水井调剖

第1章绪论

1.1 国内外低渗透裂缝性油藏发展现状

1.1.1发展现状

自1939年玉门油田开发以来，我国的石油工业取得了飞速的发展，截止2006年底，我国年产油量已达1.8368亿吨，居世界第五位。从投入开发的油气田类型来看，大致可以分为6种类型的油气藏：中高渗透多层砂岩油气藏、低渗透裂缝性油气藏、复杂断块油气藏、砾岩油藏、火成岩油藏、变质岩油藏。

低渗透储层是我国陆相沉积盆地中的一种重要类型，他们广泛分布在我国各含油气盆地中，占目前已探明储盆和数量的1/3以上，随着各盆地勘探程度的不断提高，其所占比重还将会逐年增大，在这种储层中，由于岩石致密，脆性程度大，因而在构造应力作用下容易形成裂缝成为油气的主要渗流通道，控制着渗流系统，从而使其开发具有特殊的难度[1]。

国外关于裂缝性储层的研究和开发有上百年的历史，许多学者发表了大量的研究成果，从国外裂缝性油藏的研究情况来看，对井点裂缝的识别比较有把握，对裂缝分布规律预测还没有很成熟的技术，但大家都在从不同的角度对裂缝认识进行探索，并且他们还对裂缝性储层基质进行大量的研究，对裂缝性油藏的开发提出了许多突破性的认识。

国内关于低渗透裂缝性油藏的开发与研究也有几十年的历史，自四川碳酸岩盐和华北古潜山油藏发现并大规模投入开发以来，揭开了我国关于裂缝性储藏研究的序幕，石油工程师经过几十年的努力逐渐完善低渗透裂缝性油藏开发技术，解决油田开发过程中的一系列难题，近年来发现的大庆外围低渗透裂缝性储层、吉林裂缝性低渗透储层、玉门青云低渗透裂缝性储层等，地质状况非常复杂，开发难度也非常大。通过早期系统地综合研究，对这些油藏进行了合理的开发部署，确立正确的开发方案，使得开发效果和经济效益得到很大的改善[2]。

低渗透裂缝性油藏注水后，高低渗透区的吸水指数差异很大，裂缝的渗透率高，注入水很容易沿裂缝窜流，导致沿裂缝方向上的采油井过早水淹，而中低渗透区油层的动用程度很差甚至没有动用，动用程度非常不均衡，油田含水率上升速度快，在开发不久油井就进入高含水阶段，油井注水见效及水淹特征的方向性明显，注水井注入压力低，吸水能力强，这为油藏如何实现稳油控水、提高最终采收率，提高低渗透油田的整体开发水平具有重要的理论和现实意义。尤其随着

我国东部以中高渗透层为主的老油田逐渐进入中高含水期，高效合理地开发这类油田，无疑对我国石油工业的持续稳定发展具有长远的战略意义[3]。

1.1.2低渗透裂缝性油藏的开发特征和稳产对策

1.1.

2.1低渗透裂缝性油藏的开发特征

低渗透裂缝性油藏为双重介质，裂缝和基质岩块在储集和渗流能力上差异很大。在储集能力上，裂缝系统比基质岩块系统的地质储量小得多。在渗流能力方面二者差异较大，裂缝系统渗透率高，产油能力大；而基质系统渗透率低，产油能力小。

低渗透裂缝性油藏，其地质状况较为复杂。一方面，裂缝系统和基质孔喉对压力具有极强的敏感性，油井投产后，油层压力下降导致储层骨架发生变形进而造成孔隙度变小，渗透率降低，加剧了油井产量、压力的降低；另一方面，储层基质存在启动压力梯度。当储层渗透率降低到一定程度后，其渗流特征就不符合达西定律，当驱动压力梯度较小时，液体不能流动，只有当驱动压力梯度大于启动压力梯度后，流体才能流动[4]。

一般情况下，裂缝系统中的原油储量很少，但容易开采，而基质系统中的原油储量多，但开采难度很大，因此应用何种手段将基质系统中的原油开采出来，是裂缝性油藏成功开发的关键。为了补充地层能量，使其保持较高的地层压力和较大的生产压差进行采油，通常采用人工注水的方式对低渗透裂缝性油藏进行开采[5]。

采用常规注水方式开发低渗透裂缝性油藏，油井水淹严重，稳产时间短.，开发效果差，具体表现在：

1．注入水沿裂缝窜流，油井含水上升快

注水开发裂缝性油藏，注入水容易沿裂缝窜流，沿裂缝方向上的生产井快速水淹，在注水开发不久油井就进入高含水阶段，这是裂缝性油藏注水开发的显著特征。

2．油井注水见效及水淹特征的方向性明显

裂缝性油藏注水开发后注入水易沿裂缝方向窜流，位于裂缝方向上的油井见水快；而位于裂缝两侧的油井见效慢，见水时间较长。因此裂缝在注水开发过程中会导致严重的平面矛盾，使油井注水见效及水淹特征具有明显的方向性。

3．注水井注入压力低、吸水能力强

对于低渗透裂缝性油藏，由于裂缝系统渗透率大，导流能力强，因而吸水能力很强，注入压力低[2]。

综上所述，低渗透裂缝性油藏的开采形势十分严竣，要想取得理想的开采效果，必须运用适当的稳产工艺技术。

1.1.

2.2 低渗透裂缝性油藏的稳产对策

低渗透裂缝性油藏的稳产对策有很多种其中主要有：

1.超前注水技术

为了降低因地层压力下降导致的渗透率下降和油井产能的损失，通过采用超前注水可使地层压力保持在较高的水平，建立较高的压力梯度，使油层中的压力梯度大于启动压力梯度，可更为有效的开发低渗透裂缝性油藏。

2.周期注水技术

为了降低裂缝水窜，有效地开采基质中的原油，从而提高裂缝性油藏的采收率，采用周期注水方式开采可有效改善开发效果。周期注水可减缓连续注水产生的裂缝水窜和基质水封问题，在压力扰动作用下可产生油水交渗反应，可增强毛管力的渗吸作用从而采出基质中的原油。

3.酸化、压裂技术

对于网状裂缝发育，又延伸很远的油田，压裂要慎重，而且对每口井的技术要求都要很明确，一般不宜采取大砂量压裂，不然很容易引起水窜。对于裂缝相对不发育，含油较丰富的基质油层应该进行压裂改造，以形成油流通道[18]。

4.分层注水技术

如果纵向上吸水层分布差异很大，能吸水的层段往往表现为相对较大的吸水百分比或单层吸水突进。因此，必须进行产吸剖面的调整，以防单层突进。

5.调剖堵水技术

对于已经处于水窜严重的高含水期的低渗透裂缝性油藏，需要对其开展调剖堵水工作，控水稳油，改善注水开发效果，提高最终采收率[17]。

在以上诸多方法中，调剖堵水技术对于低渗透裂缝性油藏的开采是十分有效的，它应用调剖剂对高渗层进行封堵，调节高低渗透层的吸水指数，提高注入水的波及体积和油藏的最终采收率。

进入新的世纪以来，油田堵水调剖技术出现了一些新动向，主要有：弱凝胶调驱技术，稠油热采井高温调剖技术，深井超深井堵水调剖技术，注聚合物油藏的调剖堵水技术，以及水平井堵水治水技术等[6]。

1.2 调剖技术现状

1.2.1调剖技术现状

国内油田自50年代开始研究和应用堵水调剖技术，至今大体经历了三个发展阶段，即机械式为主阶段（50年代至70年代），化学剂为主阶段（80年代初期开始），单井调剖与区块整体综合治理阶段（80年代中期开始）。自1979年至1996年，国内油田共进行了2×104多井次的现场试验和应用作业，改善了注水开发效

果，增加了原油可采储量和产油量，减少了产水量，取得了明显的经济效益和社会效益[7]。

1.2.2调剖技术发展趋势

1.经济有效地扩大堵水调剖的工业规模，使之成为一项可行的、常规性的提高采收率的技术。

2.不断创新，以提高经济效益和有效率为目标，研发前沿技术。

3.继续加强国内外技术交流，搞好技术协调，推动技术发展[8]。

1.2.3 调剖技术分类

1.2.3.1 胶态分散凝胶调剖技术

胶态分散凝胶调剖技术是新近发展起来的一项变革性的提高注入水波及效率的方法，它同时具有交联聚合物深部调剖和油藏内部流体改向技术的特点。

胶态分散凝胶调剖技术主要是以流体转向为主，扩大波及系数。把低浓度的聚丙烯酰胺/柠檬酸铝体系注入非均质油藏中，聚合物和交联剂在油藏中形成以分子内交联为主的胶态分散凝胶，其分子尺寸增加，在一定的压差下流动，对油藏中的裂缝和孔隙进行封堵喉道，迫使后续流体转向，同时，体系有一定的黏度，所以具备了类似聚合物驱的驱油作用，达到启动低渗透层并且封堵高渗层的目的，该体系的成胶时间很长[9]。

国内对胶态分散凝胶的研究始于1995年，此后迅速发展，研究方向主要集中在胶态分散凝胶的微观结构、渗流特性、性能评价以及数值模拟等领域。

1.2.3.2 弱凝胶调剖技术

弱凝胶是由低浓度的聚合物/交联剂(聚合物浓度通常在800mg/L ～2000mg/L之间)形成的、以分子间交联为主及分子内交联为辅的、黏度在100mPa.s～3000mPa.s之间、具有三维网络结构的弱交联体系。它具有调剖和区油的双重作用。

在浓度略高于聚合物驱的溶液加入少量交联剂，使之在地层内缓慢形成弱凝胶。该体系一方面具有一定的强度，能对地层中的高渗透通道产生一定的封堵作用，使后续注入水绕流至中低渗透层，起到调剖的作用；另一方面，由于交联强度不高，弱凝胶在后续注入水的推动下还可以缓慢向地层深部移动，产生像聚合物驱一样的效果，这种动态波及效果要远远好于本体凝胶的波及效果，从而能更大限度的扩大波及体积和提高驱油效率。

弱凝胶具有成胶时间较长、聚合物浓度低、成本低的特点，能满足油藏大剂量的调剖的需求。此外在水驱作用下，弱凝胶会随注入水缓慢的整体向前移动，

具有一定的驱油作用[10]。

近年来，弱凝胶调剖技术得到了迅速发展，它既可以作为改善现有调剖、堵水的调堵新技术，又可以作为一项改善波及效率的新技术，大量研究与应用结果表明，弱凝胶深部调剖技术经济可行，具有较好的应用前景。与常规的聚合物驱相比，弱凝胶调剖技术中聚合物用量大大降低，对高温高盐油藏有更好的适应性，所以它对于老油田堵水调剖有着重要意义[11]。

弱凝胶深部调剖技术具有以下特点和优势：

1.选择性强，更加容易在高渗透层较深部位产生有效堵塞；

2.不会对地层造成永久性的伤害，不妨碍后期措施的进行，并且成胶时间长、较低的阻力系数和高残余阻力系数的特点；

3.具有较好的剪切稳定性。

由于弱凝胶调驱技术结合了聚合物驱改善油水流度比和调剖改善油层非均质性的特点并且凝胶配置时可使用污水配置，既能节省淡水资源，又可减少污水排放，因此具有广阔的应用前景[14]。

1.2.3.3 微生物深部调剖技术

微生物提高采收率自1926年至今经过80多年的发展，已经取得丰硕的成果，起到了稳油控水和提高采收率的目的，该技术适用于厚油层或高渗透油层的处理，微生物在油层中生成的生物聚合物、生物质及生物残骸可大幅度的降低储层渗透率，堵塞高渗透层带，启动中、低渗透层，提高注入井的注入压力，使后续流体转向，改善注入水的波及效率，达到提高原油采收率的目的。其优点是工艺简单、施工安全、不污染环境，同时降低了材料和施工的成本，缺点是微生物过度生长可能引起的井堵塞[12]。

1.2.3.4 预交联颗粒调剖技术

预交联颗粒是一种高吸水性树脂，能够吸水膨胀，且膨胀后的颗粒具有一定的弹性、强度和保水性能，具有耐温抗盐性能好、配制简单、施工方便、对非目的层污染少等优点。预交联颗粒是含有强亲水基团的交联高聚物，与水接触时，水分子会进入预交联凝胶网格结构内，形成氢键同时，这种空间网格结构的凝胶体各交联点之间的分子链段因吸入水分子而由无规蜷曲状态变为伸展状态，产生内聚力，当这种作用力达到相对平衡状态时，吸水膨胀达到饱和状态，通常，这种吸水膨胀能力可达到几十到数百倍。

预交联颗粒凝胶具有三维立体网格结构，并含有大量亲水基团，这种亲水特性使其在不同条件下能显著改变其体积大小，同时通过交联作用形成的三维骨架结构具有一定的强度，能在地层深部形成堵塞，改变流体流向：更重要的是，吸水膨胀后的预交联凝胶在外力作用下能发生可逆形变，当外力减小时形变在一定程度上能够恢复。因此，深部调剖中可以充分利用这些特性结合油藏压力场的变

化，实现深部流体转向的目的。

预交联颗粒既可以通过单体与交联剂共聚而成，也可以通过合成或者天然聚合物改性后交联而成。对于这种交联颗粒，通常是由烘干、粉碎、筛分等工艺过程加工而成；另外可以通过乳液聚合制成乳胶粒。通过调整体系配方和加工工艺，可形成粒径、膨胀倍数、膨胀时间、耐温性和强度大小可控的系列调剖剂，油田可根据实际需要进行优选[13，16]。

1.3调剖剂发展现状

进入90年代，国内外调剖剂的应用和发展很快，品种繁多，国内油田使用过的调剖剂约有6类70余种[15]。

1.3.1 聚合物冻胶类堵剂

水溶性聚合物凝胶是国内七十年代以来研究最多、应用最广的一种堵水调剖剂。特别是随着聚丙烯酰胺的广泛应用，使聚合物凝胶堵水调剖技术进入了一个新的阶段。水溶性聚合物包括人工合成聚合物、天然改性聚合物、生物聚合物等。其共同特点是易溶于水，具有优良的增黏性。此外，它们的线性大分子链上都有极性基团，能与某些多价金属离子或有机基团(交联剂)反应，生成体型交联产物即凝胶，黏度大幅度增加，失去流动性及水溶性，并显示出良好的黏弹性[19-21]。

在堵水调剖中，聚合物凝胶的作用机理是它们在地层多孔介质中的物理堵塞作用、捕集和吸附作用。该类调剖技术的特点是聚合物使用浓度低，处理成本低，工艺简单，易于控制，效果明显，在油井堵水和注水井封堵大孔道中都有广泛应用[16]。

1.3.2 多元共聚物堵剂

这是近几年发展起来的新型堵水调剖剂，在堵水调剖中除具有其它凝胶的共性外，还具有自己的特性。

1.FT－213 它是丙烯酰胺和阳离子烯丙基单体在氧化还原体系引发剂存在下聚合而成的两性离子聚合物。聚合物链中的阳离子基团增加了对带负电性岩石表面的吸附力，交联后形成的凝胶黏度大，耐温性较好。

2.CAN－l 它是交联的阴、阳、非离子三元共聚物，以凝胶微粒挤入高渗透层，遇水膨胀，产生机械堵塞。

3.PAN－PFR 聚合物PAN是丙烯腈（AN）与丙烯酰胺（AM）的共聚物，交联剂PFR为水溶性酚醛树脂。聚合物中酰胺基的活泼氢与酚醛树脂中的羟甲基发生交联反应形成体型结构的凝胶。

1.3.3 改性淀粉

淀粉经熟化后与丙烯腈或丙烯酰胺改性可用于油田堵水调剖。例如体膨型堵水调剖剂S-PAN就是经淀粉与丙烯腈接枝聚合，再经碱性水解而成。由腈基转化的强亲水性酰胺基和羧钠基使其具有吸水膨胀的特性，膨胀率大于50倍。成胶后黏度最高可达500Pa.s，热稳定性好。

1.3.4 硅酸钠调剖剂

这种调剖剂用于封堵Ca2+、Mg2+含量高的地层水，可与钙、镁离子反应生成沉淀。

1.3.5乙醛树脂

这种树脂是用地下合成法产生，它可溶于油，不溶于水，所以是一种选择性堵剂。

1.3.6 水泥类

水泥类是使用最早的堵水调剖剂，由于价格便宜，强度大，可适用于各种温度，至今仍在研究和应用。主要品种有油基水泥、水基水泥、活化水泥和微细水泥等。由于普通水泥颗粒大，不易进入渗透率较低地层，因而长时间来这种堵剂的应用范围受限制。最近研制成功的微细水泥和新型水泥添加剂给这类老产品带来了新的活力。

1.3.7 生物聚合物

生物聚合物中目前在国内用于油田调剖的产品是黄原胶，又称黄单孢杆菌胶或黄孢胶，它是用黄单孢杆菌将蔗糖或淀粉发酵而产生的水溶性聚多糖，其化学结构巳经确定。由于侧链上有羧基，黄原胶能溶于水及其他极性溶剂，它还具有优良的增黏性、抗盐敏性、抗剪切性、假塑性及耐酸碱性等[15]。

1.4调剖剂的驱油机理

水井调剖的机理是基于地层对堵剂的选择性进入理论，当堵剂泵入注水井时，则优先进入地层高渗透部位，并在预定时间内生成冻胶或固体沉淀，对进入堵剂的层位产生封堵作用，结果使整段油层的渗透率趋于一致，注入水改变流动规律而流向中低渗透层，从而增加注入水的波及体积，提高油田采收率[10]。

1.5 本文研究的目的及意义

根据大庆肇州油田州13合作开发区州164断块的地质特征，通过室内物理模拟实验优选出合理的调剖体系，为解决低渗透裂缝性油藏的低产量、注入的驱油体系无效或低效循环的问题提供技术准备。

通过室内评价和矿场试验可了解适应此段块的调驱体系性能，这为低渗透裂缝性油藏如何实现稳油控水、提高最终采收率和低渗透油田的整体开发水平具有重要的理论和现实意义。

第2章调剖剂筛选及其性能评价

2.1 聚合物凝胶筛选

2.1.1 实验目的

通过室内实验评价高分子聚合物、超高分子聚合物与交联剂铬在不同浓度配比条件下的成胶情况，优选出适合调整低渗透裂缝性油藏吸液剖面的调剖体系。

2.1.2 实验材料

2.1.2.1 聚合物和交联剂

1.根据大庆油田矿场实践经验，筛选两种聚合物作为实验用聚合物，它们是大庆炼化公司生产超高分子聚合物，相对分子质量2500?104，固含量为90%和高分子细粉聚合物，相对分子质量1700?104，固含量为90%。

2.交联剂有机铬, 其有效含量为2.7%。

2.1.2.2 实验用水

由中亚石油公司提供的油田污水。

2.1.2.3 实验温度

模拟油藏温度条件下进行。

2.1.2.4 仪器设备

实验仪器主要包括布氏黏度计（DV∏）、搅拌器（HJ-6型）和保温箱等。

2.1.3实验方案

实验方案设计见表2-1。

表2-1 实验方案设计

续表（2-1）

2.1.4实验结果与分析

2.1.4.1 凝胶黏度及影响凝胶形成的因素

当适量的聚合物和交联剂混合之后，体系由可流动状态（聚合物溶液）转变为不可流动的状态（凝胶），这一过程称作溶胶/凝胶转变。体系由于在调剖和堵水时，这一过程需要在一定时间内完成，凝胶的形成表现为黏度或弹性模量的显著增大，这是由于交联剂的存在使聚合物构成了网状结构[10]。

聚合物凝胶黏度及其随时间变化测试结果见表2-2和图2-1～图2-4。

表2-2 聚合物凝胶黏度测试结果

高分子聚合物

超高分子聚合物

图2-1 高分子聚合物凝胶黏度与时间的关系曲线

（聚：Cr 3+=30:1）

020000

4000060000800001000001200001400000

1

2

3

4

5

6时间(d)

凝胶黏度（m P a .s ）

图2-2 高分子聚合物凝胶黏度与时间的关系曲线

（聚：Cr 3+=60:1）

020000

4000060000800001000001200001400000

1

2

3

4

5

6

时间（d ）

凝胶黏度（m P a .s ）

图2-4 超高分子聚合物凝胶黏度与时间的关系曲线

（聚：Cr 3+

=60:1）

02000

4000600080001000012000140000

1

2

3

4

5

6

时间（d ）

凝胶黏度（m P a .s ）

图2-3 超高分子聚合物凝胶黏度与时间的关系曲线

（聚：Cr 3+

=30:1）

02000

4000600080001000012000140000

1

2

3

4

5

6

时间（d ）

凝胶黏度（m P a .s ）

从表2-2和图2-1～图2-4中可以看出：

①聚合物与交联剂反应后会使体系黏度显著增加，并且聚合物浓度越高，体系交联速度越快，凝胶的黏度也越大。

②当聚：Cr3+=60：1，聚合物浓度为1000mg/L和1400mg/L时，超高分子聚合物溶液体系的成胶效果较其他的聚合物溶液体系要差。

2.1.4.2 岩心配伍性测试

两种聚合物都可与交联剂发生交联反应并且从聚合物相对分子质量与岩心渗透率配伍性实验结果（见表2-3）和相对成胶效果来看，高分子聚合物与调剖目的层配伍性更好，经济性也更佳。此外，从减少矿场施工设备投入、缩短聚合物溶解和熟化时间角度来看，高分细粉聚合物产品也具有优势。

表2-3 聚合物相对分子质量与岩心渗透率配伍性

综上所述，本次调剖施工推荐聚合物凝胶组成为：

聚合物：大庆炼化公司生产高分子细粉聚合物，相对分子质量为1700?104，固体含量为90%。浓度范围是1000mg/L～1400mg/L。

交联剂：有机铬，聚合物：Cr3+=30：1～60：1。

2.2 沸石

2.2.1 基本性质

2.2.1.1 离子交换性

离子交换性是沸石的重要性质之一。在沸石晶格的空腔中，K+、Na+和Ca2+等阳离子和水分子与格架结合得并不十分紧密，极易与周围水溶液中的阳离子发生交换作用，并且交换后沸石晶格结构也不发生变化。斜发沸石和丝光沸石NH4+离子交换容量都比较高，但丝光沸石K+离子交换容量却大大低于斜发沸石，这是由其内部结构特点所决定。

2.2.1.2 吸附性能

沸石比表面积很大，具有较强的扩散力，故可用作吸附剂。沸石晶格内部有很多大小均一的孔穴和通道，孔穴之间通过通道彼此相连，并与外界沟通。孔穴和通道体积占沸石晶体体积的50%以上，其中还存在许多脱附自由的沸石水，沸石水的多少与外界温度和湿度有关。

2.2.1.3 催化性能

由于沸石具有很大的吸附表面，可以容纳相当多数量的吸附物质，因而能促使化学反应在其表面上进行。所以，沸石又可作为催化剂和催化载体。另外，沸石有铝硅酸盐格架电荷，以及平衡离子的电荷，具有局部高电场和格架上产生酸性位置，因而可以用于加速碳离子型的反应。此外，它还能交换具有催化活性的金属，使其得到最大程度的分散，这既保持了高的活性，又可减少贵金属的用量。

2.2.1.4 热稳定性

沸石的热稳定性与其中所含阳离子种类、硅铝比和沸石内部结构等因素有关。就热稳定性而言，丝光沸石优于斜发沸石和方沸石，钾型或钠型沸石优于钙型或钾钙型斜发沸石，高硅沸石优于低硅沸石。

2.2.1.5 耐酸性

沸石具有良好的耐酸性，如山东省斜发沸石和丝光沸石均有较强的耐酸性，其中斜发沸石在4mol/L盐酸中处理，丝光沸石在10mol/L盐酸中处理，晶体结构均未被破坏。

2.2.2 物化性质

2.2.2.1 粒径及其分布

沸石样品的粒径及其分布测试结果见表2-4。

表2-4 粒径分布和质量百分数

从表2-4可以看出，绝大部分沸石样品颗粒的粒径大于360目，小于40目的较少。由于沸石颗粒是人工制作的，其粒径大小可以人为控制。

2.2.2.2 化学组成

利用电子显微镜对沸石化学组成进行分析，结果见表2-5。

从表2-5可以看出，沸石主要由氧和硅组成，矿物组成为SiO2。

2.2.2.3 外观结构

分布较广的斜发、丝光类型沸石外观结构电子显微镜图见图2-5 图2-6。

图2-5 承德斜发沸石电镜图

图2-6沈阳丝光沸石电镜图

从以上两种沸石外观形状来看，丝光沸石外观结构独特，几何特征比较明显，这使得其在岩石孔道中更容易发生捕集，产生“桥堵”效应，进而产生较好的调剖效果。

2.2.3与岩石孔隙结构匹配关系

天然砂岩孔隙结构扫描电子显微镜图见图2-7，放大倍数分别为300和80。

放大倍数:300 放大倍数:80

图2-7 砂岩孔隙结构电子显微镜图

从图中可以看出，岩石孔隙结构极不规则，外观同样不规则的沸石颗粒在其中运移时极易发生捕集，进而产生“桥堵”效应。

2.2.4 沸石颗粒与孔隙尺寸配伍性 2.2.4.1 孔隙尺寸描述

油藏地层孔隙结构十分复杂，孔隙半径及其分布有差异。描述孔隙几何特征的参数有很多，常用的有孔隙半径中值r 50、等效孔隙半径r eq 和孔隙喉道半径r h 等。

孔隙半径中值r 50是累积水银饱和度与孔隙半径的关系曲线上，累积水银饱和度达到50%所对应的孔隙半径值。该参数通常用压汞测毛管压力曲线的方法来获取，测量操作繁琐，压汞后的岩心不能再用，所以应用范围受到限制。

等效孔隙半径r eq 是基于与实际岩样具有相同渗流阻力的等效岩样假设而提出的描述孔隙几何特征的参数[22]，可以用Haagen Poiseuille （哈根—泊稷叶）公式和Darcy （达西）公式，由岩心渗透率K 和孔隙度φ求得：

r eq =（8K/φ）0.5 （2-1）

孔隙喉道半径r h 则常用Kozeny Carmen （科泽尼—卡门）公式计算：

r h =[K(1-φ)2/Cφ]0.5 （2-2）

式中 C ——Kozeny 常数，通常取C=0.2；

K ——水测渗透率， m 2。

2.2.5孔隙尺寸及其与颗粒尺寸配伍性

大庆地区主要油田渗透率与孔道半径中值统计规律见图2-8。

图2-8 渗透率与孔隙半径关系中值统计

图2-8中可以看出，孔隙半径中值随渗透率的增加而增大，但二者并非线性关系。当地层渗透率为10μm2时，孔隙直径可以达到50μm，适用粒径大于300目的沸石颗粒。

大庆肇州油田采出污泥粒径分布见表2-6。

从表2-6可以看出，采出污泥中粒径大于450μm即＜40目的颗粒占49.34%，这表明实际油藏中存在大孔道，它可以让粒径大于450μm即＜40目的颗粒顺利通过，并从油井采出。

由此可见，在大庆肇州油田，当油藏存在特高渗透层时，沸石调剖适宜的颗粒粒径范围应在40目～200目之间。

2.2.6沸石携带液优化设计

2.2.6.1聚合物浓度与颗粒匹配

1.实验原理

沸石粒径组成测试数据表明，它由不同直径的颗粒组成。为了将沸石输送到调剖目的层，必须使用携带液。由于沸石密度与携带液密度间存在较大差异，携带液中沸石颗粒势必要发生沉降。如果沉降速度过快，沸石会在井筒内堆积，影响后续注入过程的进行。所以，必须采取措施抑制沸石颗粒的沉降速度。

理论分析表明，单个固体颗粒在液体中的沉降速度与颗粒直径、固液密度差成正比，与液体黏度成反比。当液体中存在多个颗粒时，还必须考虑颗粒间相互干扰对沉降速度的影响。据此推理可知，沸石颗粒在携带液中沉降速度的大小主要受沸石含量和液体黏度的影响。当沸石粒径及其分布一定时，携带液中沸石含量与聚合物浓度间应存在一个匹配关系，以确保沸石能够顺利进入地层[23-25]。

2.实验方案

方案一：在携带液浓度一定时(聚合物分子量1700×104，C P=1000mg/L、1200mg/L和1400mg/L)，确定沸石颗粒沉降速度与颗粒大小和浓度关系；

方案二：在沸石颗粒大小和浓度一定条件下，确定沸石颗粒沉降速度与携带液浓度关系。

3.结果分析

沸石颗粒在携带液中的沉降速度见表2-7和2-8。

表2-7沉降实验数据（污水）

表2-8 沉降实验数据（清水）

续表（2-8）

表中数据表明，沸石颗粒在污水聚合物溶液中的沉降速度要大于在清水中的沉降速度；颗粒直径愈大、浓度愈高，沉降速度愈大；聚合物浓度愈高，沉降速度愈小。

表2-7和表2-8中数据表明，浓度4.8%沸石颗粒在1200mg/L污水聚合物液体中的平均沉降速度最快为0.97cm/s。假设泵排量为0.4m3/min，则携带液在油管内的移动速度约为33.3cm/s。显然，携带液在油管中的运移速度要比颗粒沉降速度大得多。由此可见，表2-7和表2-8中聚合物与沸石颗粒浓度是匹配的，均可用于现场施工。但综合考虑携带液的经济性和悬浮能力，推荐0.10% 0.14%为携带液中聚合物浓度范围。

2.2.6.2 携带液稳定性和抗剪切性测试

1.实验原理

稳定性实验包括聚合物溶液黏度和沸石聚合物溶液黏度随时间变化关系。抗剪切实验是以清水聚合物溶液黏度损失50%所需剪切时间为标准，以此时间对污水聚合物溶液和沸石聚合物溶液进行剪切，并测量黏度与时间关系[26]。

聚合物浓度C P=1000mg/L，沸石浓度C沸石=2.0%。

2.结果及分析

聚合物溶液抗剪切和稳定性测试结果见表2-9，沸石聚合物溶液抗剪切和稳定性测试结果见表2-10。