含油污泥精細深部調(diào)驅(qū)技術在吳起采油廠的應用

高超利，魯永輝，梁 鋒，彭海東，王長偉，汪昌堯，蔡永孝，齊曉霞，劉晶靜.

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

對于低滲、特低滲油藏，由于其致密的基質(zhì)體系、復雜的裂縫網(wǎng)絡，油藏非均質(zhì)性非常嚴重，因此，經(jīng)過多年的注水開發(fā)，油水井水竄水淹嚴重。利用油田生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的含油污泥進行調(diào)剖調(diào)驅(qū)是污泥資源化利用和水驅(qū)效果改善的高效手段[1-3]。近年來，含油污泥調(diào)驅(qū)技術雖然在國內(nèi)部分油田開展了小規(guī)模的礦場先導性試驗，但是由于調(diào)驅(qū)體系配伍性、污泥與地層適應性等多重因素，含油污泥調(diào)剖技術的應用效果不盡理想[4-6]。

為提高含油污泥調(diào)剖技術的應用效果，吳起采油廠通過結(jié)合井間示蹤技術、優(yōu)化含油污泥調(diào)驅(qū)體系，形成了一套以油藏非均質(zhì)性特征及開發(fā)過程中注入流體分布的信息為基礎的多尺度含油污泥深部調(diào)驅(qū)技術，并在吳起采油廠獲得了較好的增油降水的礦場應用效果，其中49-469井組由措施前的綜合含水73.71%下降到50.42%，日產(chǎn)油由原來的4.30 t上升至9.24 t。

1 井間示蹤分析技術

油田進入注水開發(fā)后期，由于油藏的各向異性、油水黏度差及水動力場的不平衡，造成注入水在縱向上的單層突進和平面上的舌進，使生產(chǎn)井過早見水，大量的剩余油殘留在油藏中；而含油污泥調(diào)驅(qū)技術的特點就決定了其在應用過程中應當考慮含油污泥本身及不同類型含油污泥調(diào)驅(qū)體系與水竄通道的適應性問題，從而提高含油污泥調(diào)驅(qū)劑組合對水竄通道封堵的有效性。通過檢測周圍油井中示蹤劑的濃度產(chǎn)出曲線，應用各種分析手段，便能反饋出油層地質(zhì)參數(shù)和注入水的流動特征，為含油污泥調(diào)驅(qū)技術的高效應用提供重要依據(jù)[7-8]。

1.1 井間連通特征

2017年3月10日，吳起采油廠對49-469井組進行了示蹤劑檢測，其中49-1127井、49-1128井、49-291井3口油井未檢測到示蹤劑，油井49-293井(Y10)無樣；從已監(jiān)測得到的數(shù)據(jù)判斷，49-374井、49-468井、49-470井、49-1126井4口油井見到了示蹤劑，說明這4口監(jiān)測油井和49-469井之間存在連通通道。結(jié)合本次示蹤監(jiān)測結(jié)果及曲線擬合出的高滲透通道等情況，得出在示蹤監(jiān)測期間該井組的縱向連通情況，如圖1所示。

圖1 49-469井組縱向上連通示意Fig.1 Diagram of vertical connection of 49-469 well group

1.2 平面上非均質(zhì)性特征

通過采用示蹤劑峰值所對應的時間來計算注水推進速度，由表1可以看出，49-1126井的推進速度最快，高達46.8 m/d；49-468、49-470井次之，分別為42.83 m/d、32.7 m/d；49-347井為10.08 m/d。說明在該井組注入水沿裂縫通道快速到達采油井，東北—西南方向裂縫發(fā)育較好，注入在平面的推進是不均勻的，沿裂縫方向指進。水驅(qū)在平面上的推進方向為西南方向，長61層段的示蹤劑流動方向為西南方向。

表1 49-469井組示蹤劑推進速度Table 1 49-469 well group tracer propelling speed

1.3 油藏縱向上的非均質(zhì)性分析

利用示蹤劑解釋軟件，對示蹤檢測結(jié)果進行擬合計算，井間主滲通道的滲透率、厚度等參數(shù)結(jié)果如下。

1.3.1 注入水對受效井的貢獻情況

通過擬合計算出示蹤劑的回采量，可計算出各井示蹤劑的分配水量比例和回采率(回采量與注入量的比值)，分配水量比例與各井的回采量成正比。用日注水量乘以分配水量比例可得分得日注水量，這些參數(shù)可表明注入井的注入水對各受效井的貢獻情況。由表2數(shù)據(jù)可以看出：49-469井的注入水被注入49-1126井和49-468井中，為主要受效井；說明49-469井注入水各井的分配是極不均衡的，其平面非均質(zhì)性比較嚴重。

表2 49-469井注入水對各受效井的貢獻情況Table 2 Contribution of injected water from 49-469 well to each effective wells

1.3.2 主流通道物性參數(shù)

在計算物性參數(shù)時，首先要對示蹤劑產(chǎn)出曲線進行擬合計算，在擬合產(chǎn)出濃度的過程中，利用計算濃度與實測濃度的差的平方和作為目標函數(shù)，確定的目標函數(shù)如下：

min(z)=∑(c計算-c實測)2

(1)

由表3可以看出，49-469井與47-1126井、49-468的連通通道的滲透率很大，分別為1 679.5 mD、4 061.3 mD，見示蹤劑的時間較快，說明該井與注入井間存在連通性非常好的裂縫通道，注入水主要進入該通道中，說明存在高滲透甚至是裂縫通道。

表3 49-469井組井間主流通道物性參數(shù)Table 3 Physical parameters of main channel between the wells of 49-469 well group

1.3.3 非均質(zhì)性參數(shù)

按照油藏非均質(zhì)評價方法，計算得到相關非均質(zhì)系數(shù)(洛倫茲常數(shù)、滲透率變異系數(shù))。

表4 49-469井組油藏非均質(zhì)系數(shù)Table 4 Heterogeneity coefficient of well 49-469 reservoir

由表4可以看出，49-469井組平面上非均質(zhì)性較強，說明其注水指進現(xiàn)象嚴重。

2 含油污泥深部調(diào)驅(qū)劑體系研究

調(diào)剖劑的性能除了與地層水匹配外，還應具有良好的注入性和良好的穩(wěn)定性[9-10]。針對吳起采油廠產(chǎn)生的含油污泥特性，研發(fā)了乳液型含油污泥調(diào)剖劑、體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑和凍膠型含油污泥調(diào)剖劑，并優(yōu)化出最佳配方。

2.1 乳液型含油污泥調(diào)剖劑

經(jīng)室內(nèi)反復實驗，最終得到乳液型含油污泥調(diào)剖劑體系各組分適合的用量范圍，并最終確定最佳配方，具體配方見表5。

表5 乳液型含油污泥調(diào)剖劑配方組成Table 5 Formulation of emulsion type oily sludge profile control agent

按標準《調(diào)剖劑性能評價方法》(SY/T 5590—2004)[12]中規(guī)定的析水率與沉降速率的測定方法[11-12]，經(jīng)24 h沉降，析出清液體積4.7 mL，測得析水率為18.8%，沉降速率為0.003 mL/min。

2.2 體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑

在室內(nèi)，對含油污泥、單體、交聯(lián)劑等用量進行反復配比，并根據(jù)吳起油田的地層溫度，最終確定體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑各組分用量范圍與最佳配方，具體配方見表6。

2.2.1 抗鹽性能評價

取按照表7配方合成的體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑若干，將其置于不同離子濃度的水中，評價其吸水性能。

表6 體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑配方組成Table 6 Composition of the formula of body granulated oily sludge adjuster

表7 試驗用水陽離子組成Table 7 Experimental water cation composition

圖2 吸水率與吸水時間的關系Fig.2 Relationship between water absorption rate and water absorption time

由圖2可以看出，體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑在一價陽離子高礦化度水中仍然有較好的吸水率。顆粒初期(16 h前)吸水速率較慢，有利于泵送至目標位置，注入性能良好。而二價陽離子對其膨脹倍數(shù)有較大的影響。

2.2.2 熱穩(wěn)定性能評價

將飽和吸水的體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑分別置于50 ℃、70 ℃、90 ℃、120 ℃的恒溫箱中100 d后，觀測樣品顆粒的強度變化，結(jié)果見表8。

由表8可知，在不同溫度下體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑飽和吸水后，擠壓不易破碎，同時具有良好的彈性和彈性恢復，說明其具有良好的熱穩(wěn)定性。

表8 不同溫度下吸水飽和樣品的顆粒強度Table 8 Granular strength of saturated water samples at different temperatures

2.2.3 保水性能評價

圖3 體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑保水性能測試Fig.3 Test of water retention performance of granular oil-containing sludge modification agent

由圖3可知，體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑的保水率和加熱時間成反比，但是失水率很小，加熱到30 d時，其保水率仍然高達91.3%。說明該調(diào)剖劑在現(xiàn)場礦化水中有良好的保水性能。

2.2.4 吸水速率評價

稱取相同質(zhì)量的含油污泥體膨顆粒和普通體膨顆粒(HTYT-1)同時放入燒杯，加入等量的現(xiàn)場礦化水，常溫下每隔固定時間測量其吸水倍數(shù)，實驗結(jié)果如圖4所示。

圖4 含油污泥體膨顆粒和普通體膨顆粒吸水率對比Fig.4 Comparison of water absorption ratio between oil-containing sludge pump and general pump

從圖4中可以看出，普通體膨顆粒在24 h前膨脹倍數(shù)高于含油污泥體膨顆粒，24 h時二者持平，到96 h二者基本持平。由于含油污泥體膨顆粒16 h前吸水速率慢，膨脹倍數(shù)小，隨攜帶液很容易進入深部地層裂縫中，之后才開始吸水膨脹，而普通顆粒16 h基本達到最大膨脹倍數(shù)，因此普通顆粒不利于進入深部地層。

2.3 凍膠型含油污泥調(diào)剖劑

在室內(nèi)，對復合離子、交聯(lián)劑、強度改進劑、含油污泥、乳化劑等用量進行反復配比實驗后，最終確定凍膠型含油污泥調(diào)剖劑的最佳配方，具體配方見表9。

表9 凍膠型含油污泥調(diào)驅(qū)劑配方組成Table 9 Composition of formula of oil-containing sludge flooding system

2.3.1 溫度對調(diào)剖劑性能的影響

吳起采油廠的地層溫度在45～65℃之間。試驗結(jié)果(表10)表明：溫度在45～65℃時，體系成膠時間和成膠強度變化不大，調(diào)剖劑能夠正常交聯(lián)，其成膠性不受溫度限制的影響。

2.3.2 礦化度對調(diào)剖劑性能的影響

吳起采油廠取油層水為CaCl2型，礦化度為63 030 mg/L。為模擬礦化度變化對本調(diào)剖劑的影響，實驗采用CaCl2配制不同濃度的溶液模擬地層水的礦化度。實驗結(jié)果如圖5所示，凍膠型含油污泥調(diào)剖劑成膠時間基本不受礦化度影響，當?shù)V化度達到60 000 mg/L時，調(diào)剖體系仍有40 000 mPa·s的黏度，因此該調(diào)剖劑能滿足吳起采油廠的實際需要。

圖5 礦化度對調(diào)剖劑性能的影響(55 ℃)Fig.5 Effect of mineralization on the performance of the modulator (55 ℃)

2.3.3 pH值對調(diào)剖劑性能的影響

用檸檬酸或碳酸鈉調(diào)節(jié)pH值，在50 ℃下考察pH值對成膠性能的影響。

表11 pH值對調(diào)剖劑性能的影響Table 11 Effect of pH on the performance of the causing agent

由表11中可以看出，當pH值小于10時，成膠速度和pH值成反比。強酸強堿都不利于成膠，在pH值介于4～7時，調(diào)剖劑性能良好。吳起采油廠地層水的pH值在6.0左右，該調(diào)剖劑適用于吳起采油廠。

2.3.4 剪切作用對調(diào)剖劑性能的影響

按以上配方配置好的溶液在150 s-1的轉(zhuǎn)速下剪切不同時間，待成膠后測定其黏度。由圖6可以看出，剪切時間與成膠強度成反比，與成膠時間成正比。當剪切時間小于20 min時，對凍膠整體成膠性能影響不大；當剪切時間大于30 min時，成膠強度急劇下降。所以在現(xiàn)場施工中，配液時攪拌時間不宜過長，攪拌速度不宜過快。注入過程中也要控制好壓力和排量，減少剪切對膠體進入地層后成膠性能的影響。

圖6 剪切作用對調(diào)剖劑性能的影響Fig.6 Effect of shear action on the performance of the causing agent

2.3.5 抗老化性能

圖7 調(diào)剖劑抗老化實驗Fig.7 Anti-aging experiment of the adjuster

用吳起采油廠現(xiàn)場礦化水按優(yōu)選配方配制成凍膠型含油污泥調(diào)剖劑。分別將其置入不同密封容器中，將密封容器放入80 ℃的恒溫箱，定期測量其黏度值，并記錄。由圖7可以看出，調(diào)剖劑的抗老化性能好，恒溫180 d后黏度保留率仍有53%，能保持長期穩(wěn)定。

2.4 調(diào)剖劑段塞組合封堵性能評價

使用單一乳液型含油污泥調(diào)剖劑不能長期穩(wěn)定地封堵高滲透層，而單純使用凍膠型含油污泥調(diào)剖劑時污泥使用量太小，不能達到大量處理含油污泥的目的。下面就兩種含油污泥調(diào)剖劑組成2個段塞注入，先向巖芯注入0.5倍孔隙體積的凍膠液，再向巖芯注入0.5倍孔隙體積的污泥乳液，評價其對地層的封堵性能。

表12 巖芯流動實驗記錄Table 12 Core flow test record

從表12中可知，調(diào)剖劑段塞注入后對巖芯均起到較好的封堵作用，封堵率都在98%以上，證明凍膠型含油污泥調(diào)剖劑和乳液型含油污泥調(diào)剖劑配合使用，對不同滲透率的地層均有較好的封堵作用。初始水相滲透率越大，RRF越大，突破壓力也隨之增長，巖芯封堵率也越大。這說明，初始水相滲透率越大，巖芯對凍膠的吸附作用越強，越難以突破。

3 礦場應用

49-469井施工自2017年8月18日開始至2017年9月25日結(jié)束，累計注入調(diào)驅(qū)劑1 500 m3。具體注入段塞見表13。

該井在施工過程中注入壓力隨累計注入量的增加緩慢提升，至第五段塞HPAM400注入完成后，施工壓力上升到6.0 MPa，達到現(xiàn)場注入工藝要求，具體變化如圖8所示。

表13 49-469井現(xiàn)場施工實際段塞Table 13 49-469 actual well site construction plug

3.1 調(diào)剖前后吸水指數(shù)與壓降曲線變化

圖8 施工壓力變化Fig.8 Change in construction pressure

圖9 調(diào)剖前后吸水指數(shù)變化Fig.9 Changes of water absorption index before and after profile adjustment

該井措施前后的吸水指數(shù)曲線測試結(jié)果如圖9所示，調(diào)剖前啟動壓力為0.97 MPa，吸水指數(shù)為79.37 m3∕(d·MPa)；調(diào)剖后，啟動壓力上升到3.58 MPa，吸水指數(shù)下降到39.84 m3∕(d·MPa)，且注水壓力隨注水量的增加而升高，不存在拐點，說明裂縫及高滲透大孔道已被有效封堵。從調(diào)剖后啟動壓力大小3.58 MPa來看，該井注水井口壓力達到3.6 MPa后可以正常注水。關井300 min，調(diào)前壓力由2.0 MPa下降到0.0 MPa，調(diào)后壓力由4.5 MPa下降到4.1 MPa，說明調(diào)剖后裂縫封堵，擴散速度降低并啟動了新層，壓力比之前有所升高。

3.2 井組增油降水效果

分析對比49-469井組 8月(措施前)與 12月(措施后)的平均日產(chǎn)液、日產(chǎn)油及平均含水，井組7口受益井在調(diào)驅(qū)措施后日產(chǎn)油均有明顯提升，合計日產(chǎn)油由2.44 t上升到3.474 t，日增油1.03 t，增長42.2%；綜合含水則由 84.1%下降到74.24 %，下降了10.1%，增油降水效果明顯。

4 結(jié)論

(1)通過監(jiān)測井組示蹤劑的濃度產(chǎn)出曲線，反饋出井組橫向與縱向的連通特性，以了解油層地質(zhì)參數(shù)和注入水的流動特征，為含油污泥調(diào)驅(qū)技術的高效應用提供了重要依據(jù)。

(2)乳液型含油污泥調(diào)剖劑分散懸浮性能好，堵水率超過90%；體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑黏彈性好，強度佳，膨脹倍數(shù)滿足現(xiàn)場使用需求，針對裂縫型油藏有較好的封堵效果；凍膠型含油污泥調(diào)剖劑抗鹽性、耐溫性、成膠性好，封堵性強，耐沖刷。

表14 49-469井組增油降水表Table 14 49-469 well group oil increase water drop meter

(3)在49-469井組的應用效果表明，含油污泥精細深部調(diào)驅(qū)技術具有較好的增油降水效果，同時也高效地處理了油田生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的含油污泥。