凝膠顆粒調剖劑評價及礦場應用

舒俊峰，張 磊，陳 勇

(1.中國石化中原油田采油四廠，濮陽 457001;2.中國石油大學(北京)，北京 102249)

文南油田位于東濮凹陷中央隆起帶文留構造南部次級地塹內，是一個異常高壓、高溫復雜斷塊油氣藏，具有儲層埋藏深、發育不穩定、油藏類型多等地質特征。經過多年的開發，已進入高含水開發期，受復雜地質特征的影響，文南油田動用狀況較好的一類主力層目前已大面積水淹，而儲層物性較差的二類層水驅動用困難。

在油井開采過程中，含水率快速上升，無水采油期短，表明油層中存在著大量的天然裂縫，且鉆井取芯資料顯示儲層非均質性極強，高滲層滲透率超過 2.02 μm2(2.0 達西)，滲透率級差 20。為改善油田開發效果，筆者對用于深部調剖的調剖劑進行篩選評價，選出能滿足文南油田深部調剖的調剖劑，并將其用于礦場試驗。

1 深部調剖調剖劑篩選

從深部調剖考慮，選擇了高溫抗鹽凝膠型顆粒調剖劑、無機凝膠調剖劑、橡膠顆粒調剖劑等3種調剖劑，在現場實施過程中發現，無機凝膠調剖劑在施工時注入壓力上升較快，后續調剖劑注入困難;橡膠顆粒調剖劑雖然具有耐溫、抗剪切的優點，是一種機械堵塞較強的體系，但在施工過程中增壓快、壓力高、注入困難，不適應文南油田高壓低滲的油藏調剖。而耐鹽抗溫凝膠顆粒調剖劑中由于含有大量的羧基、酰胺基等吸水基團，吸水量大，具有良好的保水性能，可在體層中滯留，并且溶脹后的凝膠為彈性體，在壓力等作用下能變形，向地層孔隙中運移，達到調剖堵水的目的。現場實施過程中發現，用預交聯凝膠型顆粒調剖劑調剖后，水井吸水剖面有明顯改善，主力吸水層得到有效控制，新層得以啟動。

2 凝膠型顆粒調剖劑性能評價

2.1 凝膠型顆粒調剖劑的制備

高溫抗鹽凝膠型顆粒調剖劑是一種高分子聚合物，工業合成方法如下［1－3］:向反應釜中加入一定比例的2－丙烯酰胺基 －2－甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、聚氨脂、活性功能單體及交聯劑和引發劑等組分，在水中均勻混合，然后在一定溫度下聚合形成凝膠團，經造粒、烘干、粉碎、篩分等工藝過程，形成具有一定強度和膨脹倍數的凝膠顆粒。通過調整各單體配比、合成反應條件及加工工藝，可生產出具有不同吸水倍數、吸水速度、顆粒半徑和強度的抗高溫抗鹽的凝膠顆粒調剖劑系列產品。

針對文南油田高溫高鹽的特性，高溫抗鹽凝膠型顆粒調剖劑必須達到以下技術要求［4，5］:耐溫70～120℃;抗鹽大于20×104mg/L;顆粒呈細粉砂狀，分別制備 1#粒徑 0.019～0.04 mm，2#粒徑0.04～0.3 mm，3#粒徑0.3～0.6 mm 的凝膠顆粒;膨脹倍數3～15倍。

2.2 凝膠型顆粒調剖劑室內靜態評價實驗

凝膠型顆粒調剖劑的耐溫性和抗鹽性評價實驗均在模擬地層水的環境中進行，評價結果見表1［6］。

表1 凝膠型顆粒調剖劑靜態評價性能

2.3 調剖劑室內動態評價實驗［7］

用不同目數的石英砂填砂管(2.5 cm×30 cm)模擬不同滲透率的地層，考察凝膠型顆粒調剖劑的注入性、耐沖刷性和封堵能力，之后將填砂管并聯，考察該調剖劑提高采收率情況。

2.3.1 物理模擬實驗裝置流程

物理模擬實驗裝置流程示意見圖1。

圖1 物理模擬裝置流程示意

2.3.2 實驗條件和材料

室內模擬的實驗溫度90℃;實驗用地層水選用室內配制的模擬地層水(氯化鈣型)，礦化度為22 ×104mg/L，90 ℃下黏度為1.6 mPa·s;實驗用油取用四廠采出原油，90℃下黏度為1.2 mPa·s;凝膠型顆粒調剖劑1#粒徑 0.019～0.040 mm，2#粒徑0.04～0.30 mm，3#粒徑0.3～0.6 mm。

2.3.3 結果與分析

2.3.3.1 顆粒調剖劑粒徑對注入壓力的影響［8，9］

填砂管滲透率模擬文南油田高滲層滲透率，選用不同目數的石英砂充填填砂管，測定其孔隙度33%，滲透率 2.55 μm2，在 3 種不同粒徑的調剖劑含量均為0.3%，注入速度2 mL/min的條件下，考察了調剖劑顆粒粒徑對注入壓力的影響，結果見圖2。

圖2 凝膠顆粒粒徑對注入壓力的影響

由圖2可見，1#和2#調剖劑在注入初期，入口壓力不斷上升，其原因是顆粒堆積堵塞入口，在注入壓力達到一定值(突破壓力)后，顆粒調剖劑發生形變進入地層孔隙，此時壓力得到釋放，壓力下降，在壓力低于突破壓力后調剖劑再次堆積堵塞，壓力上升，形成運移規律。

3#調剖劑由于顆粒粒徑過大，與地層空隙不配伍，調剖劑顆粒發生形變后仍然不能突破運移，幾乎全部堵塞在入口端面導致注入壓力過高。結合油田現場實際，考慮油藏中裂縫的存在，認為1#調剖劑顆粒粒徑偏小，不能有效封堵裂縫;3#調剖劑的注入壓力太高，不適合油藏的深部調剖;2#調剖劑的粒徑符合深部調剖和現場施工要求，因此，凝膠型顆粒調剖劑含量為0.3%時其粒徑選擇0.04～0.30 mm 較合適。

2.3.3.2 調剖劑固含量對注入壓力的影響

實驗條件不變，只是將1#調剖劑和2#調剖劑固含量由0.30%增加到0.45%，考察調剖劑含量對注入壓力的影響，結果見圖3。

圖3 調剖劑固含量對注入壓力的影響

由圖3可見，由于固相含量增加，顆粒在入口端的堆積量增加，入口端孔喉處的橋塞作用加強，注入壓力大幅增加，因而固相含量為0.45%的2#調剖劑適宜近井調剖，不適宜用作深部調剖。

比較分析后認為，固相含量0.3%，粒徑范圍0.04～0.30 mm的顆粒調剖劑最適宜文南油田深部調剖的需求。

2.3.3.3 凝膠型顆粒調剖劑封堵率評價

選用直徑2.5 cm，長30 cm的填砂管，用不同目數的石英砂充填得到表2所示3種不同的滲透率，分別以2 mL/min的流速注入0.2 PV的固含量0.3%粒徑0.04～0.3 mm的顆粒型調剖劑后，再用模擬地層水測定滲透率，考察凝膠調剖劑的封堵性能，結果見表2。

表2 調剖劑的封堵性能

由表2可見，凝膠型顆粒調剖劑調剖后，滲透率下降幅度均很大，封堵率96%以上。

2.3.3.4 凝膠型顆粒調剖劑的耐沖刷性

選用直徑2.5 cm，長30 cm的填砂管，滲透率為2.55 μm2，以1 mL/min 的流速注入固含量0.3%，粒徑0.04～0.30 mm的顆粒調剖劑，連續注入8 d，考察凝膠型顆粒調剖劑的耐沖刷性，結果見圖4。由圖4可見，注入壓力保持穩定，說明凝膠型顆粒調剖劑有很強的耐沖刷性能。

圖4 凝膠型顆粒調剖劑的耐沖刷性

2.3.3.5 凝膠型顆粒調剖劑對提高采收率的影響

將兩根填砂管并聯，先用模擬地層水驅油，在水驅程度達到98%后注入0.3 PV的固含量0.3%，粒徑 0.04～0.3 mm 的顆粒調剖劑;注入后再用模擬地層水驅，直至水驅程度達到98%時停止，考察凝膠顆粒調剖劑對提高采收率的影響，結果見表3。

表3 凝膠型顆粒調剖劑對提高采收率的影響

由表3可見，凝膠型顆粒調剖劑調劑后，提高采收率效果明顯，尤其對滲透率低的填砂管，驅油效果更明顯。對耐溫抗鹽凝膠顆粒調剖劑的室內評價結果表明，固含量 0.3%，粒徑0.04～0.30 mm的顆粒調剖劑能夠適應文南油田深部調剖的需要。該調剖體系屬于地面交聯產物，解決了常規地下交聯調剖劑進入地層后，因稀釋、降解、吸附等各種復雜原因造成的不成膠問題，并且該技術配制簡單，施工方便，無毒安全。在近井地帶，因壓差較大，顆粒在水驅壓差作用下產生變形，驅動孔隙內的剩余油向生產井運移，起到驅油的效果;同時在油層深部，由于生產壓差較小，顆粒將在孔隙內滯留，堵塞孔隙通道使液流轉向，起到了深部調剖的作用［10］。

3 礦場應用

3.1 文33－28井組應用

3.1.1 文33－28井組概況

文33－28井是文33斷塊沙二下油藏的一口注水井。文33塊沙二下儲集巖主要為長石粗粉砂巖。油藏平均孔隙度30.5%，平均孔喉直徑0.006 mm，平均滲透率387.3 ×10－3μm2，地層溫度為85.68～103.7℃。由于層間物性差異大，經過20多年的注水開發后，地下油水關系十分復雜，油藏剩余油挖潛難度大，分類儲層儲量動用不均衡。

沙二下2砂組頂部基本已水淹，沙二下3尚存在一定剩余油。為控制含水上升，充分挖掘沙二下2層內的剩余油，有效啟動沙二下3，達到進一步提高水驅采收率的目的，需要對該井實施深部調剖，調整目的主要為層間調剖，目的層為沙二下，射孔層段2 652.0～2 658.2 m，射孔厚度6.2 m。

3.1.2 驅油效果

文33－28井累計注入調驅劑2 464 m3，注入凝膠顆粒14.8 t，壓力由調驅初期的13 MPa上升至目前的34 MPa，對應油井文33－411含水率由95%下降至75%，油量由措施前的4.4 t/d上升到目前的 10.1 t/d，累計增油 256.5 t。

3.2 文79－184井組應用

3.2.1 文79－184井組概況

文79－184井是文79－85塊沙二下和沙三上油藏的一口注水井。該塊儲集層巖性主要為長石粉砂巖，主要流動喉道平均孔徑8.7 μm，儲層平均滲透率 438.3 ×10－3μm2，地層水為 CaCl2型，總礦化度(25～26)×104mg/L，地層溫度94℃，吸水層注水量50 m3/d，吸水狀況見表4。

表4 文79－184井吸水剖面狀況

由表4可以看出，大量注入水進入少數層內，少數層見水淹，大多數層動用程度差，富集剩余油。由于層內非均質性突出，造成垂向上的層內突進，降低了水驅油厚度，致使井組水驅油效率大大降低，油井較快見水淹，綜合分析認為，文79－184井有較大調驅增油潛力。通過調驅封堵水井一類主力吸水層大孔道，提高注水壓力，增大水驅掃油面積和厚度，提高一類層注水驅替效果。從而降低井組自然遞減，達到改善油藏開發效果的目的。

3.2.2 驅油效果

文79－184井累計注入調驅劑2 390 m3，累計注入凝膠顆粒12.6 t。注入壓力由17 MPa上升至32 MPa，對應油井文79－197含水率由93%降至78%，產油量由措施前的6.7 t/d上升至14.8 t/d，累計增油 338.1 t。

4 結論

(1)該凝膠型顆粒調剖體系在現場的應用結果表明，該調剖劑能夠滿足文南油田深部調剖的需要，調剖后水井吸水剖面有明顯改善，注入壓力上升，主力吸水層得到有效控制，新層得以啟動。

(2)現場實施過程中也發現一些不足:黑色凝膠顆粒雖然有耐異常高溫的優點，但懸浮性較差，進入井筒后易堆積在炮眼附近造成堵塞，影響正常施工。針對出現的問題，筆者認為，下步工作對調剖劑進行改良，進一步提高調剖劑的適應性。同時，選井選層工作也是決定施工成敗的重要環節，加大對類似井的地質參數和工程參數分析，以準確把握儲層地質特征，為工程施工提供指導。

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