渤海裂縫性油藏調剖體系研制與應用

宋書渝，郭秩瑛，張文喜，王曉龍，李曉偉，徐國瑞，徐景亮

（1.中海油田服務股份有限公司，天津 300459；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

渤海X 油田是典型的裂縫性潛山油藏，儲層基質孔隙度、滲透率低，主要儲集空間為裂縫，溶蝕孔隙沿裂縫分布，基質中微裂縫發育，而裂縫系統一般呈網狀結構，以高角度裂縫為主[1-2]。一般來說，為了保持地層壓力，采取注水開發是裂縫性油藏在開采過程中的常規做法。但是由于裂縫存在，注入水極易沿裂縫竄進，導致對應采油井在短時間內就進入高含水率采油階段，補充地層能量與含水率上升快這一矛盾制約了裂縫性潛山油藏的高效開發[3-4]。針對渤海裂縫性潛山油藏注水易竄流、水驅開發效果差這一問題，需要研制出一種適用于裂縫調控的調剖體系來提高注水效率，改善水驅開發效果[5-6]。

1 實驗部分

1.1 實驗儀器與材料

電子天平、電動攪拌器、恒溫烘箱、黏度計、真空泵、巖心驅替裝置等。

耐溫聚合物KW（相對分子質量900 萬～2 500 萬），交聯劑FQ，緩凝劑HN，X 油田現場注入水，模擬原油（90 ℃下黏度為5 mPa·s），人造巖心。

1.2 實驗步驟

1.2.1 體系配方優化

（1）使用現場注入水配制濃度為5 000 mg/L 的4種聚合物母液（KW-1、KW-2、KW-3、KW-4），計算從開始加入聚合物顆粒到其在水中完全溶解所需的時間；

（2）使用黏度計測試（1）中4 種聚合物母液的黏度η1，隨后將聚合物母液以1 000 r/min 高速剪切1 min后，再次測試黏度η2，計算黏度保留率φ，φ=100%；

（3）用現場注入水將5 000 mg/L 的聚合物母液稀釋成1 000～4 000 mg/L 的溶液，隨后分別加入1 500～3 000 mg/L 交聯劑FQ 和0～600 mg/L 緩凝劑HN，將3種藥劑攪拌混合均勻后裝瓶密封，置于90 ℃恒溫烘箱中老化，根據成膠時間和強度等指標，優選出成膠效果較好的聚合物KW+交聯劑FQ+緩凝劑HN 調剖體系配方。

1.2.2 體系驅替實驗

（1）將人造巖心洗凈烘干，利用真空泵對巖心抽真空飽和地層水，根據巖心吸水量計算孔隙體積PV；

（2）測量巖心長度L 和直徑D，將巖心沿著長度方向對切后填充厚度H=2 mm 的鋼片支撐形成裂縫空間，計算裂縫體積FV，FV=L×D×H；

（3）按照圖1 連接巖心驅替裝置，對切造縫前后的巖心分別進行注水驅替，測量巖心基質滲透率和裂縫滲透率；

圖1 裂縫巖心驅替實驗裝置

（4）向帶裂縫的巖心注入5FV 的調剖體系，測試調剖體系的注入壓力，隨后將巖心置于90 ℃下老化3 d 再進行后續水驅，測試調剖體系的封堵性；

（5）將巖心飽和地層水和模擬原油，先水驅至含水率達到98%，隨后注入1FV 的調剖體系（含0.1FV 聚合物頂替液），將巖心置于90 ℃下老化3 d 后進行后續水驅，測試體系調剖性能。

2 結果與分析

2.1 體系優選

2.1.1 聚合物的優選

2.1.1.1 聚合物類型 針對4 種耐溫聚合物的溶解性和表觀黏度進行了評價，評價結果見表1。對比表1 中的實驗數據發現聚合物KW-1 和KW-3 溶解時間小于60 min，滿足現場藥劑配制的要求。考慮到現場注入過程中受到管線閥門等地方機械剪切作用對體系造成的黏度損失影響，優選出具有較高黏度保留率的聚合物KW-3。

表1 聚合物基本性質評價

2.1.1.2 聚合物濃度 將優選出的聚合物母液KW-3稀釋成濃度為1 000～4 000 mg/L 的溶液4 份，加入2 500 mg/L 的交聯劑FQ 和400 mg/L 的緩凝劑HN，其成膠實驗結果見表2。當聚合物濃度較低時體系不成膠或成膠強度低，不能滿足封堵要求；而當聚合物濃度較高時，體系穩定性較差，老化后脫水率超過10%，故優選聚合物KW-3 濃度為3 000 mg/L。

表2 聚合物濃度對成膠效果的影響

2.1.2 交聯劑的優選 固定聚合物KW-3 濃度為3 000 mg/L，緩凝劑HN 濃度為400 mg/L，分別加入1 500～3 000 mg/L 交聯劑FQ，實驗結果見表3。隨著交聯劑濃度增加成膠時間減小，強度增大，綜合考慮成膠效果以及穩定性，優選交聯劑FQ 濃度為2 500 mg/L。

表3 交聯劑濃度對成膠效果的影響

2.1.3 緩凝劑的優選 固定KW-3 聚合物濃度為3 000 mg/L，交聯劑FQ 濃度為2 500 mg/L，分別加入0～600 mg/L 的緩凝劑HN，實驗結果見表4。加入緩凝劑能夠有效延緩體系成膠時間，但加入濃度過大時，體系成膠強度有所降低，故優選緩凝劑HN 濃度為400 mg/L。

表4 緩凝劑濃度對成膠效果的影響

綜合以上靜態成膠實驗，優選出的耐溫調剖體系配方為3 000 mg/L 聚合物KW-3+2 500 mg/L 交聯劑FQ+400 mg/L 緩凝劑HN。

2.2 體系注入性與封堵性

由于體系初始黏度較低且裂縫滲透率較大，體系注入壓力較小且上升緩慢，說明該調剖體系注入性較好（圖2）。體系填充在巖心裂縫當中老化成膠后能對裂縫產生有效封堵，突破壓力達到2.3 MPa，持續后續水驅封堵率仍然高達96%以上，說明該調剖體系封堵性和耐沖刷性能強（表5）。

表5 裂縫巖心注入與封堵實驗參數

圖2 調剖體系在裂縫巖心中注入壓力變化曲線

2.3 調剖性能

采油過程可分為三個階段，即無水采油階段、產水量快速上升階段和產水量穩定上升階段（圖3、表6）。由于裂縫的存在，水驅過程中水驅前緣迅速突破，導致含水率快速上升直至趨近100%，這是裂縫性油藏的典型特征。注入調剖體系封堵住裂縫空間，使得后續水驅滲流通道改變，轉向驅替基質部分的原油，采收率提高28.35%。

表6 裂縫巖心調剖實驗參數

圖3 調剖體系對裂縫調控能力曲線

3 現場應用

渤海X 油田應用該體系先后進行了4 井次的調剖作業，共有4 口采油井見效，累計增油量達32 344 m3，取得了良好的降水增油效果。下面以渤海X 油田A 井組為例介紹該調剖體系的應用情況。

注水井A1 為潛山低部位一口水平注水井，鄰井A2 為潛山高部位采油井，所處潛山內部之間裂縫發育不規則，結構復雜。A1 與A2 井間注采反應明顯，動態反應井間存在大孔道，分析A1 井注水沿裂縫突進至A2 井，已形成水竄通道。A1 井測試吸水剖面顯示存在高吸水層段，跟端和趾端存在吸水不均。因此決定對A1 井實施調剖，封堵沿A2 井方向的裂縫通道，調整注入水流向，達到井組降水增油的目的。

綜合A 井組注水量和含水率上升數據（圖4），結合容積法計算公式，設計調剖體系用量9 000 m3，其中包含試注和頂替量400 m3。措施后恢復注水，采油井A2 井含水率下降了45 個百分點，日增油達到133 m3，說明調剖體系順利封堵住裂縫，抑制了竄進，啟動地層基質部分的原油，取得了顯著的效果。

圖4 實施調剖前后的生產曲線

4 結論

（1）通過分析渤海裂縫性潛山油藏的地質特征，研究出了適用于目標油藏的耐溫調剖體系，耐溫調剖體系配方為3 000 mg/L 聚合物KW-3+2 500 mg/L 交聯劑FQ+400 mg/L 緩凝劑HN。

（2）該調剖體系具有初始黏度低，成膠時間65 h以上，強度可達到F 級以上，高溫下老化90 d 無明顯脫水。

（3）體系在裂縫巖心中注入性和封堵性良好，可有效封堵裂縫通道，封堵率達到96%以上，并啟動基質剩余油，提高采收率28.35%。

（4）現場試驗結果表明，該調剖體系對渤海裂縫性油藏有較好的適用性，可成功封堵水竄裂縫，提高注水開發效果，降低油井含水率，取得良好的經濟效益。