CN104196487A - 一种评价调堵剂在低渗透裂缝岩心中适应性的实验方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种从待选调堵剂中筛选出低渗透裂缝岩心用最适调堵剂的方法，包括下述步骤：(1)裂缝低渗岩心模型的制备：参考实际的裂缝低渗油藏，以人造低渗均质柱状岩心和人造低渗均质方岩心为基质进行造缝，制作裂缝柱状岩心模型和裂缝方岩心模型；(2)以所述裂缝柱状岩心模型或裂缝方岩心模型为物理模型，分别考察注入量为1倍裂缝体积下不同调堵剂的封堵性能，计算出每个调堵剂对应的突破压力梯度、残余阻力系数以及封堵率；首先，将每个调堵剂的突破压力梯度与所述模型的最小启动压力梯度进行比较，剔除突破压力梯度小于等于所述模型的最小启动压力梯度的调堵剂，然后比较剩余调堵剂对应的封堵率，封堵率越大且突破压力梯度越大的调堵剂即为低渗透裂缝岩心用最适调堵剂。

Description

一种评价调堵剂在低渗透裂缝岩心中适应性的实验方法

技术领域

本发明属于油气增产技术领域，具体涉及一种评价调堵剂在低渗透裂缝岩心中适应性的实验方法。

背景技术

我国低渗透油藏储量资源丰富，主要分布在长庆、大庆、吉林和新疆油区。随着我国石油勘探开发的快速发展，低渗透油藏的重要性日益显现，新探明地质储量中低渗储量的比例越来越大，约70％以上的新探明储量为低渗储量，预计今后发现的储量仍将以低渗透为主。探索合理的低渗透油田开采技术，将有助于我国社会经济的发展。

低渗透油藏由于储层物性差，油井产量低，而且由于孔隙结构复杂、渗流状态异常，导致其油田开发特征与中高渗透油藏有很大的不同，甚至发生质的变化。低渗透油田渗流能力较差，天然能量又不充足，如果依靠天然能量进行开发，能量会衰竭得很快；因而，低渗透油田油水井在投产初期或生产过程中一般要经过压裂、酸化、注水补充能量等油层改造措施。另外，低/特低渗透油藏储层多数是由致密岩石构成，这种岩石有相对较大的强度极限及脆性，并且在构造历史上大都受过较强的地应力作用，通常都具有不同发育程度的裂缝系统。因而，在中国许多低渗透油田中，储层都有裂缝发育，构成裂缝性低渗透油藏。裂缝的存在使得该类储层的应力敏感性现象更加明显，而且裂缝的开启、闭合对储层的渗流能力有很大的影响。同时，这类储层的渗透率一般具有明显的各向异性，在油田注水开发中沿裂缝的延伸方向容易引起采油井的暴性水淹等。由于裂缝方向性的影响，区域水淹程度极不平衡，层间矛盾逐渐加剧，含水不断上升，原有的调整措施及开发技术逐渐不适应油田开发的需要，其调整效果差，产量递减加快；但在非裂缝方向和部位存在大量剩余油，由于在裂缝性低渗透油藏中，裂缝相对基质来说，其渗透率大得多。

目前国内主要裂缝性油藏的调堵难度体现在两个方面：一是封堵强度不够，由于大孔道或裂缝通常较大，因此不仅要求调堵剂本身具有更高的强度，同时需要与岩石壁面粘接强度大；二是调剖深度有限，这一技术必须解决调堵剂在油藏中的注入和运移性能与封堵强度的矛盾，因此，裂缝性低渗油藏窜流通道的深部封堵问题一直是堵水调剖领域的技术难点。

针对裂缝性低渗油藏如何实现控水增油，近些年来，人们对深部调剖技术进行了一系列的研究，研究了适用于不同低渗透油田的深部调剖技术及相应的调剖体系。目前，已研究出的低渗透油田深部调剖用调剖剂包括：有机铬冻胶调剖剂、微生物表面活性剂菌液、预交联颗粒+水驱流向改变剂+疏水缔合聚合物组成的复合深部调剖体系、聚丙烯酰胺-酚醛交联弱凝胶+体膨凝胶颗粒组成的组合调剖剂体系、高强度淀粉与丙烯酰胺接枝共聚物凝胶堵剂SAMG-1、超强吸水颗粒型凝胶+弱凝胶组成的深部调驱体系、有机铬延迟交联体系、有机酚醛交联冻胶体系、凝胶微球—颗粒型调剖剂、聚丙烯酰胺环氧树脂、改性酚醛凝胶堵剂以及氮气泡沫调剖体系等。但是，到目前为止，关于低渗透砂岩油藏的深部调剖技术还未形成一个系统的体系。

针对裂缝性低渗油藏的特点及目前该类油藏对控水增油技术的需求，有必要加强深部调剖技术在此类油藏中的研究与应用，建立一套适用的低渗透砂岩油藏调堵体系及其可靠的室内评价方法。在现有的文献报道中，并未检索到关于调堵剂在低渗透裂缝岩心中适应性的系统评价方法，这也正是该项研究工作所要解决的问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种评价调堵剂在低渗透裂缝岩心中适应性的实验方法，该方法用于从待选调堵剂中筛选出适用于裂缝性低渗透油藏封堵的体系，并给出相关的参数供矿场应用参考。

本发明所提供的方法，包括下述步骤：

(1)裂缝低渗岩心模型的制备：参考实际的裂缝低渗油藏，以人造低渗均质柱状岩心和人造低渗均质方岩心为基质进行造缝，制作裂缝柱状岩心模型和裂缝方岩心模型；

(2)以所述裂缝柱状岩心模型或裂缝方岩心模型为物理模型，分别考察注入量为1倍裂缝体积下不同调堵剂的封堵性能，计算出每个调堵剂对应的突破压力梯度、残余阻力系数以及封堵率；首先，将每个调堵剂的突破压力梯度与所述模型的最小启动压力梯度进行比较，剔除突破压力梯度小于等于所述模型的最小启动压力梯度的调堵剂，然后比较剩余调堵剂对应的封堵率，封堵率越大且突破压力梯度越大的调堵剂即为低渗透裂缝岩心用最适调堵剂。

上述方法步骤(1)中，制备所述裂缝柱状岩心模型所用的人造低渗均质柱状岩心(基质)的气测渗透率为5×10^-3μm²－50×10^-3μm²，直径为2.5cm－3.8cm，长度为7cm－15cm。

所述裂缝柱状岩心模型通过包括下述步骤的方法制备：采用所述人造均质柱状岩心作为基质，人工造缝，即对岩心采取径向挤压造缝，将岩心从中间压成两半；然后壁面处用砂粒起支撑作用，得到不同缝宽的裂缝，然后将两半岩心合在一起；考虑到单根短岩心的端面效应比较严重，所以最终将两根经过以上处理的柱状岩心拼接在一起，得到所述裂缝柱状岩心模型。

所述裂缝柱状岩心模型长度为15cm-30cm。

步骤(1)中，制备所述裂缝方岩心模型所用的人造低渗均质方岩心(基质)的气测渗透率为5×10^-3μm²－50×10^-3μm²，规格为(10-30)cm×(2.5-4.5)cm×(2.5-4.5)cm。

所述裂缝方岩心模型通过包括下述步骤的方法制备：将所述人造低渗均质方岩心放入模具中，尽量保证岩心的中心轴线与模具上下的两根铁丝位置一致；然后用大型压力机对岩心施加压力，使其沿中心轴线分为两半，通过在壁面处填充不同目数的砂粒支撑裂缝，控制缝宽。

上述裂缝柱状岩心模型/裂缝方岩心模型的制备过程中，所用的砂粒的目数与期望得到的裂缝宽度的关系如下：

当所用砂粒为河砂时，砂粒目数为10，得到的裂缝宽度为0.062cm；

当所用砂粒为河砂时，砂粒目数为30，得到的裂缝宽度为0.047cm；

当所用砂粒为石英砂时，砂粒目数为8，得到的裂缝宽度为0.054cm。

上述方法步骤(2)中，所述调堵剂具体可为：改性淀粉、有机铬凝胶或改性酚醛树脂。

所述调堵剂封堵性能评价包括：以基质岩心水测渗透率阶段的最终稳定压力值作为只存在单相水情况下基质的最小启动压力，通过注调堵剂过程的注入压力以及阻力系数，评价调堵剂在岩心中的注入性能；同时，对比注入压力与基质的最小启动压力，研究调堵剂的注入是否会对基质造成污染；

调堵剂成胶后，进行水突破实验，对比调堵剂的突破压力梯度与基质的最小启动压力梯度，分析调堵剂是否将低渗基质启动；根据残余阻力系数、突破压力梯度以及封堵率来评价所述调堵剂的封堵性能。

附图说明

图1为方岩心造缝所用的模具。

图2为低渗柱状岩心最小启动压力梯度与渗透率关系图版。

图3为造缝后岩心的侧面图(左侧为入口端，右侧为出口端)(壁面填充10目的河砂支撑裂缝)。

图4为驱油过程中含水率、采收率以及压力的变化曲线(直缝)。

图5为造缝后的岩心侧面图(左端为入口端)(用8目的石英砂支撑裂缝)。

图6为驱油过程中含水率、采收率以及压力的变化曲线(直缝)。

图7为造缝后的岩心侧面图(壁面处填充30目的河砂支撑裂缝)。

图8为整个驱油过程中含水率、采收率以及压力的变化曲线(直缝)。

图9为造缝后岩心侧面图(壁面处填充10目的河砂支撑裂缝)。

图10为驱油过程中采收率、含水率以及压力的变化曲线(不规则缝)。

图11和图12分别绘制了直缝和不规则缝在驱油各个阶段的采收率增幅对比柱状图和各阶段的累积采收率对比柱状图。

图13为直缝和不规则缝情况下对应的后续水驱阶段注入压力曲线

图14为不同体系调堵驱油效果对比柱状图，图中①代表不规则缝，②代表直缝。

具体实施方式

下面通过具体实施例对本发明进行说明，但本发明并不局限于此。

下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法；下述实施例中所用的试剂、材料等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。

1、实验材料及条件

气测渗透率为20×10^-3μm²的人造均质柱状岩心(直径：2.5cm，长：7cm)；气测渗透率为20×10^-3μm²的人造均质方岩心(30cm×4.5cm×4.5cm)；河砂(10目、20目、30目)；石英砂(8目)；改性淀粉体系、有机铬凝胶体系、改性酚醛树脂体系；实验温度为64℃。

2、实验方法及步骤

(1)裂缝低渗岩心的制备

①裂缝柱状岩心模型

采用气测渗透率为30×10^-3μm²的人造均质柱状岩心(直径：2.5cm，长：7cm)作为基质，人工造缝，即对岩心采取径向挤压造缝，将岩心从中间压成两半；然后壁面处用不同粒径的砂粒起支撑作用，得到不同缝宽的裂缝，然后将两半岩心合在一起；考虑到单根短岩心的端面效应比较严重，所以最终将两根经过以上处理的柱状岩心拼接在一起，得到长为15-30cm的裂缝柱状岩心模型。

造缝后岩心的等效渗透率可通过水驱测渗透率的方法，根据达西公式进行计算。无围压状态下，由于所造裂缝比较规则，在缝宽已知的情况下，裂缝的体积计算如下：V_f＝b·d·L(1)

式中，b——裂缝宽度，cm；

d——柱状岩心直径，cm；

L——柱状岩心总长度，cm；

V_f——裂缝体积，cm³。

实际实验过程中，岩心放入岩心夹持器后，由于围压的存在，裂缝的宽度会随着围压的增加而变小。这种情况下，裂缝的体积可以根据注胶过程中，出口开始出胶时对应的出口出水量，粗略地估算裂缝的实际体积；然后根据公式(1)反推缝宽。

②裂缝方岩心模型

以气测渗透率为30×10^-3μm²的人造均质方岩心(30cm×4.5cm×4.5cm)作为基质，然后沿中心轴线对方岩心施加压力，使其分成两半，通过在壁面处填充不同目数的砂粒支撑裂缝，控制缝宽。

图1为方岩心造缝所使用的模具。

模具的使用方法：将方岩心放入模具中，尽量保证岩心的中心轴线与模具上下的两根铁丝位置一致；然后用大型压力机对岩心施加压力，使其沿中心轴线分为两半。

表1 裂缝宽度与砂粒目数的关系

实际实验过程中，裂缝的体积可以根据一次水驱过程中的出油量进行粗略估算。

由于基质渗透率极低，认为基质与裂缝之间不存在流体交换，根据杨胜来等人编写的《油层物理学》中计算纯裂缝岩石的渗透率公式可粗略计算出实验中所用裂缝岩心的理论裂缝渗透率值，作为裂缝岩心的等效渗透率。计算公式为：

$K_f=\frac{{\mathrm{lb}}^3}{12A}$

式中，l——端面上裂缝总长度，等于各条裂缝长度之和，cm；

A——裂缝岩样的端面面积，cm²；

b——裂缝宽度，cm；

Φ_f——裂缝孔隙度，小数；

K_f——裂缝渗透率，cm²。

(2)调堵剂封堵性能评价及用量优化

①制作气测渗透率为5×10^-3μm²～50×10^-3μm²的柱状岩心，处理岩心端面，烘干；

②测量岩心外观尺寸，称干重；

③抽真空，饱和水，称湿重，计算两岩心饱和水的体积；

④将两根岩心拼接在一起，装入岩心夹持器，加围压(2MPa)，以0.2mL/min的流速水驱，测岩心的基质渗透率；

⑤卸围压，将岩心取出，烘干，采用径向挤压法分别对两根柱状岩心造缝，在裂缝壁面充填河砂(河砂目数：10目、20目)，得到不同宽度的裂缝；

⑥将岩心装入岩心夹持器，加围压(2MPa)，抽真空，饱和地层水，以0.2mL/min的流速水驱，测定裂缝岩心的等效渗透率；

⑦以0.2mL/min的流速向模型中注调剖剂体系，注入量为0.05PV、0.1PV(其中PV数为造缝后测得的孔隙体积)、1倍裂缝体积(结束时间以出口开始出胶为准)，计算阻力系数；

⑧候凝；

⑨以0.2mL/min的流速进行后续水驱，直至压力平稳，计算突破压力梯度、残余阻力系数以及封堵率；

⑩实验结束后将岩心取出，拍照，观察。

(3)调堵剂的驱油性能评价

①清理岩心端面，烘干；

②测量岩心尺寸，将岩心装入岩心夹持器，加围压，抽真空，饱和水，计算孔隙体积；

③以0.3mL/min的流速进行水驱，直至压力平稳，计算低渗方岩心的渗透率；

④对低渗方岩心饱和油，饱和过程中变换不同的流速(0.1mL/min、0.05mL/min、0.15mL/min)，每隔半小时记录一次出液量和出水量，饱和入的原油体积按出水体积计算，饱和油的结束时间原则上是30min不出水为止，饱和结束后，老化12h以上；

⑤将老化后的岩心从岩心夹持器中取出，然后沿中心轴线压开，在剖面上填充砂粒支撑裂缝，记录缝宽；

⑥将造缝后的岩心放入岩心夹持器，变换不同的流速(0.15mL/min、0.1mL/min、0.2mL/min)饱和油，其余操作同步骤④；

⑦以0.3mL/min的流速进行一次水驱，直至含水率达到98％，水驱过程中每隔30min记录一次出液量、出水量以及压力，计算瞬时含水率、采收率；

⑧以0.3mL/min的流速注堵剂，注入量为1倍裂缝体积，注胶结束后候凝；

⑨以0.3mL/min的流速进行二次水驱，直至瞬时含水率达到98％，其余操作同步骤⑦；

⑩对比注堵剂前后采收率的变化，分析堵剂是能否封堵裂缝、启动低渗基质中的原油。

实验结果与分析

调堵剂用量优化及封堵性能评价

采用裂缝柱状岩心作为实验模型，研究了不同调堵体系对裂缝的封堵性能。在改性淀粉体系封堵性能的研究中，首先对注入量进行了优化。

以造缝前低渗柱状岩心水测渗透率时的最终稳定压力作为只存在单相水情况下基质岩心的最小启动压力，绘制最小启动压力梯度与渗透率的关系图。

图2为低渗柱状岩心最小启动压力梯度与渗透率关系图。

随着岩心渗透率的降低，对应的最小启动压力梯度越高；最小启动压力梯度与渗透率成指数关系。在研究调堵体系封堵裂缝、启动低渗基质的效果时，可以通过对比实验中的突破压力梯度与所用低渗基质对应的启动压力梯度来判断能否启动低渗基质。根据图2中的拟合公式，计算出几个常见渗透率级别的低渗岩心对应的最小启动压力梯度，如表2。

表2 常见低渗岩心渗透率对应的最小启动压力梯度

实施例1

研究不同注入量的改性淀粉体系对岩心的封堵效果，同时确定堵剂的合适注入量，具体实验结果如表3。

表3改性淀粉封堵裂缝岩心实验数据

表中的最小启动压力梯度是由图2中的拟合公式计算出来的。

PV指造缝后整个岩心的孔隙体积；V_f为裂缝体积。

当改性淀粉注入量为0.05PV时，突破压力小于0.4MPa/m，封堵率低于80％，堵剂对裂缝的封堵效果较差；并且，堵剂的突破压力梯度小于基质的最小启动压力梯度，因而实施封堵后无法启动低渗基质。

当注入量增加至0.1PV时，改性淀粉的封堵强度明显增加，堵剂的突破压力梯度均大于基质的最小启动压力梯度，说明封堵裂缝后可以将低渗基质启动，但是封堵率只有91％。

继续增大注入量至1倍裂缝体积，可以看出，该情况下改性淀粉对裂缝的封堵强度明显较强，突破压力梯度均大于5.5MPa/m，封堵率大于97％；并且能够启动低渗基质。

改性淀粉注入量小的情况下，之所以封堵效果差，在于注入的堵剂虽然优先进入了裂缝中，但是由于注入量小，堵剂只存在于裂缝入口端近距离范围内，形成的封堵段塞较短，堵剂的封堵强度都不足以启动低渗层或者即便注入水最初会进入低渗基质流动，但很快会绕过封堵段塞，重新回到高渗裂缝中流动；并且在注入过程中由于剪切、吸附、滞留等的影响，堵剂中各成分的浓度降低，最终的成胶强度减弱，对裂缝的封堵强度必然较弱。当注入量等于或者超过1倍裂缝体积时，即改性淀粉将裂缝几乎完全填充，其成胶后，将裂缝基本完全堵住，因此该情况下的封堵强度大，封堵效果最好。

对于低渗裂缝性油藏，当改性淀粉体系的注入量为1倍裂缝体积时，封堵效果最好。

实施例2

借鉴改性淀粉体系关于注入量的研究结果，直接研究了注入量为1倍裂缝体积的情况下，有机铬凝胶对裂缝柱状岩心中的封堵性能，实验结果见表4。

表4 有机铬凝胶封堵裂缝岩心实验数据

表中的最小启动压力梯度是由图2中的拟合公式计算出来的。

凝胶注入量均为1倍裂缝体积的情况下，裂缝柱状岩心的等效渗透率越大，阻力系数越小，说明凝胶越容易注入。虽然该体系成胶后对岩心的封堵率均在97％以上，并且堵剂的突破压力梯度均大于低渗基质的最小启动压力梯度，但是突破压力均小于1MPa，反映出堵剂对裂缝的封堵强度较弱，却足以启动低渗基质。当岩心等效渗透率达到7000×10^-3μm²时，突破压力梯度只有0.942MPa/m，启动低渗基质的效果变差。因此，有机铬凝胶体系在裂缝性低渗油藏中封堵裂缝、启动低渗基质的效果会较差。

实施例3

研究了注入量为1倍裂缝体积情况下，改性酚醛树脂体系对裂缝的封堵性能，实验结果见表5。

表5 改性酚醛树脂封堵裂缝岩心实验数据

表中的最小启动压力梯度是由图2中的拟合公式计算出来的。

在改性酚醛树脂注入量均为1倍裂缝体积的情况下，随着岩心等效渗透率的增加，突破压力梯度、残余阻力系数总体呈现逐渐降低的趋势。当岩心等效渗透率低于5000×10^-3μm²时，凝胶的突破压力梯度虽然均大于基质的最小启动压力梯度，但是均小于0.8MPa/m，并且残余阻力系数小于20，封堵率低于95％，这表明改性酚醛树脂体系成胶后封堵裂缝、启动低渗基质的效果均较差。这可能是由于改性酚醛树脂体系成胶后强度较小，不足以将整个裂缝封堵住。因此，改性酚醛树脂体系不适用于裂缝性低渗油藏。

调堵剂的驱油性能评价

该部分研究采用裂缝方岩心为实验模型，研究了不同调堵剂体系在注入量为1倍裂缝体积的情况下，封堵裂缝、启动低渗基质的效果。

实施例4

研究了所造缝为直缝情况下，注入1倍裂缝体积的有机铬凝胶封堵裂缝、启动基质的提高采收率效果。

图3为造缝后岩心的侧面图(左侧为入口端，右侧为出口端)(壁面填充10目的河砂支撑裂缝)。

基质岩心的基本参数见表6。

表6 基质岩心基本参数

图4为驱油过程中含水率、采收率以及压力的变化曲线(直缝)。

由图4可知，①一次水驱阶段，由于裂缝的存在，注入压力特别低，含水率上升较快，由于该阶段驱出的主要是裂缝中储集的极少量原油，因此一次水驱采收率较低，仅为11.45％。②注胶过程中，由于铬凝胶初始粘度较大，因此注入压力明显升高；另外，体系中含有的聚合物成分具有改善水油流度比和提高驱油效率的作用，因此，该阶段采收率提高1.40％，含水率也有所下降。③后续水驱阶段，由于铬凝胶将裂缝封堵，因此水驱压力逐渐升高，含水率下降，低渗基质中的原油被启动，采收率有所增加；当压力达到一定值，铬凝胶在水驱作用下向前运移，实现调剖和驱油的双重作用，因而采收率继续增加；当形成固定的渗流通道后，水驱压力逐渐平稳，采收率基本上不再变化；该阶段采收率提高了21.65％。综上可知，有机铬凝胶体系封堵裂缝、启动低渗层的效果较好。

实施例5

研究了注入1倍裂缝体积的改性酚醛树脂封堵直缝、启动低渗基质后的提高采收率效果。岩心压开后，用8目的石英砂支撑裂缝，图5为造缝后的岩心侧面图(左端为入口端)

基质岩心的基本参数见表8。

表8 基质岩心基本参数

所造裂缝的基本参数以及实施调剖前后岩心采收率的变化情况见表9。

表9 裂缝基本参数及采收率变化

图6为驱油过程中含水率、采收率以及压力的变化曲线(直缝)。

由图6可以看出：①一次水驱阶段，由于裂缝的存在，含水率在极短时间内上升至98％；该阶段采出的原油几乎全部来自于裂缝，采收率为10.70％。②注胶过程，由于堵剂中含有聚合物成分，聚合物能够改善水油流度比及其自身具有粘弹性，所以该阶段的瞬时含水率有所降低，采收率增加1.93％。③后续水驱阶段，含水率迅速上升至98％，采收率增幅仅为1.49％，可以看出，注入改性酚醛树脂体系虽然起到了一定的封堵效果，但是封堵强度较弱，启动低渗基质中原油的效果不明显，并且随着后续水驱时间的增加，有少量的胶被冲出。

综上可知，改性酚醛树脂体系封堵裂缝强度较弱，启动低渗基质原油的效果较差，因此该体系不适用于低渗裂缝油藏。

实施例6

首先研究直缝情况下，注入改性淀粉体系进行封堵的效果；之后增加裂缝的复杂程度，研究改性淀粉体系对不规则缝的封堵效果。

①直缝

所谓直缝，即裂缝的方向与注水方向一致。研究了注入1倍裂缝体积的改性淀粉，封堵裂缝、启动低渗基质的效果。基质岩心压开后，壁面处填充30目的河砂支撑裂缝，图7为造缝后的岩心侧面图。

基质岩心的基本参数见表10。

表10 基质岩心的基本参数

表11中给出了所造裂缝的相关参数以及驱油实验的结果。

表11 裂缝基本参数及采收率变化

图8为整个驱油过程中含水率、采收率以及压力的变化曲线(直缝)。

如图8曲线所示：①一次水驱阶段，由于裂缝的存在，注入水会优先沿裂缝流动，一次水驱采收率仅为10％。②注入改性淀粉过程，由于体系基液的粘度较低，其注入性能较好，注入压力较低；另外，由于改性淀粉是一种粘性流体，可以在一定程度上改善水油流度比，因此注胶阶段原油采收率提高0.322％，含水率有所下降。③后续水驱阶段，由于改性淀粉强胶对裂缝产生了封堵，因此水驱压力明显升高，低渗基质中的原油被启动，采收率大幅度增加；当改性淀粉被后续注入水突破后，含水率上升，采收率增幅减小；当形成固定的渗流通道后，水驱压力逐渐平稳，采收率基本上不再增加；该阶段采收率提高了28.23％。可以看出，改性淀粉作为一种强胶体系，可以实现对裂缝的有效封堵，启动低渗基质原油的效果很好。

②不规则缝

所谓不规则缝，即裂缝的走向与注水方向成一定角度。基质岩心压开后，壁面处填充10目的河砂支撑裂缝，图9为造缝后岩心侧面图。

基质岩心的基本参数见表12。

表12 基质岩心基本参数

表13列出了驱油实验的结果。

表13 裂缝基本参数及采收率变化

图10为驱油过程中采收率、含水率以及压力的变化曲线(不规则缝)。

由图10可知：一次水驱阶段，一次水驱采收率仅为11.10％；注胶过程中，注入压力较低；原油采收率提高3.11％，含水率也有所下降；当改性淀粉强胶封堵裂缝后，进行后续水驱，水驱压力逐渐升高，基质中的原油被启动，该阶段采收率提高28.88％。③不同造缝情况下驱油效果对比

为方便对比改性淀粉在两种裂缝形态下的调剖驱油效果，图11和图12分别绘制了直缝和不规则缝在驱油各个阶段的采收率增幅对比柱状图和各阶段的累积采收率对比柱状图。

由柱状图11和图12可以看出，注入相同量的改性淀粉，在不规则缝情况下的调堵效果比直缝情况下的效果好。可能的原因是由于裂缝方向与流体的注入方向成一定角度，注胶的阻力比直缝情况下要高，这样可以扩大凝胶的波及体积，使得注胶阶段采收率的增幅相对大一些；

图13为直缝和不规则缝情况下对应的后续水驱阶段注入压力曲线，便于分析两种情况下驱油效果不同的原因。

由图13的后续水驱压力曲线可以看出，与直缝的情况相比，不规则缝时，后续水驱阶段的注入压力明显增大，裂缝中凝胶被突破所需的时间延长，当水驱压力大于基质中原油的启动压力而小于凝胶的突破压力时，会有更多基质中的原油被启动驱出，因而采收率增幅大。

表14列出了三种体系对裂缝岩心进行调堵的驱油实验结果。

表14 不同体系驱油实验结果

为了更直观地对比不同体系的提高采收率幅度，绘制了柱状图14。

图14为不同体系调堵驱油效果对比，图中①代表不规则缝，②代表直缝。

由直缝情况下，三种体系中，改性淀粉封堵裂缝启动低渗基质原油的效果最好(28.55％)，有机铬凝胶其次(23.04％)，改性酚醛树脂效果最差(3.42％)；另外，不规则缝情况下，改性淀粉封堵裂缝、启动基质原油的效果(31.99％)要比直缝情况下的效果好。

结论与认识

采用可控的裂缝低渗岩心模型的制备技术(包括直缝和不规则缝，用于分别模拟连通缝和非连通缝)，通过优化调堵剂的合理用量，并以启动模型中低渗层的启动压力为参考，建立了调堵剂在裂缝低渗岩心的封堵性能及驱油性能相结合的系统评价方法，给出了几种高强度调堵剂对带裂缝的低渗岩心的封堵适应性，可为裂缝性低渗透油藏的调堵剂选择及应用参数优化提供重要的参考。采用此系统评价方法优选得到的改性淀粉体系可用于裂缝性低渗透油藏的高强度封堵。

Claims (6)

1.从待选调堵剂中筛选出低渗透裂缝岩心用最适调堵剂的方法，包括下述步骤：(1)裂缝低渗岩心模型的制备：参考实际的裂缝低渗油藏，以人造低渗均质柱状岩心和人造低渗均质方岩心为基质进行造缝，制作裂缝柱状岩心模型和裂缝方岩心模型；

(2)以所述裂缝柱状岩心模型或裂缝方岩心模型为物理模型，分别考察注入量为1倍裂缝体积下不同调堵剂的封堵性能，计算出每个调堵剂对应的突破压力梯度、残余阻力系数以及封堵率；首先，将每个调堵剂的突破压力梯度与所述模型的最小启动压力梯度进行比较，剔除突破压力梯度小于等于所述模型的最小启动压力梯度的调堵剂，然后比较剩余调堵剂对应的封堵率，封堵率越大且突破压力梯度越大的调堵剂即为低渗透裂缝岩心用最适调堵剂。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中，制备所述裂缝柱状岩心模型所用的人造低渗均质柱状岩心的气测渗透率为5×10^-3μm²－50×10^-3μm²，直径为2.5cm－3.8cm，长度为7cm－15cm；所述裂缝柱状岩心模型长度为15cm-30cm。

3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：所述裂缝柱状岩心模型通过包括下述步骤的方法制备：采用所述人造均质柱状岩心作为基质，人工造缝，即对岩心采取径向挤压造缝，将岩心从中间压成两半；然后壁面处用砂粒起支撑作用，得到不同缝宽的裂缝，然后将两半岩心合在一起，得到所述裂缝柱状岩心模型。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤(1)中，制备所述裂缝方岩心模型所用的人造低渗均质方岩心的气测渗透率为5×10^-3μm²－50×10^-3μm²，规格为(10-30)cm×(2.5-4.5)cm×(2.5-4.5)cm。

5.根据权利要求1或4所述的方法，其特征在于：所述裂缝方岩心模型通过包括下述步骤的方法制备：将所述人造低渗均质方岩心放入模具中，尽量保证岩心的中心轴线与模具上下的两根铁丝位置一致；然后用大型压力机对岩心施加压力，使其沿中心轴线分为两半，通过在壁面处填充不同目数的砂粒支撑裂缝，控制缝宽。

6.根据权利要求3或5所述的方法，其特征在于：在所述裂缝柱状岩心模型/裂缝方岩心模型的制备过程中，所用的砂粒的目数与期望得到的裂缝宽度的关系如下：

当所用砂粒为河砂时，砂粒目数为10，得到的裂缝宽度为0.062cm；

当所用砂粒为河砂时，砂粒目数为30，得到的裂缝宽度为0.047cm；

当所用砂粒为石英砂时，砂粒目数为8，得到的裂缝宽度为0.054cm。