長慶超低滲儲層注水井用油溶性分流劑的性能與應用評價*

王爾珍 ，鄧志穎，張隨望，馬國偉，徐 昆，陸小兵，王 勇

（1.長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.成都安實得石油科技開發有限公司，四川成都 610050）

長慶油田共有注水井2 萬余口，水驅不均問題突出，平面上注水單向突進導致油井高含水。低滲特低滲儲層局部裂縫及高滲帶的存在使得水驅單方向突進，造成相應油井水淹，采出程度低，對應注水井吸水剖面反映為尖峰狀或指狀吸水，側向水驅狀況差，油井注水不見效。2017年測試注水井吸水剖面近5000井次，其中吸水不均井次超過1500口，占總井次的1/3，剖面問題十分突出。針對剖面問題，前期進行了調剖、分注、補孔以及以土酸酸化等為主的籠統酸化，取得了一定的效果，但上述工藝各自具有其適應性。調剖主要是對油水井溝通，存在裂縫和高滲段且施工周期長。分注主要針對層間級差較大的井，對于高溫、高壓儲層以及某些復雜結構井，存在封隔器坐封困難以及解封困難等問題。籠統酸化作業時，由于地層的非均質性和酸液進入儲層遵循最小阻力原則，酸液首先大量侵入滲透率較高的地層，只有少量酸液進入低滲層，出現指進現象，高滲透層的吸酸過多，溶蝕過量，易造成儲層坍塌或出砂，導致注水困難，引起儲層的二次傷害，造成大量酸液的浪費；同時也會使低滲層、傷害嚴重層的吸酸困難，最終導致酸化未解堵［1-9］。針對尖峰狀和指狀吸水不均但具有挖潛的注水井，目前迫切需要研發一種封堵效果較好的分流劑，通過化學方法有效改善近井地帶的吸水剖面，改善水驅效果，從而改善相應井組的生產動態。本文報道了一種油溶性分流劑WS-2，研究了該劑的溶解性、耐溫性、分散性、粒度、封堵性能和解堵性能等［10-15］，并在超低滲儲層現場進行了試驗。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

油溶性分流劑WS-2，由天然樹脂與多元醇反應生成的油溶性樹脂，工業品，成都安實得石油科技開發有限公司；NH4Cl、分析純，鹽酸、分析純，氫氟酸、分析純，西安長慶化工集團有限公司；實驗用巖心，取自姬塬長8 油藏，尺寸：長5 cm、直徑2.54 cm，滲透率30×10-3μm2左右。

HYDRO2000（APA2000）型全自動激光粒度儀，英國馬爾文儀器公司；Autoscan型多功能巖心掃描儀，美國Glocom公司；DF-4型全自動智能型瀝青軟化點測定儀，河北信科儀器公司。

1.2 實驗方法

（1）溶解性評價

在常溫和80℃下，分別采用100 mL的蒸餾水、自來水、3%NH4Cl 溶液浸泡2.5 g 的WS-2 顆粒1 h，用失重法考察WS-2顆粒在各種水中的溶解情況。

在常溫和80℃下分別用100 mL 的12%HCl 或3%HF 溶液浸泡2.5 g 的WS-2 顆粒1 h，用失重法考察WS-2顆粒在2種酸溶液中的溶解情況。

在常溫和80℃下，分別用100 mL的煤油、柴油或汽油浸泡2.5 g 的WS-2 顆粒1 h，用失重法考察WS-2顆粒在這3種油中的溶解情況。

（2）耐溫性評價

利用全自動智能型瀝青軟化點測定儀測定分流劑WS-2的軟化點以評價分流劑的耐溫性能。具體實驗步驟如下：取5 g 左右的WS-2 顆粒于器皿中，慢慢加熱使其在盡可能低的溫度下熔融，將熔融的試樣注入平放在銅片上預熱的圓環中，待試樣完全凝固移去銅片，環內充滿試樣，備用。將裝好試樣的圓環放在環架金屬板上，再將鋼球和鋼球定位器裝好，并另從環架頂蓋插入溫度計使水銀球底部與圓環底面在同一平面上，圓環底面與金屬平板距離25 mm，然后將整個環架放入800 毫升的燒杯內，金屬平板與燒杯底部距離13 mm。

將經加熱除去水分后再冷卻至低于預計軟化點45℃以下（如預計軟化點100℃，則甘油起始溫度應低于55℃）但不得低于32℃的甘油傾入于燒杯內，使環架金屬板的上面至液面保持51 mm，放置10 min后，用可調電爐或其它加熱源加熱使溫度每分鐘升高5±0.5℃，直至測定完畢。當包裹著鋼球的試樣落至金屬平板時讀取的溫度即為軟化點，通過多次測量，取平均值，得到分流劑WS-2顆粒的軟化點。

（3）分散性評價

在0.5%表面活性劑（十二烷基苯磺酸鈉）+0.2%分散劑（聚乙烯醇）溶液加入質量分數30%數60%的分流劑WS-2顆粒，攪拌后形成均勻的懸浮液，靜置觀察該懸浮液的分散穩定性。

（4）粒徑測試

采用激光粒度儀測試分流劑WS-2的粒徑及其分布，分流劑質量分數為50%。

（5）封堵性能測試

首先測量巖心的直徑和長度，稱取巖心的干重；然后用3%NH4Cl 鹽水飽和巖心24 h 以上，使巖心的含水飽和度達到100%，稱取巖心的濕重，根據兩次稱量巖心的質量差與鹽水的密度之比計算巖心的孔隙體積；將巖心裝入巖心流動實驗儀夾持器的膠套內，用鹽水驅替排除管線中的空氣，然后將巖心的環壓加至2 MPa，在80℃下，用鹽水驅替測定巖心的正向水相滲透率Kw1；再正向注入5 PV質量分數為50%的分流劑，然后用鹽水驅替，測定分流劑封堵后巖心的正向水相滲透率KW2。由（KW1-KW2）/KW1計算分流劑對巖心的封堵率。

（6）解堵性能評價

采用從現場所取的姬塬長8 油藏巖心（滲透率30×10-3μm2左右），在實驗條件（80℃，正注分流劑5 PV，反驅煤油50 PV）下研究分流劑對人造巖心解堵率。首先測試巖心正向原始的水相滲透率KW，正注分流劑后對巖心形成封堵，再測試其封堵后巖心正向的水相滲透率KW1，反驅注煤油解堵后測試解堵后巖心反向煤油滲透率KO，由KO/KW計算巖心解堵率。

2 結果與討論

2.1 分流劑WS-2顆粒的溶解性

（1）酸溶性

在常溫和80℃下，2.5 g 的分流劑WS-2 顆粒在12%HCl 和3%HF 酸溶液中浸泡1 h 后的質量仍為2.5 g，酸溶解率均為0%，這說明分流劑顆粒在12%HCl 和3%HF 中表現為惰性，即不與酸發生化學反應，分流劑WS-2顆粒不溶于酸。

（2）水溶性

在常溫和80℃下，2.5 g 的分流劑WS-2 顆粒在蒸餾水、自來水、3%NH4Cl溶液浸泡1 h后的質量仍為2.5 g，水溶解率均為0%，這說明分流劑WS-2 顆粒在蒸餾水、自來水和鹽水中表現為惰性，分流劑WS-2顆粒不溶解于水。

（3）油溶性

在常溫下，2.5 g的WS-2顆粒分別在100 mL煤油、柴油和汽油中浸泡1 h后的質量分別降至0.036、0.047 和0.031 g，油溶解率分別為98.6%、98.1%和98.8%。在80℃下，2.5 g 的分流劑WS-2 顆粒在100 mL 煤油、柴油或汽油中浸泡1 h 后的質量分別為0.035、0.044 和0.030 g，油溶解率分別為98.6%、98.2%和98.8%。結果表明，WS-2顆粒在煤油、柴油和汽油中的溶解率均大于98%，說明WS-2 顆粒在油中的溶解性良好。

2.2 分流劑WS-2顆粒的耐溫性

經測試，WS-2 顆粒軟化點在120℃左右。將WS-2顆粒分別在25℃、60℃、80℃下加熱2 h后，顆粒形態無明顯變化，顆粒質量也基本上無明顯變化（見表1），表明WS-2顆粒具有較好的耐溫性能。長慶油田目標區塊的地層溫度介于70數100℃，因此WS-2 顆粒的耐溫性能夠滿足目標區塊剖面調整工藝要求。

表1 WS-2顆粒的耐溫性

2.3 分流劑WS-2的分散性

在0.5%表面活性劑（十二烷基苯磺酸鈉）+0.2%分散劑（聚乙烯醇）溶液加入質量分數30%數60%的分流劑WS-2顆粒，攪拌均勻后靜置觀察發現，12 h內，分流劑WS-2顆粒能均勻分布且分流劑濃度不會影響分流劑的分散狀態；24 h 后，出現輕微的分層，有少量的大顆粒在重力作用下沉降，但通過攪拌又能形成均勻的懸浮液。這說明分流劑WS-2顆粒在0.5%表面活性劑（十二烷基苯磺酸鈉）+0.2%分散劑（聚乙烯醇）溶液中具有較好的分散性，因此，現場使用時只需要向分流劑WS-2懸浮液液中按比例加入清水，攪拌均勻后注入地層，減小了現場配液的繁瑣程序，配液方便、操作簡單。

2.4 分流劑WS-2的粒徑分布

區域長8儲層孔隙相對較小，大孔隙（平均孔徑＞100 μm）分布較少，占1.37%，細孔隙（平均孔徑0.5數10 μm）和中孔隙（平均孔徑50數100 μm）分別占18.85%和12.30%，小孔隙（平均孔徑10數50 μm）分布相對較多，占總孔隙的67.49%。在研究區域的主要孔隙分布的基礎上，選取與剖面孔喉相匹配的粒徑范圍的分流劑WS-2，其粒度及分布如圖1 所示。經檢測該分流劑的粒徑在30數60 μm 區間的占比達80%。

圖1 分流劑WS-2的粒度及其分布曲線

2.5 分流劑WS-2的封堵性能

分別采用I號和Ⅱ號巖心，評價分流劑WS-2的封堵效果。注入過程中I號和Ⅱ號巖心滲透率隨注入體積變化情況如圖2 和圖3 所示。分流劑對I 號和Ⅱ號巖心的封堵率見表2。在地層溫度80℃下，向巖心注入5 PV 的質量分數50%的分流劑WS-2，隨著分流劑注入量的增加，巖心滲透率突然減小，分流劑WS-2 對I 號和Ⅱ號巖心的封堵率均在95%以上，說明該分流劑對巖心具有較好的封堵效果。

圖2 分流劑WS-2對I號巖心的封堵性能

圖3 分流劑WS-2對Ⅱ號巖心的封堵性能

表2 分流劑WS-2對巖心的封堵效果

2.6 分流劑的解堵性

在80℃下，巖心正注分流劑5 PV再反向驅替煤油50 PV 后，封堵前后巖心水測滲透率及封堵后反向驅替煤油滲透率及巖心解堵率如表3所示。隨著解堵液（煤油）注入量的增加，巖心滲透率逐漸恢復，最終巖心滲透率恢復率達到90%以上，解堵效果良好。

表3 分流劑的解堵實驗情況

將解堵后的巖心取出觀察發現，解堵前巖心入口端堆積的分流劑WS-2顆粒已被煤油完全清洗干凈，可見分流劑WS-2在煤油中的溶解性良好，從而使得巖心滲透率得以恢復。分流劑WS-2在水中不溶解而在油中溶解，對于注水井，注入量較少就可以起到剖面調整的作用。

2.7 現場試驗效果

截至2019年8月，在長慶油田12口井使用了油溶性分流劑WS-2，測試6 口對比井吸水剖面發現，平均吸水厚度增加2.5 m，平均水驅動用程度提高8%，3 個月后生產井組動態穩定，達到了注水井剖面調整的目的。

圖4 措施前（a）、后（b）柳A井的吸水剖面

圖5 柳A井組2019年的生產動態

以柳A 井為例（見圖4、圖5），該井2018 年測試剖面為尖峰狀吸水（下段強吸水，上段弱吸水甚至不吸水），于2019年3月向該井注入15 m3螯合酸液和2.0 m3質量分數50%的油溶分流劑WS-2，實施措施1 個月后，吸水剖面的下段吸水強度由3.98 m3/（d·m）下降至2.8 m3/（d·m），吸水厚度增加10 m，吸水形態趨向均勻如圖4 所示。跟蹤井組生產動態發現，措施后產液量和產油量略有上升，含水基本穩定。

3 結論

根據長慶油田儲層低孔低滲致密的現狀優選的分流劑WS-2，在地面和地層條件下均呈顆粒狀，可與水按任何比例混合得到淡黃色懸浮液體。該分流劑的配伍性好、分散性好，分流劑的粒徑與孔喉大小匹配，封堵地層能達到堵而不死的效果，用量少，封堵效果好。根據現場試驗情況與長慶超低滲儲層的孔喉特點，在姬塬地區推薦用質量分數為50%的分流劑封堵效果較好。