管流地層化學(xué)調(diào)堵體系的研制與試驗(yàn)

袁潤(rùn)成，程 靜，葛紅江，雷齊玲，劉希君，魏玉蓮

（中國(guó)石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港 300280）

管流地層化學(xué)調(diào)堵體系的研制與試驗(yàn)

袁潤(rùn)成，程 靜，葛紅江，雷齊玲，劉希君，魏玉蓮

（中國(guó)石油大港油田公司采油工藝研究院，天津大港 300280）

以大港棗園油田的油藏條件為實(shí)驗(yàn)依據(jù)，開(kāi)發(fā)出可用于調(diào)堵管流地層大孔道的地下聚合強(qiáng)膠體系，并對(duì)其進(jìn)行靜態(tài)性能和應(yīng)用性能評(píng)價(jià)。通過(guò)水竄通道調(diào)堵技術(shù)優(yōu)化實(shí)驗(yàn)研究，確定了管流地層大孔道的調(diào)堵劑用量的計(jì)算方法和堵劑段塞定位推進(jìn)的最佳組合方式。結(jié)合棗1270-12井組特點(diǎn)，對(duì)已形成的棗1270-12井、棗1274-5井管流地層，應(yīng)用"U型管"兩端壓力平衡原理，提出油、水井施工工藝方案，并且現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)取得了成功。

管流地層；化學(xué)調(diào)堵；地下聚合強(qiáng)膠體系；段塞組合；棗園油田

大港油田復(fù)雜斷塊油藏經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，部分區(qū)塊及井組在地下已形成連通性好的管流地層［1-3］。調(diào)剖現(xiàn)場(chǎng)施工反映出地下注水大孔道的存在情況已經(jīng)很嚴(yán)重，如棗1270-6、棗1270-15井使用粉煤灰進(jìn)行深部調(diào)剖時(shí)，發(fā)現(xiàn)其鄰近的棗1270-7、棗1271-1井分別出現(xiàn)了粉煤灰調(diào)剖劑。按1／3-1／9架橋理論分析，結(jié)合室內(nèi)對(duì)預(yù)交聯(lián)顆粒調(diào)剖劑的評(píng)價(jià)試驗(yàn)結(jié)果判斷，現(xiàn)場(chǎng)施工中反映出的竄劑問(wèn)題已超出了滲流理論的范疇（如2～3 mm的顆粒通過(guò)孔喉其滲透率需20μm2以上），注入水及調(diào)剖劑在地層中的流動(dòng)狀態(tài)已類似于管流（孔道直徑達(dá)到毫米數(shù)量級(jí)），因此對(duì)此類地層的封堵要求更高。相比注水剖面調(diào)節(jié)來(lái)說(shuō)，調(diào)堵管流地層對(duì)調(diào)堵劑的要求更為苛刻，要求堵劑能夠形成高強(qiáng)度定位封堵段塞，經(jīng)受注入水的剪切破壞。經(jīng)過(guò)調(diào)研和室內(nèi)體系篩選［4-6］，最終確定開(kāi)發(fā)改性淀粉與不飽和酰胺類單體接枝共聚的地下聚合強(qiáng)膠體系作為管流地層的化學(xué)調(diào)堵劑。

1 地下聚合強(qiáng)膠體系實(shí)驗(yàn)研究

1.1 實(shí)驗(yàn)條件

以大港棗園油田的油藏條件為實(shí)驗(yàn)依據(jù)，實(shí)際油藏溫度63～78℃，以70℃為實(shí)驗(yàn)篩選和評(píng)價(jià)溫度；根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)注入地層水質(zhì)（離子組成礦化度如表1），進(jìn)行堵劑的配方體系研制和評(píng)價(jià)。

表1 棗園油田地層水成分構(gòu)成 mg／L

1.2 地下聚合強(qiáng)膠體系的確定

1.2.1 體系的選擇及確定

棗園油田地層水礦化度高，含有較高的Ca2＋、Mg2＋等，這就要求堵劑成分不受地層水礦化度的影響。經(jīng)過(guò)室內(nèi)體系篩選，最終確定開(kāi)發(fā)以改性淀粉和不飽和酰胺單體（AM）作為主劑，利用地層溫度引發(fā)體系接枝聚合、交聯(lián)，建立聚合物三維網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，從而形成具有一種高粘彈性、成膠時(shí)間可控的高強(qiáng)度堵劑。考慮到經(jīng)濟(jì)因素和封堵強(qiáng)度，選用懸浮分散性好的鈉基膨潤(rùn)土作為高強(qiáng)度充填組分。

1.2.2 配方的確定

通過(guò)正交設(shè)計(jì)實(shí)驗(yàn)方法，確定了地下聚合強(qiáng)膠體系的最佳配方：改性淀粉質(zhì)量分?jǐn)?shù)3%～5%，不飽和酰胺單體質(zhì)量分?jǐn)?shù)3%～6%，鈉基膨潤(rùn)土質(zhì)量分?jǐn)?shù)2%～3%，交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.1%～0.15%，成膠控制劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)0.01%～0.05%。具體現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用中還要根據(jù)待作業(yè)井的實(shí)際溫度進(jìn)行組分用量的細(xì)微調(diào)整。

1.3 地下聚合強(qiáng)膠體系的靜態(tài)性能評(píng)價(jià)

1.3.1 基液黏度

堵劑的表觀黏度用HAAKE RS6000型流變儀測(cè)定，測(cè)定溫度為65℃。實(shí)驗(yàn)測(cè)定成膠前基液黏度約為800 mPa·s（10 s-1）。在合理的經(jīng)濟(jì)成本區(qū)間內(nèi)，較高的黏度是注入選擇性的基礎(chǔ)。

1.3.2 油藏配伍性

由于構(gòu)成堵劑的組分皆為非離子型，對(duì)離子成分不敏感，特別是聚丙烯酰胺（HPAM）作為組合段塞的成分，不存在不配伍的問(wèn)題，體系的膠凝時(shí)間受礦化度或有機(jī)大分子鏈的影響較小（如表2）。

表2 堵劑溶液與不同物質(zhì)配伍時(shí)其膠凝時(shí)間的變化

1.3.3 穩(wěn)定性能

平行做6個(gè)樣品，在模擬油藏條件下進(jìn)行老化試驗(yàn)，考察堵劑膠凝后的強(qiáng)度在不同時(shí)間內(nèi)的變化情況。研究表明，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)，強(qiáng)度略有變化，初期在增高（網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)在強(qiáng)化），后期略有回落，但是，在模擬油藏的溫度、壓力下，仍然能保持長(zhǎng)期有效性，6個(gè)月后強(qiáng)度仍然保持穩(wěn)定。

1.4 地下聚合強(qiáng)膠體系的應(yīng)用性能評(píng)價(jià)

1.4.1注入特性曲線

實(shí)驗(yàn)?zāi)M對(duì)比了兩根滲透率不同的30 cm長(zhǎng)填砂模型管和露頭巖心（人工造縫）管的堵劑注入過(guò)程。從圖1中可看出，該堵劑在裂縫或高滲透率條件下，注入壓力都很低，表明其具有較好的注入性。

圖1 堵劑膠凝前的注入性能

1.4.2 封堵強(qiáng)度

調(diào)堵劑強(qiáng)度是評(píng)價(jià)堵劑應(yīng)用性能的重要指標(biāo)。通過(guò)填砂管物模實(shí)驗(yàn)可以對(duì)體系配方進(jìn)行封堵強(qiáng)度的性能評(píng)價(jià)。設(shè)計(jì)填砂管的長(zhǎng)度100 cm，其滲透率5 083×10-3μm2，注入段塞長(zhǎng)度50 cm。通過(guò)測(cè)定，該配方的突破壓力大于30 MPa（如圖2），封堵強(qiáng)度高。顯然，若能夠設(shè)定合適的封堵位置，利用地下聚合強(qiáng)膠體系實(shí)現(xiàn)管流地層特大孔道的調(diào)堵是不成問(wèn)題的。

圖2 膠凝后的封堵強(qiáng)度性能

2 水竄通道封堵參數(shù)優(yōu)化研究

2.1 堵劑段塞用量的計(jì)算

通過(guò)實(shí)踐分析，認(rèn)為棗園油田部分井組的地下已形成了連通性好的管流地層，發(fā)生竄劑的主要方向基本上不會(huì)是徑向流的模式，而應(yīng)該是沿著有效水淹區(qū)域（甚至是油水井間已經(jīng)形成了貫通的“管道”）向油井推進(jìn)。

目前大孔道堵劑用量的設(shè)計(jì)一般遵循理論計(jì)算公式［7-8］，然而管流地層的平面分布形態(tài)非常復(fù)雜，受地層諸多不明確因素，迄今無(wú)法準(zhǔn)確計(jì)算和描述。基于此，我們根據(jù)現(xiàn)場(chǎng)經(jīng)驗(yàn)提出用水淹體積來(lái)近似求得堵劑用量，方法是利用示蹤劑測(cè)試求得竄流通道的體積即為所需要的堵劑體積。

2.2 段塞的優(yōu)化組合

調(diào)堵技術(shù)成功應(yīng)用的另一項(xiàng)關(guān)鍵技術(shù)是如何把優(yōu)選后的段塞準(zhǔn)確推進(jìn)到設(shè)計(jì)的地層位置上。根據(jù)物模實(shí)驗(yàn)封堵強(qiáng)度評(píng)價(jià)結(jié)果，堵劑段塞在30 cm以上時(shí)，封堵強(qiáng)度梯度相對(duì)穩(wěn)定，同時(shí)考慮物理模擬的技術(shù)局限性，固定堵劑總用量為段塞長(zhǎng)度45 cm，主段塞前邊設(shè)置一個(gè)10 cm的HPAM前置段塞（濃度為1 200 mg／L），再設(shè)置長(zhǎng)度20 cm的不同成分后續(xù)頂替段塞進(jìn)行組合，最終后續(xù)水驅(qū)注入20 cm長(zhǎng)度的水段塞，候凝24 h，充分膠凝后注水驅(qū)替0.6 PV以上，考察填充砂管上各測(cè)壓點(diǎn)的壓力變化情況，并且最終拆解填充砂管，綜合分析堵劑段塞膠凝后的完整性及其封堵效果。

注入段塞組合的實(shí)驗(yàn)方案如下：

方案1：前置段塞（P段塞）＋注主段塞45 cm＋注水段塞20 cm頂替；

方案2：前置段塞（P段塞）＋注主段塞45 cm＋注聚合物保護(hù)段塞（P段塞）20 cm（2 300 mg／L）＋水段塞20 cm頂替；

方案3：前置段塞（P段塞）＋注主段塞45 cm＋注3%淀粉段塞（SF段塞）10 cm＋P段塞10 cm（2 300 mg／L）＋水段塞20 cm頂替。

通過(guò)分別拆解填砂管發(fā)現(xiàn)，在后續(xù)頂替段塞中加入了與主段塞具有相同流變性的改性淀粉段塞后，填砂管主段塞的完整推進(jìn)得到了保證。從候凝后的注水壓力動(dòng)態(tài)反應(yīng)來(lái)看，方案1、方案2兩種情況效果都不甚好，尤其方案1，水的指進(jìn)嚴(yán)重，基本沒(méi)有發(fā)現(xiàn)強(qiáng)膠段塞；方案2中雖然有強(qiáng)膠段塞，但是，由于P溶液的指進(jìn)，段塞強(qiáng)度略顯不足，而且強(qiáng)膠段塞的長(zhǎng)度有限；方案3效果較好，不僅主段塞被順利推入深部，同時(shí)，還可以保證其充分的完整性，膠凝后強(qiáng)膠段塞長(zhǎng)度保持在注入量的85%以上。可以看出，后續(xù)頂替段塞中增加的改性淀粉對(duì)保證主劑段塞的定位設(shè)置具有極為重要的作用。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1 典型井例

棗1270-12井組位于風(fēng)化店油田棗1281斷塊，注水層位Ek1zⅤ3-7，共64.2m／17層，對(duì)應(yīng)受益油井四口：棗1274-5、棗1275-8、棗1275-7和棗1275-2。其中棗1270-12井與棗1274-5井井距120 m，在地下已形成了油水井對(duì)應(yīng)連通性好的 “管流通道”，發(fā)育較為明顯的管流地層，表現(xiàn)出以下特征：①油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系明顯，水井棗1270-12洗井（日注水25 m3／d）作業(yè)時(shí)，棗1274-5油井出現(xiàn)溢流，壓力上升很快，油、水井兩端壓力差僅1 MPa左右；②在調(diào)剖作業(yè)時(shí)發(fā)現(xiàn)顆粒型調(diào)堵劑直接竄劑到油井；③吸水剖面資料反映出強(qiáng)吸水層的吸收量逐步加強(qiáng)；④示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果顯示水驅(qū)速度快，峰值單一。

目前該井注水管柱位于2 024.65 m，由于地質(zhì)限制因素，決定采用不動(dòng)管柱的方式注入地下聚合強(qiáng)膠體系進(jìn)行調(diào)堵管流地層，擴(kuò)大注水波及體積，挖掘井組剩余油潛力。

3.2 施工工藝方案設(shè)計(jì)

基于棗1270-12井組生產(chǎn)特征分析，可以判斷棗1270-12井與棗1274-5油井之間形成了對(duì)應(yīng)連通性好的管流通道。以此為依據(jù)，進(jìn)行相關(guān)工藝參數(shù)的設(shè)計(jì)。

3.2.1 工藝思路

把油水井注采層間出現(xiàn)的類似“管道”注采通徑抽象為U型管模型［1］，U型管兩端任何一端的細(xì)微壓力失衡，都會(huì)引起U型管內(nèi)的流體向失衡端運(yùn)移。基于此，把棗1270-12井和棗1274-5井看作“U型管”的兩端，管流通道作為其連通管，治理思路是同時(shí)對(duì)油、水井施工，保證施工過(guò)程中兩端壓力平衡，防止油井發(fā)生竄劑。

3.2.2 調(diào)堵施工工藝方案

棗1270-12水井設(shè)計(jì)方案。調(diào)剖目的：降低目的層34＃（1 981.40～1 984.40 m）、35＃（1 985.90～2 000.40 m）、37＃（2 003.30～2 006.10 m）的吸水能力。施工管柱：采用不動(dòng)管柱，原注水管柱注入。試注測(cè)試吸收量和90min壓降曲線；小排量注入調(diào)堵劑；候凝；試注測(cè)試吸收量。通過(guò)比較施工前后吸收量的變化，判定調(diào)堵是否有效。

棗1274-5油井設(shè)計(jì)方案。采用不動(dòng)生產(chǎn)管柱，從套管注入壓井保護(hù)液（胍膠液和本區(qū)產(chǎn)出水），直至灌滿套管。棗1270-12水井施工期間，油井保持關(guān)井。調(diào)堵結(jié)束后洗井，防止胍膠破解液堵塞抽油泵，恢復(fù)正常生產(chǎn)。

3.2.3 施工工藝參數(shù)的確定

棗1270-12井調(diào)堵施工前注示蹤劑，日注水40 m3，8 h見(jiàn)到示蹤劑，近似得到大孔道體積15 m3，孔道半徑1.5 mm左右。

（1）堵劑用量及段塞設(shè)計(jì)。根據(jù)示蹤劑測(cè)的大孔道體積，可以確定堵劑用量為33 m3，分三輪次注入。每個(gè)輪次注入段塞組合方式為：前置HPAM段塞2 m3＋主段塞5 m3＋注3%改性淀粉段塞2 m3＋（HPAM段塞2 m3＋5 m3注入水）頂替。

（2）堵劑注入時(shí)間。堵劑的注入時(shí)間必須小于堵劑的成膠時(shí)間；控制注入時(shí)間2 h，防止堵劑竄流到油井內(nèi)。

（3）堵劑注入排量。對(duì)于已形成注水連通的管流地層，水淹區(qū)域存在高滲透帶，堵劑容易進(jìn)入這些區(qū)域通道內(nèi)，所以堵劑小排量注入，排量控制在3～6 m3／h。

3.3 治理工藝現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

2011年1月14日進(jìn)行棗1270-5井與棗1274-5井管流地層調(diào)剖封堵現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。施工過(guò)程嚴(yán)格按照施工設(shè)計(jì)方案進(jìn)行。棗1270-5井尾管位置2 010 m，封堵目的井段1 981.4～2 006.1 m（24.7 m／3層），目前人工井底（2 141.42 m）測(cè)試吸收量：0 MPa，3 min，2 m3。施工前打開(kāi)棗1274-5井摻水管線，保證油井一直灌滿水。注第一段塞時(shí)油井套壓維持在7 MPa，水井油壓維持在10 MPa；注第二段塞油井套壓維持在1 0 MPa，水井油壓維持在13.5 MPa；正頂3%淀粉段塞2 m3和H PAM段塞2 m3，反頂水5 m3。關(guān)井候凝。

2011年1月17日，試壓，測(cè)試吸收量：0 MPa，3 min，0 m3；壓降曲線90 min不降。說(shuō)明油水井間的連通管道被堵住。經(jīng)過(guò)三次施工后測(cè)試吸收量為0，壓降曲線90 min不降。

2011年1月24日，棗1274-5井恢復(fù)正常生產(chǎn)，產(chǎn)量沒(méi)有受到任何影響，也沒(méi)有出現(xiàn)竄劑的事故。直接受益油井棗1274-5井日產(chǎn)油由1.0 t增至2.31 t，含水由92%降至85%。目前棗1274-5井日產(chǎn)油仍維持在2 t左右。

4 結(jié)論

（1）地下聚合強(qiáng)膠體系可用于調(diào)堵長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)形成的對(duì)應(yīng)連通性好的管流地層。

（2）地下聚合強(qiáng)膠體系是一種高黏彈性、膠凝時(shí)間可控的高強(qiáng)度調(diào)堵劑，其中不飽和酰胺單體是溶液狀態(tài)，避免了對(duì)人體和環(huán)境造成危害。

（3）提出了調(diào)堵水竄通道堵劑段塞用量的計(jì)算方法：利用示蹤劑測(cè)試求得竄流通道的體積即為所需要的堵劑體積；確定了調(diào)堵劑注入段塞的最佳組合方式為：前置聚合物段塞＋主段塞＋（改性淀粉段塞＋聚合物段塞）＋注水段塞。

（4）將油水井注采系統(tǒng)的管流地層抽象為“U型管”模型，根據(jù)U型管兩端壓力平衡原理，成功進(jìn)行了先導(dǎo)試驗(yàn)，為治理類似管流地層的特大孔道調(diào)堵提供了借鑒。

［1］ 楊衛(wèi)華，葛紅江.近井距管流地層治理新工藝試驗(yàn)與探討［A］∥李文湘，夏慶龍.第十六屆環(huán)渤海淺（灘）海油氣勘探開(kāi)發(fā)技術(shù)論文集［C］.北京：中國(guó)石化出版社，2011：522-525.

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TE357

A

1673-8217（2012）06-0099-04

2012-04-05

袁潤(rùn)成，工程師，1965年生，2001年畢業(yè)于石油大學(xué)（華東）石油與天然氣開(kāi)采專業(yè)，從事調(diào)剖、油氣層保護(hù)研究工作。

李金華