G271長X油藏調(diào)剖（驅(qū)）技術體系適應性評價及效果分析

鄒 超，魏 斌，張永德，韓永泉，楊 芫，胡宇舟

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

G271長X油藏調(diào)剖（驅(qū)）技術體系適應性評價及效果分析

鄒 超，魏 斌，張永德，韓永泉，楊 芫，胡宇舟

（中國石油長慶油田分公司第九采油廠，寧夏銀川 750006）

G271區(qū)長X油藏水驅(qū)矛盾突出，剖面吸水不均，見水井逐年增多，產(chǎn)能損失嚴重，調(diào)剖已成為該區(qū)穩(wěn)油控水的重要治理手段。G271調(diào)剖注堵壓力高，加密區(qū)注堵壓力高達23.5 MPa，高注堵壓力對堵劑剪切降黏，成膠性能影響較大，因此優(yōu)選注入性能好、強度高的堵劑進行段塞組合，合理施工參數(shù)尤為重要。本文對聚丙烯酰胺-酚醛樹脂、有機凝膠顆粒體系進行室內(nèi)評價，同時介紹了環(huán)保型預聚體、聚合物微球調(diào)驅(qū)兩種實驗體系，通過現(xiàn)場應用效果評價，不斷提高體系對油藏的適應性，為同類油藏治理提供技術儲備。

微球；凝膠體系；調(diào)剖

G271長X油藏位于陜北斜坡中段西部，構造為一寬緩西傾斜坡，局部形成起伏較小、軸向東西或北東向（隆起幅度10 m～30 m）的鼻狀隆起。屬于半深湖－深湖相沉積環(huán)境，沉積微相以水下分流河道為主，平均油層中部深度2 593 m，主體帶砂體厚度大于15 m。儲層為細粒巖屑長石砂巖，中值半徑0.18 μm，平均孔隙度為8.66%，滲透率為0.38 mD，滲透率極差22.76，滲透率變異系數(shù)1.16，屬于嚴重非均質(zhì)型油藏。中偏弱水敏、中偏弱酸敏、弱鹽敏、弱堿敏、弱速敏，地層溫度70.4℃，地層水礦化度13.29 g/L，水型為CaCl2型，注入水礦化度3.07 g/L。

目前油井開井385口，日產(chǎn)油水平425 t，單井產(chǎn)能1.12 t/d，綜合含水32.7%，水井開井115口，單井日注18 m3，月注采比2.02，累計注采比2.03。

1 油藏開發(fā)矛盾

（1）受儲層物性影響水驅(qū)狀況較差。儲層非均質(zhì)強，且高滲帶、微裂縫發(fā)育，注入水沿局部高滲段單層突進、剖面吸水不均。2015年測試吸水剖面83口，剖面正常26口，均勻吸水比例僅為31.3%。

（2）見水井增多，產(chǎn)量損失較大。截至2015年底，累計出現(xiàn)油井見水139口，占總數(shù)的35.9%，全年因含水上升導致的產(chǎn)能損失達1.0×104t以上，見水類型主要為孔隙型、裂縫型、孔隙-裂縫型見水。

（3）油藏中部加密調(diào)整，井網(wǎng)井距縮?。ㄓ?80 m×130 m 調(diào)整為 270 m×110 m、270 m×77 m），初期自然遞減大，受NE108°裂縫發(fā)育影響，部分油井轉(zhuǎn)注后，主向井見水。

（4）區(qū)塊整體注水壓力偏高，呈南北高中間低分布，部分井升壓空間不足（1 MPa～1.5 MPa），調(diào)剖升壓速度快，堵劑注入困難，調(diào)剖后存在欠注風險。注入壓力高，造成堵劑剪切降黏，成膠性能變差[1]，影響后期措施效果。

2 調(diào)剖技術體系

2.1 聚丙烯酰胺-酚醛樹脂體系室內(nèi)評價

2.1.1 成膠機理（1）苯酚與甲醛進行縮合反應，生產(chǎn)羥甲基苯酚或酚醛樹脂；（2）聚丙烯酰胺與羥甲基苯酚進行縮合[1]；（3）聚丙烯酰胺與酚醛樹脂進行縮合，形成網(wǎng)狀結構的彈性凝膠，還有部分羥甲基苯酚以及甲醛與聚丙烯酰胺縮合形成的甲撐基聚丙烯酰胺凝膠。配方中烏洛托品高溫下緩慢釋放甲醛，達到延緩交聯(lián)、深部注入以及地下再交聯(lián)的目的。

烏洛托品緩慢釋放甲醛與間苯二酚反應生產(chǎn)多羥甲基間苯二酚：

2.1.2 性能評價 抗溫抗鹽性：（1）隨著溫度的升高，相同配方凝膠成膠速度加快，強度增強。但當溫度≥80℃時，體系的穩(wěn)定性略有下降。由此可見凝膠體系更適應于80℃以下地層環(huán)境使用；（2）隨著凝膠體系總礦化度的增加，成膠時間縮短，終凝時凝膠的表觀黏度增強；當總礦化度大于90 000 mg/L時，凝膠的穩(wěn)定性略有下降，但基本穩(wěn)定（見圖1，圖2）。

圖1 溫度對成膠時間和凝膠強度的影響

圖2 礦化度對成膠時間和凝膠強度的影響

穩(wěn)定性：在65℃條件下，凝膠成膠后在pH＞5的介質(zhì)和不同礦化度的溶液中浸泡60 d，凝膠的體積未發(fā)生變化，不脫水、不破膠，在pH＜5的酸性介質(zhì)，凝膠體積減少，出現(xiàn)破膠現(xiàn)象（見表1）。

機械剪切黏度變化及恢復性能：初始黏度57 440 mPa·s，機械剪切后凝膠狀態(tài)變?yōu)榱鲃訝顟B(tài)，黏度接近未交聯(lián)的黏度，剪切后黏度約為40 mPa·s，放置3 d后黏度已達初始黏度的85%。剪切后黏度損失大，但可以恢復。

表1 堵劑長期穩(wěn)定性實驗

2.1.3 封堵性能 封堵效率高，適用于砂巖油藏，對裂縫起封堵作用，堵水選擇性好（見表2）。

選擇性堵水機理：氫鍵吸附機理、親水疏油機理、膨脹收縮機理、油水分流機理。

封堵性能實驗：分別對物性參數(shù)相近的水相、油相巖心進行封堵-驅(qū)替實驗。水相巖心封堵率高（≥96%），油相巖心封堵率低（≤40%），表明該堵劑具有較高的封堵率；水相巖心突破壓力梯度高，油相巖心突破壓力梯度低，表明該堵劑同時具有較好的堵水不堵油性能，即堵水選擇性（見表3，表4）。

表2 砂巖模型封堵率實驗

表3 堵劑封堵率測定

表4 堵劑突破壓力測定

砂巖模型封堵與驅(qū)替實驗：觀察不同孔隙結構模型的堵水實驗，堵劑對模型中的大孔道或裂縫能形成有效封堵，水驅(qū)波及體積明顯增大，堵劑注入后驅(qū)油效率大幅提升；針對均質(zhì)巖心和非均質(zhì)巖心進行堵水實驗，非均質(zhì)巖心調(diào)剖后驅(qū)替效率高于均質(zhì)巖心（見圖3，圖4）。

圖3 堵劑封堵-驅(qū)替實驗

圖4 堵劑對裂縫封堵實驗

可運移性：將配制好的聚合物、交聯(lián)劑注入巖心，70℃恒溫成膠后進行定流量水驅(qū)實驗，注水壓力隨注水量的增加升高，注入水達到29 PV時，注水壓力達到最高1.9 MPa，之后逐漸回落，表明弱凝膠既起封堵性能又能向前運移，具有深部調(diào)驅(qū)的特性。

2.2 有機凝膠顆粒堵劑

合成工藝及性能：丙烯酰胺、丙烯酸及長烷基磺酸鹽→共聚、交聯(lián)反應→三元共聚物干燥、造粒、過篩→三元膠預交聯(lián)凝膠顆粒。體膨凝膠特征，吸水膨脹，且膨脹后的顆粒具有較好的彈性、強度和保水功能。

注入性能及膨脹堵塞機理：顆粒注入性與地層孔徑、顆粒尺寸及膨脹速率等有關。根據(jù)1/3和2/3架橋原理，凝膠顆粒因其自身的變形性，粒徑大于1/3有效孔徑時均能通過地層，注入性能良好。注入初始階段，壓力上升平緩，隨注入體積的增加，注入壓力呈上升趨勢。

運移堵塞機理：（1）當顆粒直徑小于孔喉直徑時，可順利通過或吸附堵塞；（2）當顆粒直徑大于孔喉直徑時，顆粒運移有變形蟲通過、失水收縮、破碎通過、堵塞孔喉（見圖5，圖6）。

圖5 凝膠顆粒堵劑巖心注入曲線

圖6 通過孔喉運移模式

膨脹性能：相同溫度下，礦化度低，膨脹速度快、膨脹倍數(shù)大；相同礦化度下，溫度高，膨脹速度快，膨脹倍數(shù)大。

熱穩(wěn)定性：堵劑在油藏條件下具有良好的老化穩(wěn)定性，未發(fā)現(xiàn)明顯脫水、強度和韌性變差的現(xiàn)象（見圖7，圖8）。

2.3 聚合物微球體系

粒徑控制在納米級、微米級、毫米級的凝膠顆粒，運移過程中水化膨脹，作用于孔隙吼道，使注水轉(zhuǎn)向，擴大波及體積。

經(jīng)過膨脹后微球封堵孔吼的三個機理：俘獲封堵、疊加封堵、架橋封堵。

圖7 溫度對凝膠顆粒膨脹性能的影響

圖8 凝膠顆粒堵劑老化性能實驗

2.4 環(huán)保型預聚體體系

用尿素對酚醛樹脂進行改性，合成脲酚醛交聯(lián)劑，引入陽離子聚丙烯酰胺，配液工藝由5種化學品下降到2種，簡化配液，提高了弱凝膠的穩(wěn)定性（見圖9～圖12）。

3 現(xiàn)場應用效果

3.1 整體實施效果

治理思路：主體體系以凝膠為主，堅持“低排量、大劑量、低爬坡壓力”的原則，同時開展環(huán)保型預聚體、聚合物微球?qū)嶒灒{(diào)剖思路由以“堵”為主轉(zhuǎn)變?yōu)椤岸?、調(diào)、驅(qū)”相結合，由單點調(diào)剖轉(zhuǎn)變?yōu)閰^(qū)域整體多輪次調(diào)剖，加密區(qū)堅持“溫和調(diào)剖”。

2014-2016年累計實施58井次，措施后注水壓力由14.0 MPa上升到17.3 MPa，17口可對比井吸水厚度由9.78 m上升到10.32 m。對應349口油井，見效187口，油井見效率53.6%，平均單井日增油0.15 t，日降水0.54 m3，累計增油8 167 t，累計降水10 141 m3（見表5）。

油藏開發(fā)形勢好轉(zhuǎn)，自然遞減由11.2%下降到8.6%，含水上升率由4.2%下降到1.8%，含水上升趨勢得到有效遏制，開發(fā)水平由2015年的Ⅱ類上升到Ⅰ類。

遞減狀況（分措施年份）：調(diào)剖前月度遞減1.33%，當年1.02%，次年0.35%，2016年調(diào)剖后月度遞減由1.06%下降到0.69%；調(diào)剖前含水上升速度2.79%，實施當年-0.47%。2016年措施效果明顯好于2014、2015年。

水驅(qū)狀況：受測試井數(shù)的影響，17口可對比調(diào)剖井吸水厚度由9.78 m上升到10.32 m，吸水厚度變大，雖然整體剖面仍以尖峰狀為主，但尖峰程度較前期有明顯降低。

圖9 溫度對成膠時間的影響

圖10 pH值對成膠的影響

圖11 礦化度對成膠性能的影響

圖12 溫度對凝膠強度的影響

表5 G271油藏2014-2016年調(diào)剖效果統(tǒng)計表

能量狀況：主要調(diào)剖單元壓力保持水平上升，2016年測試調(diào)剖對應井7井次，2口水驅(qū)優(yōu)勢方向見水井平均壓力下降4.79 MPa，5口未見水井平均地層壓力上升2.44 MPa。主側(cè)向壓差減小，平面矛盾得到改善。

3.2 聚丙烯酰胺-酚醛樹脂體系效果

2014-2016年累計實施37井次，措施后注水壓力由14.3 MPa上升到17.0 MPa，對應244口油井，見效132口，油井見效率54.1%，平均單井日增油0.14 t，日降水0.15 m3，累計增油5 113 t，累計降水5 665 m3（見表6）。

表6 凝膠體系2014-2016年調(diào)剖效果統(tǒng)計表

2014年完井14口，其中8月～12月完井10口，對應見水井2014年12月較2013年12月綜合含水由36.0%上升到54.5%，2015年12月較2014年12月綜合含水由54.5%上升到57.6%，含水上升趨勢減緩。

2015年調(diào)剖井組初期綜合含水由35.0%下降到29.9%，見水井綜合含水由55.8%下降到49.5%，未見水井組整體生產(chǎn)穩(wěn)定。含水上升趨勢減緩，穩(wěn)油控水效果明顯。

2016年調(diào)剖井組含水整體穩(wěn)定，見水井綜合含水由68.6%下降到63.3%，未見水井組整體生產(chǎn)穩(wěn)定。含水上升趨勢減緩，穩(wěn)油控水效果明顯。

表7 預聚體體系2015-2016年調(diào)剖效果統(tǒng)計表

3.3 預聚體體系效果

2015-2016年累計實施8井次，措施后注水壓力由13.4 MPa上升到16.2 MPa，對應54口油井，見效30口，油井見效率55.6%，平均單井日增油0.17 t，日降水0.21 m3，累計增油1 330 t，累計降水1 760 m3（見表7）。

2014年12月-2015年12月調(diào)剖井組綜合含水由24.0%上升到26.4%，2015年12月-2016年11月綜合含水由26.4%下降到24.1%，未見水井組整體生產(chǎn)穩(wěn)定，含水上升趨勢減緩，穩(wěn)油控水效果明顯。

3.4 聚合物微球效果

2015年3月先后對J68-23等14口井實施微球驅(qū)油實驗，目前完井10口，正施工4口，6口可對比井平均吸水厚度由11.19 m上升到13.43 m，剖面吸水狀況得到明顯改善。J66-25水驅(qū)前緣監(jiān)測表明水驅(qū)波及范圍增大，治理效果明顯。

已完成的10個井組，扣除措施井，對應油井47口，綜合含水由27.6%下降到21.6%，平均月度遞減由1.03%下降到0.6%，13口含水大于20%井綜合含水由55.9%下降到43.0%，月度遞減由5.48%下降到-0.10%，整體效果明顯。

4 結論及建議

（1）G271注堵壓力高，堵劑剪切降黏后成膠性能變差，造成堵不住、有效期短，凝膠顆粒地下二次交聯(lián)技術可有效提高堵劑的封堵強度。

（2）環(huán)保型預聚體配液簡單，安全環(huán)保，成膠性能可靠，G271中北部注水壓力低，升壓空間大井應用效果較好，建議繼續(xù)擴大實驗。

（3）加密區(qū)堅持“溫和調(diào)剖”的思路，提前預防，對裂縫已溝通見水井組，以封堵裂縫為主，堅持“小排量、低爬坡壓力、大劑量”的原則，高濃度注入高強度堵劑，多級凝膠+顆粒交替注入進行深部封堵，選擇三元膠顆粒置膠成壩，強化封口段塞。

（4）在G271區(qū)中部孔隙型見水區(qū)，常規(guī)調(diào)剖體系適應性較差，選擇聚合物微球能有效改善水驅(qū)狀況，減緩井組遞減，同時升壓幅度較小，避免側(cè)向微裂縫開啟。

（5）實施多輪次調(diào)剖井，近井地帶剩余油飽和度低，應適當增大堵劑用量及封口強度，選擇合理的調(diào)剖時機（前一次調(diào)剖失效前），發(fā)揮多輪次調(diào)剖的協(xié)同作用，提高措施有效率。

［1］王興宏.酚醛-聚丙烯酰胺弱凝膠體系的室內(nèi)研究［J］.石油天然氣學報，2012，（11）：259-261.

TE357.46

A

1673-5285（2017）12-0018-06

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.12.005

2017－11-21

鄒超，男，大學本科，助理工程師，2012年畢業(yè)于西南石油大學石油工程專業(yè)，現(xiàn)在長慶油田采油九廠工藝研究所從事堵水調(diào)剖工作。