侏羅系油藏黏彈自調(diào)控劑調(diào)剖技術(shù)研究與應(yīng)用

楊金峰，李忠洋，彭瑞強(qiáng)，李曼平

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

1 區(qū)塊地質(zhì)概況

耿162 延9 油藏構(gòu)造位于陜北斜坡中段西部，構(gòu)造平緩，為一寬緩西傾斜坡，構(gòu)造平均坡度小于1°，每千米坡降6～7 m，在這一區(qū)域背景上發(fā)育近東西向的鼻狀隆起。沉積為三角洲平原沉積，其中分流河道為其優(yōu)勢相，沉積物主要來自北西到南東方向。區(qū)域邊底水不發(fā)育，平均油層厚度7.2 m，電測滲透率22.5×10-3mD，孔隙度16.56%，屬中孔低滲透油藏。

2006 年開始產(chǎn)建投入開發(fā)，初期自然能量開發(fā)，2008 年4 月老井轉(zhuǎn)注5 口，全面實(shí)現(xiàn)注水開發(fā)，采用300 m 三角形井網(wǎng)。截至2017 年底動用含油面積2.9 km2，地質(zhì)儲量138.7×104t，可采儲量34.7×104t。主力開采延9 層，平均埋深1 959 m，原始地層壓力14.3 MPa，目前壓力保持水平66.2%。2006 年投入開發(fā)，截至目前開發(fā)近13 年，已進(jìn)入“雙高”開發(fā)階段，目前綜合含水率75.4%，地質(zhì)儲量采出程度達(dá)18.9%，油藏開發(fā)形勢變差（2018 年4 月自然遞減11.07%、含水率上升率8.9%）。整體上由于平面水驅(qū)不均、井筒等因素，剩余油分布復(fù)雜，常規(guī)措施治理挖潛難度大。目前油井總井?dāng)?shù)23 口，開井?dāng)?shù)19 口，日產(chǎn)油水平29 t，單井產(chǎn)能1.68 t，綜合含水率75.1%，動液面1 448 m；水井總井?dāng)?shù)5 口，開井?dāng)?shù)5 口，日注水平111 m3，單井日注24 m3，月注采比0.92，累計(jì)注采比0.95。

該油藏邊底水發(fā)育，均為直接接觸型，吸水剖面呈斜坡狀，井組內(nèi)油井含水率上升明顯，年遞減率較大，通過常規(guī)治理措施不能有效實(shí)現(xiàn)原油穩(wěn)產(chǎn)。

侏羅系Ⅰ、Ⅱ類接觸井受底水影響大，能量補(bǔ)充是堵水調(diào)驅(qū)效果的關(guān)鍵控制因素，近年來，耿162 延9 油藏通過實(shí)施聚合物微球調(diào)驅(qū)、PEG 調(diào)剖、體膨顆粒等主體調(diào)剖技術(shù)，效果不明顯、工藝適應(yīng)性差，急需開展侏羅系新工藝堵水調(diào)剖技術(shù)實(shí)驗(yàn)，有效改善剖面吸水狀況，提高水驅(qū)效率，實(shí)現(xiàn)控水增油。

黏彈自調(diào)控劑是一種具有良好線性結(jié)構(gòu)的連續(xù)相體系聚合物類，既增大驅(qū)替相黏度，又提升進(jìn)入小孔隙能力。該藥劑能進(jìn)入底水層大孔隙剪切小黏度大，增大注入介質(zhì)向底水層驅(qū)替的阻力，使注入介質(zhì)在上部油層小孔隙高剪切黏度小流速快，既可以改善吸水不均問題又提高上部油層能量，抑制底水錐進(jìn)，實(shí)現(xiàn)增油降水的目的。2022 年5 月對區(qū)域內(nèi)6 個(gè)井組實(shí)施黏彈自調(diào)控劑調(diào)剖，井組對應(yīng)油井含水率得到明顯控制，降遞減效果較好。

2 黏彈自調(diào)控劑調(diào)剖技術(shù)

2.1 技術(shù)機(jī)理

針對滲透率低于20 mD 的侏羅系油藏，攻關(guān)研發(fā)了黏彈性凝膠乳液調(diào)驅(qū)劑[1]。該體系引入超支化聚合物，在擴(kuò)大波及體積的同時(shí)提高了驅(qū)油效率，實(shí)現(xiàn)多功能協(xié)同作用。超支化大分子隨時(shí)間延長逐漸釋放到分散液，提升黏度，在采油過程中封堵孔道，界面作用降低水油界面張力，同時(shí)還提升了乳液的黏度，降低流度比，提高平面波及效率，克服注入水“指進(jìn)”，提高垂直波及效率，增加吸水厚度。超支化大分子特有的超支化結(jié)構(gòu)賦予其較好的耐剪切能力，受到外力剪切作用時(shí)體現(xiàn)觸變，在剪切力作用下超支化大分子的存在可以減少黏度降低并且很快恢復(fù)黏度。

室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：黏彈性凝膠乳液調(diào)驅(qū)劑顆粒均勻且規(guī)整度較好，在25～65 ℃的范圍內(nèi)，調(diào)驅(qū)劑溶脹率在40%左右，保持相對穩(wěn)定，滿足目前油藏溫度需求。低剪切下，體系黏度達(dá)到40 mPa·s；高剪切下，體系黏度大幅降低，0.2%濃度與0.3%濃度差別較小。流變性與20 mD 以上油藏適用的黏彈自調(diào)控劑性能一致。

2.2 藥劑制備過程

2.2.1 藥劑制備需要試劑 丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS），均為工業(yè)品；十二烷基二甲基烯丙基氯化銨、十六烷基二甲基烯丙基氯化銨、十八烷基二甲基烯丙基氯化銨，實(shí)驗(yàn)室自制；過硫酸銨、亞硫酸氫鈉、氫氧化鈉，分析純；氮?dú)猓I(yè)品；實(shí)驗(yàn)用水為自制純水。

2.2.2 藥劑制備過程 將一定質(zhì)量的AM、AMPS、疏水單體，加入去離子水進(jìn)行溶解，降溫至0 ℃以下；將冷卻好的溶液加入到保溫瓶瓶膽中，通氮?dú)?0～40 min，然后加入0.04%～0.08%引發(fā)劑過硫酸銨、亞硫酸氫鈉進(jìn)行引發(fā)，引發(fā)溫度控制在0 ℃以下，當(dāng)溶液起黏后停止通氮?dú)猓芊夥磻?yīng)。反應(yīng)結(jié)束后，從保溫瓶中取出膠塊，剪碎，按20%～30%水解度加入一定量的氫氧化鈉，攪拌均勻，裝入燒杯，放置于水浴鍋50～90 ℃中進(jìn)行水解，水解完成后將膠粒烘干，粉碎過篩，得到黏彈自調(diào)控劑（HPAM）。

2.3 技術(shù)評價(jià)

2.3.1 體系性能測試 通過剪切變稀及黏度恢復(fù)測試顯示：黏彈自調(diào)控劑具有良好的剪切黏度保留率。頻率掃描對其黏彈性數(shù)據(jù)測試表明（圖1），彈性模量G'大于黏性模量G''，體系彈性增加，從黏性體向彈性體轉(zhuǎn)變，分子締合作用增強(qiáng)。

圖1 黏彈自調(diào)控劑頻率掃描測試

2.3.2 驅(qū)替性能實(shí)驗(yàn) 驅(qū)替實(shí)驗(yàn)進(jìn)一步驗(yàn)證了黏彈自調(diào)控劑具有在優(yōu)勢通道增黏、低滲基質(zhì)變稀的特性。其中，高滲巖心驅(qū)替：黏彈自調(diào)控劑壓力升幅與常規(guī)2 500 萬相對分子質(zhì)量支鏈聚合物相當(dāng)，增黏效果顯著；低滲巖心驅(qū)替：黏彈自調(diào)控劑壓力升幅僅為常規(guī)2 500 萬相對分子質(zhì)量支鏈聚合物的1/3，低滲注入性好（圖2、圖3）。

圖2 0.1%兩種聚合物在高滲透率巖心中注入壓力變化

圖3 0.1%兩種聚合物在低滲透率巖心中注入壓力變化

2.3.3 抗吸附性能實(shí)驗(yàn) 在80～100 目油砂上，采用多次吸附方法評價(jià)不同調(diào)驅(qū)體系的抗吸附性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明相同濃度、相同吸附次數(shù)時(shí)，黏彈自調(diào)控劑5 次吸附后黏度保留率80%。

3 現(xiàn)場應(yīng)用評價(jià)

3.1 施工參數(shù)設(shè)計(jì)

3.1.1 注入濃度設(shè)計(jì) 通過不同濃度驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明（2 個(gè)月），黏彈自調(diào)控劑濃度為1 000 mg/L 時(shí)，可提高采收率13.6%，綜合評價(jià)效益最佳，較普通聚合物多提高采收率4.5%（表1）。

表1 不同濃度驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

3.1.2 注入量 考慮油藏開發(fā)動態(tài)、水洗厚度、油水井距、注水見效時(shí)間等因素，采用方向法進(jìn)行單井用量設(shè)計(jì)。調(diào)剖劑前緣在1/3～1/4 井距處，依據(jù)此調(diào)剖半徑計(jì)算調(diào)剖劑用量為：

式中：N-水井周圍注采敏感油井?dāng)?shù)（方向數(shù)）；A、B-橢圓的長半軸和短半軸長，m；h-調(diào)剖厚度，m；Φ-油藏孔隙度，%；S-含水飽和度。按照計(jì)算公式確定單井設(shè)計(jì)注入量為5 000 m3左右。

3.1.3 注入強(qiáng)度 通過長慶油田黏彈實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)分析表明，施工注入強(qiáng)度的確定與地層壓力保持水平密切相關(guān)，見圖4。黏彈自調(diào)控劑施工注入強(qiáng)度指導(dǎo)意見見表2。

表2 侏羅系油藏施工注入強(qiáng)度建議表

圖4 不同壓力保持水平與提高排量倍數(shù)散點(diǎn)圖

3.1.4 段塞設(shè)計(jì) 黏彈自調(diào)控劑調(diào)剖為：前置段塞（水）→主體段塞（黏彈自調(diào)控劑）→頂替（水）。注入壓力不超過系統(tǒng)壓力、爬坡壓力應(yīng)小于2.5 MPa（表3）。

表3 黏彈自調(diào)控劑調(diào)剖段塞設(shè)計(jì)

3.2 注入工藝

將調(diào)剖施工設(shè)備（配液罐、柱塞泵、高壓管路系統(tǒng)、供水系統(tǒng)）與注水井口連接，按照調(diào)剖段塞設(shè)計(jì)及體系配方要求進(jìn)行配液，依靠柱塞泵將配制好的調(diào)剖劑經(jīng)高壓管路系統(tǒng)、注水管柱注入目標(biāo)地層。在試驗(yàn)井井場適宜位置，按注入工藝流程示意圖（圖5）安裝調(diào)試好調(diào)剖施工設(shè)備，連接好注入管路系統(tǒng)。要求調(diào)剖設(shè)備試壓25.0 MPa，穩(wěn)壓5 min，壓力不降，無刺漏；來水管線在正常注水條件下無刺漏方可施工。

圖5 活性微納米膠囊驅(qū)工藝流程示意圖

3.3 施工效果

按照選井要求，在耿162 侏羅系油藏開展黏彈自調(diào)控劑調(diào)剖試驗(yàn)10 口，對應(yīng)油井26 口，見效12 口，見效率46.2%，日增油3.3 t，累增油874 t，累降水1 641 m3。按照實(shí)際油價(jià)計(jì)算，投入產(chǎn)出比為1.0∶2.3，效果較好（表4）。

表4 2022 年黏彈自調(diào)控劑實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)表

4 結(jié)論

（1）明確了侏羅系油藏調(diào)剖機(jī)理。對不同油藏見水特征分析，得出侏羅系油藏的調(diào)剖機(jī)理。

（2）優(yōu)選了適用于侏羅系油藏的黏彈自調(diào)控劑。通過對侏羅系儲層物性分析、見水特征，實(shí)驗(yàn)了一種黏彈自調(diào)控劑，室內(nèi)評價(jià)效果好。

（3）探索侏羅系邊底水發(fā)育油藏堵水調(diào)剖新工藝。針對侏羅系油藏常規(guī)調(diào)剖適應(yīng)性較差，開展黏彈自調(diào)控劑新工藝技術(shù)實(shí)驗(yàn)，效果較好。