長慶超低滲儲層注水井用油溶性分流劑的性能與應(yīng)用評價*

王爾珍 ，鄧志穎，張隨望，馬國偉，徐 昆，陸小兵，王 勇

（1.長慶油田公司油氣工藝研究院，陜西西安 710018；2.低滲透油氣田勘探開發(fā)國家工程實驗室，陜西西安 710018；3.成都安實得石油科技開發(fā)有限公司，四川成都 610050）

長慶油田共有注水井2 萬余口，水驅(qū)不均問題突出，平面上注水單向突進導(dǎo)致油井高含水。低滲特低滲儲層局部裂縫及高滲帶的存在使得水驅(qū)單方向突進，造成相應(yīng)油井水淹，采出程度低，對應(yīng)注水井吸水剖面反映為尖峰狀或指狀吸水，側(cè)向水驅(qū)狀況差，油井注水不見效。2017年測試注水井吸水剖面近5000井次，其中吸水不均井次超過1500口，占總井次的1/3，剖面問題十分突出。針對剖面問題，前期進行了調(diào)剖、分注、補孔以及以土酸酸化等為主的籠統(tǒng)酸化，取得了一定的效果，但上述工藝各自具有其適應(yīng)性。調(diào)剖主要是對油水井溝通，存在裂縫和高滲段且施工周期長。分注主要針對層間級差較大的井，對于高溫、高壓儲層以及某些復(fù)雜結(jié)構(gòu)井，存在封隔器坐封困難以及解封困難等問題?；\統(tǒng)酸化作業(yè)時，由于地層的非均質(zhì)性和酸液進入儲層遵循最小阻力原則，酸液首先大量侵入滲透率較高的地層，只有少量酸液進入低滲層，出現(xiàn)指進現(xiàn)象，高滲透層的吸酸過多，溶蝕過量，易造成儲層坍塌或出砂，導(dǎo)致注水困難，引起儲層的二次傷害，造成大量酸液的浪費；同時也會使低滲層、傷害嚴重層的吸酸困難，最終導(dǎo)致酸化未解堵［1-9］。針對尖峰狀和指狀吸水不均但具有挖潛的注水井，目前迫切需要研發(fā)一種封堵效果較好的分流劑，通過化學(xué)方法有效改善近井地帶的吸水剖面，改善水驅(qū)效果，從而改善相應(yīng)井組的生產(chǎn)動態(tài)。本文報道了一種油溶性分流劑WS-2，研究了該劑的溶解性、耐溫性、分散性、粒度、封堵性能和解堵性能等［10-15］，并在超低滲儲層現(xiàn)場進行了試驗。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

油溶性分流劑WS-2，由天然樹脂與多元醇反應(yīng)生成的油溶性樹脂，工業(yè)品，成都安實得石油科技開發(fā)有限公司；NH4Cl、分析純，鹽酸、分析純，氫氟酸、分析純，西安長慶化工集團有限公司；實驗用巖心，取自姬塬長8 油藏，尺寸：長5 cm、直徑2.54 cm，滲透率30×10-3μm2左右。

HYDRO2000（APA2000）型全自動激光粒度儀，英國馬爾文儀器公司；Autoscan型多功能巖心掃描儀，美國Glocom公司；DF-4型全自動智能型瀝青軟化點測定儀，河北信科儀器公司。

1.2 實驗方法

（1）溶解性評價

在常溫和80℃下，分別采用100 mL的蒸餾水、自來水、3%NH4Cl 溶液浸泡2.5 g 的WS-2 顆粒1 h，用失重法考察WS-2顆粒在各種水中的溶解情況。

在常溫和80℃下分別用100 mL 的12%HCl 或3%HF 溶液浸泡2.5 g 的WS-2 顆粒1 h，用失重法考察WS-2顆粒在2種酸溶液中的溶解情況。

在常溫和80℃下，分別用100 mL的煤油、柴油或汽油浸泡2.5 g 的WS-2 顆粒1 h，用失重法考察WS-2顆粒在這3種油中的溶解情況。

（2）耐溫性評價

利用全自動智能型瀝青軟化點測定儀測定分流劑WS-2的軟化點以評價分流劑的耐溫性能。具體實驗步驟如下：取5 g 左右的WS-2 顆粒于器皿中，慢慢加熱使其在盡可能低的溫度下熔融，將熔融的試樣注入平放在銅片上預(yù)熱的圓環(huán)中，待試樣完全凝固移去銅片，環(huán)內(nèi)充滿試樣，備用。將裝好試樣的圓環(huán)放在環(huán)架金屬板上，再將鋼球和鋼球定位器裝好，并另從環(huán)架頂蓋插入溫度計使水銀球底部與圓環(huán)底面在同一平面上，圓環(huán)底面與金屬平板距離25 mm，然后將整個環(huán)架放入800 毫升的燒杯內(nèi)，金屬平板與燒杯底部距離13 mm。

將經(jīng)加熱除去水分后再冷卻至低于預(yù)計軟化點45℃以下（如預(yù)計軟化點100℃，則甘油起始溫度應(yīng)低于55℃）但不得低于32℃的甘油傾入于燒杯內(nèi)，使環(huán)架金屬板的上面至液面保持51 mm，放置10 min后，用可調(diào)電爐或其它加熱源加熱使溫度每分鐘升高5±0.5℃，直至測定完畢。當包裹著鋼球的試樣落至金屬平板時讀取的溫度即為軟化點，通過多次測量，取平均值，得到分流劑WS-2顆粒的軟化點。

（3）分散性評價

在0.5%表面活性劑（十二烷基苯磺酸鈉）+0.2%分散劑（聚乙烯醇）溶液加入質(zhì)量分數(shù)30%數(shù)60%的分流劑WS-2顆粒，攪拌后形成均勻的懸浮液，靜置觀察該懸浮液的分散穩(wěn)定性。

（4）粒徑測試

采用激光粒度儀測試分流劑WS-2的粒徑及其分布，分流劑質(zhì)量分數(shù)為50%。

（5）封堵性能測試

首先測量巖心的直徑和長度，稱取巖心的干重；然后用3%NH4Cl 鹽水飽和巖心24 h 以上，使巖心的含水飽和度達到100%，稱取巖心的濕重，根據(jù)兩次稱量巖心的質(zhì)量差與鹽水的密度之比計算巖心的孔隙體積；將巖心裝入巖心流動實驗儀夾持器的膠套內(nèi)，用鹽水驅(qū)替排除管線中的空氣，然后將巖心的環(huán)壓加至2 MPa，在80℃下，用鹽水驅(qū)替測定巖心的正向水相滲透率Kw1；再正向注入5 PV質(zhì)量分數(shù)為50%的分流劑，然后用鹽水驅(qū)替，測定分流劑封堵后巖心的正向水相滲透率KW2。由（KW1-KW2）/KW1計算分流劑對巖心的封堵率。

（6）解堵性能評價

采用從現(xiàn)場所取的姬塬長8 油藏巖心（滲透率30×10-3μm2左右），在實驗條件（80℃，正注分流劑5 PV，反驅(qū)煤油50 PV）下研究分流劑對人造巖心解堵率。首先測試巖心正向原始的水相滲透率KW，正注分流劑后對巖心形成封堵，再測試其封堵后巖心正向的水相滲透率KW1，反驅(qū)注煤油解堵后測試解堵后巖心反向煤油滲透率KO，由KO/KW計算巖心解堵率。

2 結(jié)果與討論

2.1 分流劑WS-2顆粒的溶解性

（1）酸溶性

在常溫和80℃下，2.5 g 的分流劑WS-2 顆粒在12%HCl 和3%HF 酸溶液中浸泡1 h 后的質(zhì)量仍為2.5 g，酸溶解率均為0%，這說明分流劑顆粒在12%HCl 和3%HF 中表現(xiàn)為惰性，即不與酸發(fā)生化學(xué)反應(yīng)，分流劑WS-2顆粒不溶于酸。

（2）水溶性

在常溫和80℃下，2.5 g 的分流劑WS-2 顆粒在蒸餾水、自來水、3%NH4Cl溶液浸泡1 h后的質(zhì)量仍為2.5 g，水溶解率均為0%，這說明分流劑WS-2 顆粒在蒸餾水、自來水和鹽水中表現(xiàn)為惰性，分流劑WS-2顆粒不溶解于水。

（3）油溶性

在常溫下，2.5 g的WS-2顆粒分別在100 mL煤油、柴油和汽油中浸泡1 h后的質(zhì)量分別降至0.036、0.047 和0.031 g，油溶解率分別為98.6%、98.1%和98.8%。在80℃下，2.5 g 的分流劑WS-2 顆粒在100 mL 煤油、柴油或汽油中浸泡1 h 后的質(zhì)量分別為0.035、0.044 和0.030 g，油溶解率分別為98.6%、98.2%和98.8%。結(jié)果表明，WS-2顆粒在煤油、柴油和汽油中的溶解率均大于98%，說明WS-2 顆粒在油中的溶解性良好。

2.2 分流劑WS-2顆粒的耐溫性

經(jīng)測試，WS-2 顆粒軟化點在120℃左右。將WS-2顆粒分別在25℃、60℃、80℃下加熱2 h后，顆粒形態(tài)無明顯變化，顆粒質(zhì)量也基本上無明顯變化（見表1），表明WS-2顆粒具有較好的耐溫性能。長慶油田目標區(qū)塊的地層溫度介于70數(shù)100℃，因此WS-2 顆粒的耐溫性能夠滿足目標區(qū)塊剖面調(diào)整工藝要求。

表1 WS-2顆粒的耐溫性

2.3 分流劑WS-2的分散性

在0.5%表面活性劑（十二烷基苯磺酸鈉）+0.2%分散劑（聚乙烯醇）溶液加入質(zhì)量分數(shù)30%數(shù)60%的分流劑WS-2顆粒，攪拌均勻后靜置觀察發(fā)現(xiàn)，12 h內(nèi)，分流劑WS-2顆粒能均勻分布且分流劑濃度不會影響分流劑的分散狀態(tài)；24 h 后，出現(xiàn)輕微的分層，有少量的大顆粒在重力作用下沉降，但通過攪拌又能形成均勻的懸浮液。這說明分流劑WS-2顆粒在0.5%表面活性劑（十二烷基苯磺酸鈉）+0.2%分散劑（聚乙烯醇）溶液中具有較好的分散性，因此，現(xiàn)場使用時只需要向分流劑WS-2懸浮液液中按比例加入清水，攪拌均勻后注入地層，減小了現(xiàn)場配液的繁瑣程序，配液方便、操作簡單。

2.4 分流劑WS-2的粒徑分布

區(qū)域長8儲層孔隙相對較小，大孔隙（平均孔徑＞100 μm）分布較少，占1.37%，細孔隙（平均孔徑0.5數(shù)10 μm）和中孔隙（平均孔徑50數(shù)100 μm）分別占18.85%和12.30%，小孔隙（平均孔徑10數(shù)50 μm）分布相對較多，占總孔隙的67.49%。在研究區(qū)域的主要孔隙分布的基礎(chǔ)上，選取與剖面孔喉相匹配的粒徑范圍的分流劑WS-2，其粒度及分布如圖1 所示。經(jīng)檢測該分流劑的粒徑在30數(shù)60 μm 區(qū)間的占比達80%。

圖1 分流劑WS-2的粒度及其分布曲線

2.5 分流劑WS-2的封堵性能

分別采用I號和Ⅱ號巖心，評價分流劑WS-2的封堵效果。注入過程中I號和Ⅱ號巖心滲透率隨注入體積變化情況如圖2 和圖3 所示。分流劑對I 號和Ⅱ號巖心的封堵率見表2。在地層溫度80℃下，向巖心注入5 PV 的質(zhì)量分數(shù)50%的分流劑WS-2，隨著分流劑注入量的增加，巖心滲透率突然減小，分流劑WS-2 對I 號和Ⅱ號巖心的封堵率均在95%以上，說明該分流劑對巖心具有較好的封堵效果。

圖2 分流劑WS-2對I號巖心的封堵性能

圖3 分流劑WS-2對Ⅱ號巖心的封堵性能

表2 分流劑WS-2對巖心的封堵效果

2.6 分流劑的解堵性

在80℃下，巖心正注分流劑5 PV再反向驅(qū)替煤油50 PV 后，封堵前后巖心水測滲透率及封堵后反向驅(qū)替煤油滲透率及巖心解堵率如表3所示。隨著解堵液（煤油）注入量的增加，巖心滲透率逐漸恢復(fù)，最終巖心滲透率恢復(fù)率達到90%以上，解堵效果良好。

表3 分流劑的解堵實驗情況

將解堵后的巖心取出觀察發(fā)現(xiàn)，解堵前巖心入口端堆積的分流劑WS-2顆粒已被煤油完全清洗干凈，可見分流劑WS-2在煤油中的溶解性良好，從而使得巖心滲透率得以恢復(fù)。分流劑WS-2在水中不溶解而在油中溶解，對于注水井，注入量較少就可以起到剖面調(diào)整的作用。

2.7 現(xiàn)場試驗效果

截至2019年8月，在長慶油田12口井使用了油溶性分流劑WS-2，測試6 口對比井吸水剖面發(fā)現(xiàn)，平均吸水厚度增加2.5 m，平均水驅(qū)動用程度提高8%，3 個月后生產(chǎn)井組動態(tài)穩(wěn)定，達到了注水井剖面調(diào)整的目的。

圖4 措施前（a）、后（b）柳A井的吸水剖面

圖5 柳A井組2019年的生產(chǎn)動態(tài)

以柳A 井為例（見圖4、圖5），該井2018 年測試剖面為尖峰狀吸水（下段強吸水，上段弱吸水甚至不吸水），于2019年3月向該井注入15 m3螯合酸液和2.0 m3質(zhì)量分數(shù)50%的油溶分流劑WS-2，實施措施1 個月后，吸水剖面的下段吸水強度由3.98 m3/（d·m）下降至2.8 m3/（d·m），吸水厚度增加10 m，吸水形態(tài)趨向均勻如圖4 所示。跟蹤井組生產(chǎn)動態(tài)發(fā)現(xiàn)，措施后產(chǎn)液量和產(chǎn)油量略有上升，含水基本穩(wěn)定。

3 結(jié)論

根據(jù)長慶油田儲層低孔低滲致密的現(xiàn)狀優(yōu)選的分流劑WS-2，在地面和地層條件下均呈顆粒狀，可與水按任何比例混合得到淡黃色懸浮液體。該分流劑的配伍性好、分散性好，分流劑的粒徑與孔喉大小匹配，封堵地層能達到堵而不死的效果，用量少，封堵效果好。根據(jù)現(xiàn)場試驗情況與長慶超低滲儲層的孔喉特點，在姬塬地區(qū)推薦用質(zhì)量分數(shù)為50%的分流劑封堵效果較好。