凝膠顆粒調(diào)剖劑評價及礦場應(yīng)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(xué)(北京)，北京 102249)

文南油田位于東濮凹陷中央隆起帶文留構(gòu)造南部次級地塹內(nèi)，是一個異常高壓、高溫復(fù)雜斷塊油氣藏，具有儲層埋藏深、發(fā)育不穩(wěn)定、油藏類型多等地質(zhì)特征。經(jīng)過多年的開發(fā)，已進(jìn)入高含水開發(fā)期，受復(fù)雜地質(zhì)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(qū)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(zhì)性極強(qiáng)，高滲層滲透率超過 2.02 μm2(2.0 達(dá)西)，滲透率級差 20。為改善油田開發(fā)效果，筆者對用于深部調(diào)剖的調(diào)剖劑進(jìn)行篩選評價，選出能滿足文南油田深部調(diào)剖的調(diào)剖劑，并將其用于礦場試驗。

1 深部調(diào)剖調(diào)剖劑篩選

從深部調(diào)剖考慮，選擇了高溫抗鹽凝膠型顆粒調(diào)剖劑、無機(jī)凝膠調(diào)剖劑、橡膠顆粒調(diào)剖劑等3種調(diào)剖劑，在現(xiàn)場實施過程中發(fā)現(xiàn)，無機(jī)凝膠調(diào)剖劑在施工時注入壓力上升較快，后續(xù)調(diào)剖劑注入困難;橡膠顆粒調(diào)剖劑雖然具有耐溫、抗剪切的優(yōu)點，是一種機(jī)械堵塞較強(qiáng)的體系，但在施工過程中增壓快、壓力高、注入困難，不適應(yīng)文南油田高壓低滲的油藏調(diào)剖。而耐鹽抗溫凝膠顆粒調(diào)剖劑中由于含有大量的羧基、酰胺基等吸水基團(tuán)，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(dá)到調(diào)剖堵水的目的?，F(xiàn)場實施過程中發(fā)現(xiàn)，用預(yù)交聯(lián)凝膠型顆粒調(diào)剖劑調(diào)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(diào)剖劑性能評價

2.1 凝膠型顆粒調(diào)剖劑的制備

高溫抗鹽凝膠型顆粒調(diào)剖劑是一種高分子聚合物，工業(yè)合成方法如下［1－3］:向反應(yīng)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(lián)劑和引發(fā)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(tuán)，經(jīng)造粒、烘干、粉碎、篩分等工藝過程，形成具有一定強(qiáng)度和膨脹倍數(shù)的凝膠顆粒。通過調(diào)整各單體配比、合成反應(yīng)條件及加工工藝，可生產(chǎn)出具有不同吸水倍數(shù)、吸水速度、顆粒半徑和強(qiáng)度的抗高溫抗鹽的凝膠顆粒調(diào)剖劑系列產(chǎn)品。

針對文南油田高溫高鹽的特性，高溫抗鹽凝膠型顆粒調(diào)剖劑必須達(dá)到以下技術(shù)要求［4，5］:耐溫70～120℃;抗鹽大于20×104mg/L;顆粒呈細(xì)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(shù)3～15倍。

2.2 凝膠型顆粒調(diào)剖劑室內(nèi)靜態(tài)評價實驗

凝膠型顆粒調(diào)剖劑的耐溫性和抗鹽性評價實驗均在模擬地層水的環(huán)境中進(jìn)行，評價結(jié)果見表1［6］。

表1 凝膠型顆粒調(diào)剖劑靜態(tài)評價性能

2.3 調(diào)剖劑室內(nèi)動態(tài)評價實驗［7］

用不同目數(shù)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(diào)剖劑的注入性、耐沖刷性和封堵能力，之后將填砂管并聯(lián)，考察該調(diào)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(nèi)模擬的實驗溫度90℃;實驗用地層水選用室內(nèi)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(diào)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(jié)果與分析

2.3.3.1 顆粒調(diào)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(shù)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(diào)剖劑含量均為0.3%，注入速度2 mL/min的條件下，考察了調(diào)剖劑顆粒粒徑對注入壓力的影響，結(jié)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(diào)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(dá)到一定值(突破壓力)后，顆粒調(diào)剖劑發(fā)生形變進(jìn)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(diào)剖劑再次堆積堵塞，壓力上升，形成運移規(guī)律。

3#調(diào)剖劑由于顆粒粒徑過大，與地層空隙不配伍，調(diào)剖劑顆粒發(fā)生形變后仍然不能突破運移，幾乎全部堵塞在入口端面導(dǎo)致注入壓力過高。結(jié)合油田現(xiàn)場實際，考慮油藏中裂縫的存在，認(rèn)為1#調(diào)剖劑顆粒粒徑偏小，不能有效封堵裂縫;3#調(diào)剖劑的注入壓力太高，不適合油藏的深部調(diào)剖;2#調(diào)剖劑的粒徑符合深部調(diào)剖和現(xiàn)場施工要求，因此，凝膠型顆粒調(diào)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(diào)剖劑固含量對注入壓力的影響

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

圖3 調(diào)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(qiáng)，注入壓力大幅增加，因而固相含量為0.45%的2#調(diào)剖劑適宜近井調(diào)剖，不適宜用作深部調(diào)剖。

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

2.3.3.3 凝膠型顆粒調(diào)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(shù)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(diào)剖劑后，再用模擬地層水測定滲透率，考察凝膠調(diào)剖劑的封堵性能，結(jié)果見表2。

表2 調(diào)剖劑的封堵性能

由表2可見，凝膠型顆粒調(diào)剖劑調(diào)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(diào)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(diào)剖劑，連續(xù)注入8 d，考察凝膠型顆粒調(diào)剖劑的耐沖刷性，結(jié)果見圖4。由圖4可見，注入壓力保持穩(wěn)定，說明凝膠型顆粒調(diào)剖劑有很強(qiáng)的耐沖刷性能。

圖4 凝膠型顆粒調(diào)剖劑的耐沖刷性

2.3.3.5 凝膠型顆粒調(diào)剖劑對提高采收率的影響

將兩根填砂管并聯(lián)，先用模擬地層水驅(qū)油，在水驅(qū)程度達(dá)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(diào)剖劑;注入后再用模擬地層水驅(qū)，直至水驅(qū)程度達(dá)到98%時停止，考察凝膠顆粒調(diào)剖劑對提高采收率的影響，結(jié)果見表3。

表3 凝膠型顆粒調(diào)剖劑對提高采收率的影響

由表3可見，凝膠型顆粒調(diào)剖劑調(diào)劑后，提高采收率效果明顯，尤其對滲透率低的填砂管，驅(qū)油效果更明顯。對耐溫抗鹽凝膠顆粒調(diào)剖劑的室內(nèi)評價結(jié)果表明，固含量 0.3%，粒徑0.04～0.30 mm的顆粒調(diào)剖劑能夠適應(yīng)文南油田深部調(diào)剖的需要。該調(diào)剖體系屬于地面交聯(lián)產(chǎn)物，解決了常規(guī)地下交聯(lián)調(diào)剖劑進(jìn)入地層后，因稀釋、降解、吸附等各種復(fù)雜原因造成的不成膠問題，并且該技術(shù)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(qū)壓差作用下產(chǎn)生變形，驅(qū)動孔隙內(nèi)的剩余油向生產(chǎn)井運移，起到驅(qū)油的效果;同時在油層深部，由于生產(chǎn)壓差較小，顆粒將在孔隙內(nèi)滯留，堵塞孔隙通道使液流轉(zhuǎn)向，起到了深部調(diào)剖的作用［10］。

3 礦場應(yīng)用

3.1 文33－28井組應(yīng)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(jīng)過20多年的注水開發(fā)后，地下油水關(guān)系十分復(fù)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(nèi)的剩余油，有效啟動沙二下3，達(dá)到進(jìn)一步提高水驅(qū)采收率的目的，需要對該井實施深部調(diào)剖，調(diào)整目的主要為層間調(diào)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(qū)油效果

文33－28井累計注入調(diào)驅(qū)劑2 464 m3，注入凝膠顆粒14.8 t，壓力由調(diào)驅(qū)初期的13 MPa上升至目前的34 MPa，對應(yīng)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(yīng)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(jìn)入少數(shù)層內(nèi)，少數(shù)層見水淹，大多數(shù)層動用程度差，富集剩余油。由于層內(nèi)非均質(zhì)性突出，造成垂向上的層內(nèi)突進(jìn)，降低了水驅(qū)油厚度，致使井組水驅(qū)油效率大大降低，油井較快見水淹，綜合分析認(rèn)為，文79－184井有較大調(diào)驅(qū)增油潛力。通過調(diào)驅(qū)封堵水井一類主力吸水層大孔道，提高注水壓力，增大水驅(qū)掃油面積和厚度，提高一類層注水驅(qū)替效果。從而降低井組自然遞減，達(dá)到改善油藏開發(fā)效果的目的。

3.2.2 驅(qū)油效果

文79－184井累計注入調(diào)驅(qū)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(yīng)油井文79－197含水率由93%降至78%，產(chǎn)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(jié)論

(1)該凝膠型顆粒調(diào)剖體系在現(xiàn)場的應(yīng)用結(jié)果表明，該調(diào)剖劑能夠滿足文南油田深部調(diào)剖的需要，調(diào)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(xiàn)場實施過程中也發(fā)現(xiàn)一些不足:黑色凝膠顆粒雖然有耐異常高溫的優(yōu)點，但懸浮性較差，進(jìn)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(xiàn)的問題，筆者認(rèn)為，下步工作對調(diào)剖劑進(jìn)行改良，進(jìn)一步提高調(diào)剖劑的適應(yīng)性。同時，選井選層工作也是決定施工成敗的重要環(huán)節(jié)，加大對類似井的地質(zhì)參數(shù)和工程參數(shù)分析，以準(zhǔn)確把握儲層地質(zhì)特征，為工程施工提供指導(dǎo)。

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