秦家屯油田低滲裂縫油藏調剖技術優(yōu)化探索

許 雅

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秦家屯油田低滲裂縫油藏調剖技術優(yōu)化探索

許 雅

（中國石化東北油氣分公司石油工程技術研究院；吉林長春 130062）

通過分析秦家屯油田SN142低滲裂縫油藏區(qū)塊近兩年的調剖現場實踐，在對儲層特征及注水水質與堵調劑配伍性實驗分析的基礎上，進行了調剖劑的優(yōu)選及相關堵調工藝參數的優(yōu)化，通過“乳液聚合物+聚合物微球”、“鉻凍膠+核殼體”兩種調剖體系現場實施效果，開展適合秦家屯低滲裂縫油藏區(qū)塊調剖技術研究。現場試驗結果表明，優(yōu)化后的調剖體系和注入工藝降水增油效果顯著。

秦家屯油田；低滲裂縫儲層；深部調剖；效果分析

1 油藏特征及開發(fā)現狀

秦家屯油田為兩側凹、中間隆起的構造格局，經歷了多次構造運動，構造斷裂系統(tǒng)發(fā)育，斷層呈多、碎、雜狀態(tài)分布。秦家屯油田SN142區(qū)塊油藏埋深930～1 200 m，開發(fā)層系多，主力小層為農V2、農V3，農VI1，層間非均質強，儲層單層厚度差異大，厚度1～6 m，平均孔隙度為17%，平均滲透率19.5×10-3μm2，為中孔低滲儲層；地層水平均礦化度3 392.5 mg/L，主要為NaHCO3水型，地溫梯度為3.3 ℃/100 m，壓力梯度為1.09 MPa/100 m，屬于常溫常壓系統(tǒng)。

秦家屯油田SN142區(qū)塊的儲層為低滲儲層，以壓裂方式投產，天然裂縫與人工裂縫交錯分布。SN142區(qū)塊于2006年投入注水開發(fā)，目前區(qū)塊注采比高，井網相對完善，已處于中、高含水期，含水呈“凸”型上升趨勢，區(qū)塊總體開發(fā)效果較差，呈現“三高兩低”特點，即：累積注采比高（1.8）、綜合含水高（86.7%）、自然遞減率高（39.4%）、平均單井日產油低（1.1 t/d）、采出程度低（6.2%），急需采取有效控水穩(wěn)油措施，實施有效注水 ，提高低滲裂縫油藏采收率[1-3]。

2 一次調剖試驗及認識

2.1 一次調剖試驗簡況

為提高水驅開發(fā)效果，首次在秦家屯油田SN142區(qū)塊開展2口井調剖現場試驗。在調剖體系設計上，主要考慮儲層低滲特征，選用納米級聚合物微球，通過聚合物微球獨特結構（三層內部凝膠核的強度較高；中間不同交聯比控制的聚合物層，可控制微球的膨脹時間；最外部水化層，保證微球在水中分散均勻），在控制其最佳膨脹時間基礎上，達到既能使堵劑進入低滲儲層內，又可以進入地層深部完成封堵[4]；調剖參數設計上，針對聚合物微球性能特征，采用注入裝置直接連接配水間或井口的在線注入方式，低排量注入。

現場實施后，調剖未見效。以QK142-2井調剖為例，現場調剖施工排量3 L/h，累積注入堵劑517 m3，爬坡壓力上升1.6 MPa，比較該井調剖前、后測試的吸水剖面變化情況（表1），調剖后日注量增加的情況下，該井各層吸水狀況并未得到有效改善。

2.2 影響因素分析

（1）調剖體系方面。從實際現場試驗效果分析，在此調剖體系選擇側重于儲層低滲特征，缺少對儲層斷層及裂縫等水竄影響因素的考慮。實施過程中發(fā)現施工井爬坡壓力較低，分析為聚合物微球堵劑進入地層后，已通過裂縫或斷層等高滲通道竄進，未滿足體系預期的有效膨脹封堵起壓時間（室內靜態(tài)條件下，微球最佳膨脹時間為15天左右）。

（2）注入工藝方面。QK142-2井調剖前、后壓降和吸水指示曲線顯示，在日注水量保持不變的情況下， 調剖后QK142-2井壓降曲線與吸水指示曲線均較調剖前變緩，斜率變小，但截距增大（如圖1），反映出施工后該井吸水變好，但啟動壓力升高。

圖1 QK142-2井施工前后吸水指示曲線

2.3 測試結果原因分析

考慮到室內配伍性實驗現場取水樣時，水樣具有較濃的油氣味，一段時間后水發(fā)黑且臭，且調剖體系為在線注入，分析應為現場注入水水質不達標，引起近井堵塞，調剖時高黏度的調剖劑將近井地帶沖刷干凈，解除了近井堵塞，所以出現調剖后，啟動壓力升高、但吸水變好現象。

通過對同一區(qū)塊鄰近水井酸化解堵情況對比，可以較好地證明該觀點。對SN142區(qū)塊中QK142-12井和QK142-15井進行了酸化解堵作業(yè)，兩口水井酸化作業(yè)后，油壓均大幅下降，酸化效果明顯，表明近井地帶及儲層中污染堵塞嚴重，在一定程度上反映出不達標的注入水對近井地帶儲層的污染作用[5-6]，影響調剖施工效果。

表1 QK142-2井調剖前、后吸水剖面測試數據

3 調剖技術優(yōu)化

結合一次調剖現場試驗分析，認為儲層非均值性強及裂縫發(fā)育是SN142區(qū)塊竄流、開發(fā)低效的主要原因，同時，調剖注入水質也是影響施工效果的重要因素。二次調剖在前期調剖現場試驗經驗認識的基礎上，開展低滲裂縫性油藏調剖工藝探索性研究，對調剖體系及調剖工藝進行了優(yōu)化，采用“凍膠+核殼體”調剖體系，地面清水配液注入的方式調剖。

3.1 調剖體系優(yōu)化

在“凍膠+核殼體”調剖體系中，凍膠是由聚合物、鉻交聯劑等組分組成，無機鉻交聯劑適用于油藏低溫環(huán)境，在一定條件下兩者交聯聚合，形成高強的凍膠體系來控制高滲通道；交聯助劑用于改善體系成膠環(huán)境，有助于成膠。核殼體是一種帶內核的剛性物質，懸浮于凍膠體系中進入地層，在地層裂縫處形成物理堵塞，同時用于增強封堵體系強度。

3.1.1 調剖劑配方優(yōu)化

（1）聚合物濃度優(yōu)化。在溫度40 ℃、交聯劑濃度1 000 mg/L、助劑濃度1 000 mg/L的條件下，分別向體系中添加不同濃度的聚合物溶液，測試體系成膠后的復合黏度。實驗表明體系的復合黏度隨聚合物溶液濃度的增大呈現增長的趨勢，根據實際情況，確定了所選聚合物溶液的濃度為3 000～4 000 mg/L。

（2）交聯劑濃度優(yōu)化。在溫度40 ℃、聚合物濃度3 000 mg/L、助劑濃度1 000 mg/L的條件下，分別向體系中添加不同濃度的鉻交聯劑，測試體系成膠后的復合黏度，體系黏度隨鉻交聯劑濃度的變化情況。實驗表明體系的復合黏度隨鉻交聯劑濃度的增大，呈現出增長的趨勢。根據實際情況，確定鉻交聯劑的濃度為2 500～3 000 mg/L。

（3）助劑濃度優(yōu)化。在溫度40 ℃、聚合物濃度3 000 mg/L、鉻交聯劑濃度1 000 mg/L的條件下，分別向體系中添加不同濃度的助劑，測試體系成膠后的復合黏度。隨助劑濃度的增大，體系成膠后的黏度呈現出先增大后趨于平穩(wěn)的趨勢，確定助劑的濃度為2 500～3 000 mg/L。

（4）核殼體。核殼體為帶內核的剛性物質，粒徑可根據不同地層條件進行調整，懸浮性好，耐溫耐鹽性好，主要用于增強封堵體系強度，體系在地層裂縫或斷層中堆積，形成物理堵塞。其主要特點是粒徑小，可懸浮性好；剛性強，不易破碎；封堵性、運移性好。對于裂縫性儲層，確定核殼體的濃度為2 000～10 000 mg/L。

3.1.2 物模評價實驗

結合一次調剖實踐，油田處理后的水質與調剖體系不相適應，因此，本次采用清水實驗，溫度40 ℃（模擬油藏溫度），進行室內調剖體系實驗評價。

根據前期調剖劑優(yōu)化實驗，選取兩種體系配方，分別進行巖心實驗，測試封堵前后滲透率的變化情況，計算封堵率（表2）。實驗結果表明，清水配置的不同濃度的鉻凍膠，在40 ℃條件下對巖心封堵率均大于95%，凍膠體系性能較好。

表2 兩種調剖體系配方巖心封堵性能實驗

注：配方1：聚合物0.4 g/L+交聯劑3 g/L+助劑3 g/L；配方2：聚合物0.3 g/L+交聯劑2.5 g/L+助劑2.5 g/L；

3.1.3 物性評價實驗

依據配方優(yōu)化結果，考察鉻凍膠體系在油藏條件下的溶解性、增黏性、流變性、觸變性、熱穩(wěn)定性等。

（1）溶解性測試及體系增黏性測試：聚合物干粉溶液在40 ℃溫度條件下，測試不同放置時間下的溶液電導率，聚合物干粉在室內實驗中的溶解時間為50 min；測試體系黏度隨聚合物濃度的變化情況，結果表明隨著聚合物濃度的增加，溶液的黏度迅速上升，體系具有良好的增黏性。

（2）流變性及熱穩(wěn)定性測試：在40 ℃條件下，分別測試不同的剪切速度下，聚合物溶液黏度的變化情況，聚合物溶液呈現出具有明顯剪切變稀的假塑性流變特征，該特性有利于聚合物現場注入；在40 ℃條件下，分別測試放置不同時間下的體系的黏度變化情況。并計算出黏度保留率（表3），表明凍膠體系在40 ℃下放置180 d時黏度保留率大于93%，穩(wěn)定性較強。

3.2 調剖施工工藝優(yōu)化

根據調剖體系性能不同，調剖劑注入量、爬坡壓力[7-10]、施工排量及注入工藝，均較一次調剖有相應改進（表4）。

根據對一次調剖效果的分析，現場注入水質影響調剖藥劑的性能，同時存在一定的地層污染。所以二次調剖時對注入水質處理方面進行了改進，同時，在現場調剖施工前洗井，施工過程中采用清水配液體并加入交聯助劑，改善地層環(huán)境，保證了調剖藥劑性能。

表3 凍膠體系黏度保留率情況

表4 調剖工藝設計情況對比

4 優(yōu)化后現場試驗效果跟蹤

調剖技術優(yōu)化后，3個月內陸續(xù)在秦家屯油田SN142區(qū)塊開展了5口井調剖施工，對應14口油井中有11口油井明顯見效，綜合含水下降10%，累計增油1 512.2 t，投入產出比1∶5（按油價￥5 000 /t計算）。井組平均增油280.90 t，提高采收率0.25%，現場試驗效果明顯。

以實驗井組中以QK142-1調剖井組為例，對井組實施調剖，調剖施工18 d，施工排量3~4 L/h，累積注入堵劑1 735 m3，爬坡壓力上升5.5 MPa，施工后壓降曲線明顯升高、變緩，調剖見效，其周圍對應的QK142-27降水增油效果顯著，單井累積增油167.1 t。

5 結論與認識

（1）秦家屯油田SN142區(qū)塊開展了兩次現場調剖試驗，一次調剖效果不明顯，二次調剖在調剖基礎上進行優(yōu)化調整，并取得了顯著效果。

（2）一次調剖體系設計注重儲層低滲透及儲層非均值性強特征，采用“乳液聚合物+聚合物微球”調剖體系，目的是有效注入低滲層并進行深部調剖。

（3）在一次調剖實踐效果分析的基礎上，認識到儲層斷層及裂縫發(fā)育是SN142區(qū)塊竄流、開發(fā)低效的重要原因。因此，二次調剖通過優(yōu)化調剖體系，采用“鉻凍膠+核殼體”調剖體系，能有效封堵大孔道和裂縫等高滲通道，有效調整吸水剖面。

（4）通過對秦家屯油田SN142區(qū)塊現場調剖實施效果分析認為，清水現場配液、變頻泵小排量注入聚合物凍膠調剖體系，能較好改善SN142區(qū)塊水驅開發(fā)效果。

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編輯：王金旗

1673–8217（2017）05–0110–04

TE348

A

2017–04–18

許雅，工程師，碩士，1983年生，2010年畢業(yè)于長江大學地球化學專業(yè)，現從事采油氣工程專業(yè)工作。