蘇北復(fù)雜斷塊油藏深部調(diào)驅(qū)技術(shù)研究

張雪，馬秀敏，黃博，王蓉

（中國(guó)石化華東分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京210031）

蘇北復(fù)雜斷塊油藏深部調(diào)驅(qū)技術(shù)研究

張雪，馬秀敏，黃博，王蓉

（中國(guó)石化華東分公司石油工程技術(shù)研究院，江蘇南京210031）

針對(duì)洲城油田已進(jìn)入中高含水開發(fā)階段，層間、層內(nèi)矛盾進(jìn)一步加劇等問題，結(jié)合試驗(yàn)區(qū)斷層多、構(gòu)造復(fù)雜等地質(zhì)特點(diǎn)和見水狀況，室內(nèi)研究了適用于蘇北中高滲油藏的“等壓降梯度”逐級(jí)調(diào)驅(qū)工藝技術(shù)，確定了預(yù)交聯(lián)體膨型顆粒堵劑和具有較好耐溫抗鹽性、注入性及封堵性能的聚合物凍膠堵劑體系。該技術(shù)已現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用于K-11井，施工后吸水剖面得到改善，注水壓力上升了4.5 MPa，對(duì)應(yīng)油井K-14井日產(chǎn)油量由4.06 t增加到7.59 t，含水率下降9.48%，達(dá)到了深部調(diào)驅(qū)目的，控水穩(wěn)油效果明顯，為蘇北工區(qū)老油田的注水開發(fā)提供了技術(shù)支撐。

洲城油田；中、高滲透；深部調(diào)驅(qū)；等壓降梯度

調(diào)剖堵水技術(shù)在高含水油田控水穩(wěn)產(chǎn)（增產(chǎn)）措施中占有重要地位，但隨著高含水油藏水驅(qū)問題的日益復(fù)雜，對(duì)該領(lǐng)域技術(shù)要求越來越高，推動(dòng)著調(diào)驅(qū)技術(shù)的不斷創(chuàng)新和發(fā)展，尤其近年來在深部調(diào)驅(qū)劑研究與應(yīng)用方面取得了許多新進(jìn)展，形成包括弱凝膠、膠態(tài)分散凝膠（CDG）、體膨顆粒、柔性顆粒等多套深部調(diào)驅(qū)技術(shù)[1]，為我國(guó)高含水油田改善水驅(qū)開發(fā)效果、提高采收率發(fā)揮著重要作用。

洲城油田屬于復(fù)雜斷塊型油藏，位于溱潼凹陷南部斷階帶中部，被內(nèi)部南西向斷層切割成洲Ⅲ、洲Ⅳ斷塊。洲Ⅳ斷塊1992年底投入開發(fā)，含油面積0.5km2，地質(zhì)儲(chǔ)量178×104t。標(biāo)定采收率42.1%，可采儲(chǔ)量74.86×104t。洲城油田采油井日產(chǎn)油水平25.18 t，綜合含水87%，平均單井日產(chǎn)油2.5 t。注水井日注水量269 m3，平均單井日注水54 m3，平均注水壓力8 MPa，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度33.3%。巖心分析儲(chǔ)層平均孔隙度為27.1%，滲透率為1 394×10-3μm2，屬于中高滲儲(chǔ)層。該油藏含油層系多，儲(chǔ)層物性差異大，平面、層間、層內(nèi)三大矛盾突出[2]，水驅(qū)動(dòng)用不均，井況問題嚴(yán)重。

洲城油田經(jīng)過多年的高效開發(fā)，進(jìn)入高含水開發(fā)期后產(chǎn)量遞減加快，地層水有局部突進(jìn)的現(xiàn)象，需要對(duì)區(qū)塊的重點(diǎn)注水井進(jìn)行調(diào)剖，提高注入水的波及體積和水驅(qū)效率，達(dá)到整個(gè)井組降水增油、提高采收率的目的。室內(nèi)在對(duì)試驗(yàn)區(qū)油藏地質(zhì)特征與動(dòng)態(tài)資料分析評(píng)價(jià)研究的基礎(chǔ)上，以“等壓降梯度”逐級(jí)調(diào)驅(qū)工藝技術(shù)為原則[3]，在段塞的設(shè)計(jì)上采用先弱段塞后強(qiáng)段塞的方式，有針對(duì)性地研究篩選具有注入性能好、封堵強(qiáng)度高、成本低、貨源廣的系列堵劑配方。結(jié)合室內(nèi)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，對(duì)深部定位復(fù)合段塞注入工藝進(jìn)行室內(nèi)模擬，確定了適用于洲城油田的深部調(diào)驅(qū)體系。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

實(shí)驗(yàn)溫度：洲城油田油藏溫度55～80℃；礦化度：洲城油田地層水礦化度19 780～21 360 mg/L。

1.2 藥品

預(yù)交聯(lián)體膨型顆粒，膠體狀；聚丙烯酰胺（分子量（800～1 000）×104），粉狀；交聯(lián)劑，液體；助劑，粉狀。

2 深部調(diào)驅(qū)堵劑體系的性能研究

PAM凍膠堵劑地面注入黏度較低，在一定壓力下可選擇性的進(jìn)入高滲透層，整體封堵效果較好。該堵劑成本適中，堵劑強(qiáng)度較好，由于PAM高分子鏈的吸附絮凝作用，和顆粒類堵劑搭配使用可提高封堵效果。

水玻璃＋氯化鈣堵劑耐溫、抗鹽性能好，水玻璃和氯化鈣液混合立即形成凝膠，可以達(dá)到快速封堵近井帶的目的。但該堵劑只能采用雙液法施工，在地層中混合不均勻，堵劑利用率較低，而且成本較高，并且該堵劑由于反應(yīng)速度較快，只能進(jìn)行近井帶封堵，不能進(jìn)行大劑量深部調(diào)剖，而且存在施工風(fēng)險(xiǎn)。

搬土＋聚合物堵劑雖然具有較好的耐溫、抗鹽性，成本低，但強(qiáng)度低，不適合大孔道和裂縫地層調(diào)剖。

無機(jī)凝膠顆粒堵劑是水泥加其他無機(jī)材料改性的堵劑，具有較高的強(qiáng)度，耐溫、抗鹽性能，成本低，但易沉淀，只適合于封堵大孔道、裂縫近井地帶。

預(yù)交聯(lián)體膨顆粒堵劑為丙稀酰胺單體、丙稀酸、超細(xì)無機(jī)固體剛性顆粒材料在地面聚合而成的高吸水性復(fù)合樹脂材料，該堵劑在水中吸水膨脹體積可增加幾十倍甚至上百倍，在一定壓差的作用下可產(chǎn)生形變而進(jìn)入地層孔道，其特有的彈性驅(qū)油作用機(jī)理，具有用量少，效率高等特點(diǎn)，適合對(duì)大孔道及裂縫實(shí)施深度調(diào)剖，和凍膠類堵劑搭配使用可提高封堵效果。

考慮堵劑的性能特點(diǎn)及成本因素，同時(shí)結(jié)合洲城油田中高滲透油藏地層特點(diǎn)（表1），確定了交聯(lián)聚合物凍膠+預(yù)交聯(lián)體膨型顆粒堵劑多段塞多輪次深部調(diào)剖體系。本堵劑體系不僅強(qiáng)度高，而且具有較好的耐溫、抗鹽性能，成本低等優(yōu)點(diǎn)。

表1 堵劑性能及成本對(duì)比Table 1 Comparison of plugging agent and cost

2.1預(yù)交聯(lián)型體膨顆粒

2.1.1 膨脹性能評(píng)價(jià)

取定量的預(yù)交聯(lián)顆粒于絲袋中，在一定溫度的清水以及不同礦化度水中，在不同的時(shí)間內(nèi)取出，待沒有水滴出時(shí)稱量其重量，按下公式（1）計(jì)算其膨脹倍率[4]：

式中：Q為膨脹倍率，g/g；G1為膨脹后的質(zhì)量，g；G0為原始質(zhì)量，g。

2.1.2 溫度對(duì)膨脹性能的影響

將適量堵劑用紗布包裹后置入SYL-III型高溫高壓酸巖反應(yīng)實(shí)驗(yàn)儀中，裝入清水，加熱至指定溫度后恒溫反應(yīng)20天，取出，觀察堵劑膨脹狀況，測(cè)定膨脹后體積，計(jì)算膨脹倍率，結(jié)果見圖1。

從圖1可以看出：溫度越高，顆粒調(diào)剖劑的體積膨脹速度越快，膨脹倍率也越大。在80℃的地層溫度下膨脹倍率可達(dá)21.9倍，說明該堵劑還具有較好的耐溫性能。

圖1 溫度對(duì)預(yù)交聯(lián)型體膨顆粒堵劑的膨脹倍率的影響曲線Fig.1 Influence of temperature on expanded multiplication rate of precrosslinking swell particle plugging agent

2.1.3 礦化度對(duì)膨脹性能的影響

室溫下將一定量的堵劑放入不同礦化度的鹽溶液中，30天后觀察堵劑的膨脹倍率，測(cè)定膨脹后體積，計(jì)算膨脹倍率，結(jié)果見圖2。

圖2 礦化度對(duì)預(yù)交聯(lián)型體膨顆粒堵劑膨脹倍率的影響曲線Fig.2 Influence of salinity on expanded multiplication rate of precrosslinking swell particle plugging agent

從圖2看出：隨著礦化度的增加，堵劑的膨脹倍率逐漸降低。在低鹽離子濃度區(qū)，體膨顆粒的膨脹倍數(shù)隨鹽離子濃度增加而降低。但鹽離子濃度超過一定濃度后，體膨顆粒膨脹倍數(shù)基本不隨鹽離子濃度變化（21 360 mg/L為本油井產(chǎn)出水的最高礦化度），鹽離子濃度對(duì)體膨顆粒膨脹倍數(shù)影響趨于平穩(wěn)。堵劑在礦化度2.5×104mg/L下仍具有15倍的膨脹性能，說明該堵劑具有較好的抗鹽性能。

2.2 聚合物凍膠

2.2.1 堵劑配方

0.6%～0.8%PAM（分子量800～1 000萬）+ 0.03%交聯(lián)劑A（有效含量＞3%）+0.3%助劑A+ 0.02%助劑B。

2.2.2 黏溫性能

配制堵劑0.8%PAM（分子量800～1000萬）+ 0.03%交聯(lián)劑A（有效含量＞3%）+0.3%助劑A+ 0.02%助劑B，分別在50℃，60℃，70℃，80℃恒溫交聯(lián)，用黏度儀測(cè)定凝膠黏度，結(jié)果見圖3。

圖3 PAM的凝膠黏度及交聯(lián)時(shí)間隨溫度變化曲線Fig.3 Variation curves of PAM gel viscosity and crosslinking time by temperature

由圖3可見，隨著溫度增加，凝膠黏度增加，交聯(lián)時(shí)間縮短，說明該堵劑具有較好的黏溫性能。

2.2.3 抗剪切性能

考慮到在配制施工過程中，堵劑會(huì)受到剪切，需評(píng)價(jià)堵劑的抗剪切性能。模擬炮眼使溶膠液經(jīng)噴嘴（內(nèi)徑0.5 mm）剪切1 h后，在70～75℃恒溫交聯(lián)，用RV-2黏度計(jì)測(cè)定凝膠黏度，試驗(yàn)見表2。

表2 堵劑抗剪切性Table 2 Plugging agent shearing resistance

交聯(lián)前后堵劑經(jīng)噴嘴剪切后，基液黏度和成膠黏度降低率分別為12.9%、10.7%，說明堵劑具有一定抗剪切性能。

2.2.4 巖心封堵性能

取直徑25.0 mm左右、長(zhǎng)60.0 mm左右的人造巖心，用模擬洲城地層水測(cè)初始滲透率，正向（模擬注水井調(diào)剖）注入評(píng)價(jià)堵劑配方溶液，在70～75℃下放置72 h使溶液形成凍膠，正向用模擬地層水沖洗，測(cè)定突破壓力和封堵后滲透率，見表3。

表3 巖心模擬封堵試驗(yàn)數(shù)據(jù)Table 3 Core plugging simulation data

結(jié)果表明，聚合物凍膠堵劑對(duì)巖心的封堵率在99%以上，突破壓力梯度在10MPa/m以上。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果分析

3.1 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)簡(jiǎn)況

K-11井2007年10月2日由采油井改為注水井，注水層位：Es143-4。2013年2月25日，補(bǔ)開Es145與Es143-4合注，注水初期壓力10.5 MPa，調(diào)驅(qū)前壓力7 MPa（圖4），注水壓力下降也驗(yàn)證了水淹通道的形成。

K-11井于2014年5月28至2014年6月14日進(jìn)行施工，現(xiàn)場(chǎng)分四個(gè)段塞進(jìn)行注入，共擠入堵劑2 060 m3（表4），采用籠統(tǒng)注入方式。

圖4 調(diào)前注水壓力變化Fig.4 Injection pressure variation before profile control

表4 現(xiàn)場(chǎng)施工簡(jiǎn)況Table 4 Field construction profile

3.2 效果分析

3.2.1 “等壓降梯度”逐級(jí)調(diào)驅(qū)工藝效果顯著

從K-11井的壓降曲線（圖5）可以看出：90分鐘后，油壓從15 MPa降至14 MPa，且每個(gè)階段的壓降梯度基本相同，約為0.25 MPa，完全符合“等壓降梯度”逐級(jí)調(diào)驅(qū)工藝的原則，說明各段塞選用的堵劑強(qiáng)度適合，段塞組合設(shè)計(jì)合理。因此，該堵劑體系在蘇北中高滲油藏具有較好的推廣前景。

圖5 K-11井試注壓降曲線Fig.5 Drawdown curve of injection test well K-11

3.2.2 層內(nèi)、層間矛盾有所改善

在注水開發(fā)過程中，注入水沿儲(chǔ)層底部突進(jìn)，層內(nèi)矛盾突出，對(duì)比調(diào)前調(diào)后的吸水剖面（圖6）可以看出，K-11井Es143層單層突進(jìn)的情況得到緩解，相對(duì)吸水百分比下降了24.07%；同時(shí)Es144層的吸水百分比上升了27.47%，說明K-11井的吸水剖面有所改善。還可以看出，在前置液階段注入的低濃度聚合物溶膠已進(jìn)入地層深部，達(dá)到了液流轉(zhuǎn)向的目的。

圖6 K-11井調(diào)驅(qū)前后吸水剖面Fig.6 Intake profile contrast before and after profile control of well K-11

K-11井于2014年6月20日啟注，調(diào)前注水壓力為7 MPa，目前注水壓力為11.5 MPa，總注水量1 214.25 m3。注水壓力的提高說明：主堵劑、封口堵劑所注入的強(qiáng)度較高的預(yù)交聯(lián)體膨型顆粒堵劑和聚合物凍膠堵劑體系已進(jìn)入遠(yuǎn)井及近井地帶，較好解決了層間矛盾突出的問題。

圖7 K-14井日產(chǎn)油變化Fig.7 Daily oil production variation of well K-14

圖8 K-14井含水率變化Fig.8 Water content variation of well K-14

3.2.3 對(duì)應(yīng)油井增油效果明顯

其對(duì)應(yīng)油井K-14井的日產(chǎn)油量由4.06 t增加到7.59 t，已持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)5個(gè)月，累計(jì)增油439.34 t（圖7），含水率下降了9.48%（圖8），增油控水效果明顯。目前該區(qū)塊的產(chǎn)油、產(chǎn)液效果還在進(jìn)一步觀察中。

4 結(jié)論

1）預(yù)交聯(lián)體膨型顆粒堵劑和聚合物凍膠體系可以滿足洲城油田高含水期調(diào)驅(qū)的需要，能夠?qū)α芽p大孔道進(jìn)行有效封堵，解決層內(nèi)、層間矛盾。

2）現(xiàn)場(chǎng)對(duì)k-11井進(jìn)行調(diào)驅(qū)施工后，注水壓力上升、對(duì)應(yīng)油井油量上升、吸水剖面得到改善，說明施工達(dá)到了液流轉(zhuǎn)向的目的，控水穩(wěn)油效果明顯。同時(shí)也驗(yàn)證了“等壓降梯度”逐級(jí)調(diào)驅(qū)的原則是正確可行的。

[1]劉一江，王香增.化學(xué)調(diào)剖堵水技術(shù)[M].北京：石油工業(yè)出版社，1999：56-57.

[2]靳志霞，蘇道敏，周躍忠，等.復(fù)雜斷塊砂巖油藏提高水驅(qū)采收率技術(shù)研究[J].江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào)，2003，25（S1）：89-90.

[3]趙娟，張健，戴彩麗，等.等壓降梯度逐級(jí)深部調(diào)驅(qū)方法研究與應(yīng)用[J].油田化學(xué)，2014，31（1）:47-50.

[4]王志瑤，李穎，呂昌森，等.預(yù)交聯(lián)體膨顆粒類調(diào)剖劑性能評(píng)價(jià)方法研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2005，24（6）：77-79.

（編輯：尹淑容）

Research on deep profile control technology of complex fault block reservoir in North Jiangsu oilfield

Zhang Xue,Ma Xiumin,Huang Bo and Wang Rong
(Petroleum Engineering Technology Research Institute,East China Company,SINOPEC,Nanjing,Jiangsu 210031,China)

Since Zhoucheng oilfield enters medium high water cut stage,the contradiction between intrabed and intraformation is aggravated.According to geological characteristics of multifaults and complicated structure,and combined with water breakthrough condition,displacement control technology of constant pressure drop gradient suitable to North Jiangsu medium to high permeabili?ty was researched indoor,thereby determining precrosslinking swell particle plugging agent and polymer gel plugging agent system of fine temperature and salt resistance,strong injectivity and plugging performance.After applying this technology to water well K-11,intake profile is improved and injection pressure is increased by 4.5 MPa.Daily oil production of its corresponding oil well K-14 increases from 4.06 t to 7.59 t and water content decreases 9.48%.In this way,deep profile control is completed and the effect of oil production stabilization and water cut control is obvious.This technology provides technical support for the development of in?jection wells in North Jiangsu oilfield.

Zhoucheng oilfield,medium to high permeability,deep profile control,constant pressure drop gradient

TE357

A

2015-03-09。

張雪（1990—），女，助理工程師，采油工藝研究。