，温度60~70 ℃，渗透率为(64~1 056)×10-3 μm2，孔隙度主要为22%~31%。地层水矿化度32 150 mg/L，CaCl2水型，其中钙镁离子质量浓度900~1 000 mg/L。井组对应的5口油井水驱见效极不均匀，其中2口井含水在94%以上。基于油田地层水中成垢离子的特点，对A井组进行了IGS复合转向剂深部调驱试验，设计IGS无机复合转向剂的主剂质量分数1.0%~1.5%(自来水配制)，增强剂质量分数0.05%(自来水配制)，调驱施工共设计4个段塞，利用原注水管柱笼统挤注作业，处理量2 010 m3。2016年2月开始施工，施工周期一个月。主要受效井油量从69 m3/d上升至89 m3/d(见图 8)，含水率从95%下降至92.8%(见图 9)。截至2016年5月，受效单井累计增油1 420 m3，有效期达6个月以上，且持续有效。
(1) IGS主剂(液体硅酸钠溶液)和含有高钙镁离子的注入水混合后可形成整体或分散凝胶。凝胶为白色絮状形态或白色半透明液体，密度与水接近，以整体或微粒形式分散或悬浮于水中。该无机体系成胶迅速，成胶时间小于30 min。
(2) IGS主剂质量分数在0.4%~10%时，体系黏度最大，从技术经济角度考虑，药剂合理质量浓度范围应为0.5%~1.5%；温度对体系的成胶性能影响不大，降低温度，可适当延缓体系的成胶时间；体系的黏度和粒度随剪切时间的延长和剪切速率的增大呈下降趋势。
(3) 通过向低浓度的IGS凝胶中加入低浓度的乳液聚合物，改善了IGS无机凝胶的黏度和韧性，起到了增强体系强度的作用。
(4) 采用“主剂+清水+注入水+增强剂”交替注入方式，后续水驱结束时，岩心各个长度区间封堵率为24.73%~70.38%，表现出良好深部液流转向能力。
2018, Vol. 47 Issue (4): 62-67
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