吳起油田弱凝膠微粒復合調驅技術研究與應用

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(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

吳起油田不同程度地存在人造和天然微裂縫，微裂縫在注水開發初、中期是油藏高產穩產的主要因素。在注水開發過程中逐步形成微裂縫型大孔道，地層滲透率變大，注入水沿裂縫、大孔道指進嚴重，層內矛盾日益突出，造成油井高含水甚至水淹，尤其對于非均質性嚴重的儲層，嚴重影響了油井產量和注水效果，水驅低效問題日益嚴重。普通的調剖、調驅工藝措施在控制油藏含水上升方面有作用，但由于深度有限，隨著時間推移及措施次數增多，效果逐漸變差。與普通的調剖、調驅技術相比，弱凝膠調驅技術可以達到在油藏的深部調整與改善地層非均質性，擴大水驅波及率的效果，加之該弱凝膠調驅劑配方還能作為驅油劑驅相改善水驅油不利的流度比，提高注水掃油效率，其性能更加優良，可以為油田的增儲上產帶來較好的經濟效益[1-3]。

1 吳起油田調驅技術現狀

吳起油田油藏非均質性嚴重，相對物性較差，滲透率為0.8～1.4 mD；隨著注水開發，層內和層間矛盾日益突出，造成油井高含水甚至水淹，嚴重影響了油井產量和注水效果，水驅低效及無效問題日益嚴重。尤其是舊井轉注注水井，由于轉注前均實施了壓裂，人工裂縫的存在造成注水后含水上升現象嚴重，治理難度較大[4-6]。2013年全廠治理高含水井組44個，均采用常規調剖、調驅措施，其中轉注井29口，7口措施無效；投注井15口，其中1口措施無效。44個治理井組中有效期達到6個月以上的只有17個，僅僅占治理總井數的38.6%。且隨著輪次的增多，效果逐漸變差。 現在急需一種有效的治理措施，既能有效治理高含水井，可以在油藏深部調整和改善地層非均質性，又能提高注入水的掃油效率。

2 弱凝膠微粒復合調驅劑的合成

調驅劑主要以丙烯酸(AA)、丙烯酰胺(AM)等有機高分子化合物及無機物添料作為原料，用氧化還原法將控制劑、增強劑等按照一定比例混合，在交聯劑存在、一定溫度及氮氣保護下使聚合與交聯反應同時進行，合成網狀結構的高黏聚合物，經過切割、干燥、粉碎及篩分后得到調驅劑產品[7-8]。它的驅動性強、可變性好、封堵強度高、施工用量少，其黏彈性比地下交聯聚合物調驅劑和地面預交聯顆粒調驅劑好，解決了普通調驅劑進地層后因復雜因素造成的不成膠問題，同時解決了普通調驅劑不易進入地層深部等弊端[9-10]。

適用條件：①油層深部非均質性嚴重；②普通調剖效果逐漸變差，調剖已無法繼續擴大注入水的波及率，經濟效益變差；③注入水沿裂縫、大孔道指進嚴重油層；④注水井井況良好、層間干擾小。

3 現場實施情況

根據吳起油田的地層特征，結合弱凝膠深部調驅技術的原理，本次研究選擇了鐵邊城、寨子河等油區作為試驗區，在問題注水井中選擇了10個井組進行弱凝膠深部調驅試驗，試驗實施的注水井都是舊井轉注井，傳統工藝治理難度大。

3.1 實施步驟

(1)調驅前測對應生產油井產液量、產油量、含水量數據。

(2)調驅前洗井至進出口水質一致。

(3)連接地面管線，試壓25 MPa不刺不漏為合格。

(4)按用量及段塞設計要求，采用2個配液池交替配制調驅劑，具體濃度及粒徑可根據現場實際情況進行適當調整，要求連續注入，中途不得停泵。

(5)注入調驅劑時，注入過程中應密切監測施工壓力、排量及油井產出液的變化。

(6)注完調驅劑后，要求用泵連續正反頂替清水25 m3，以過量頂替調驅劑，并徹底清除配液池內剩余的調驅劑。

(7)調驅完成后，恢復正常注水。

(8)正常注水3天后，錄取注水壓力、注水量，6天內測吸水指示曲線、壓降曲線各一條。

3.2 調驅設計配方

為緩解平面矛盾，決定對該井實施裂縫堵水措施，改變水驅方向，擴大水驅體積，提高水驅效率，從而達到井組均衡水驅的目的。方案設計5個段塞(表1)：

(1)第一段塞是驅油劑1段塞，目的是對深部地層進行預處理，使后續堵劑能夠在低壓下注入。

(2)第二段塞是有機堵劑段塞，目的是與先期注入的聚合物絮凝反應，對地層初步封堵。

(3)第三段塞是主體堵劑段塞，目的是對地層高滲透帶進行橋堵，使后續堵劑能在高滲透部位駐留。

(4)第四段塞是主體堵劑段塞，對深部地層進一步封堵。

(5)第五段塞是驅油劑1段塞，目的是將先期注入的堵劑向更遠地帶推進，并對孔隙空間的剩余油進行驅替。

由于本次調驅主要是充分發揮層內的潛力，對層內進行深部調驅，因此其劑量設計以調驅半徑參數為主要計算依據，應用如下公式進行計算：

Q=βπR2HΦ

(1)

式中Q——調驅劑用量，m3；

R——調驅半徑，40 m(由于層內的非均質性差異，高滲部位的調驅半徑實際遠大于該值)；

H——吸水厚度，7.5 m；

Ф——處理層孔隙度，8.5%；

β——用量系數，取0.6。

由上式算出調驅劑用量，實際準備量稍大。

表1 注水井調驅施工參數設計Table 1 Design of construction parameters of water injection well adjustment drive

3.3 實施效果評價

3.3.1 措施前后井組產能分析

試驗的10口井通過實施弱凝膠深部調驅后，井組日增產在10%以上，對應油井措施有效率達90%以上，達到了預期效果，擴大了驅油波及體積，有效地堵塞了水竄孔道；對應生產井措施前總液量180.91 m3、日產凈油60.34 t，施工后總液量下降為130.69 m3、日產凈油70.12 t，平均日產能增加9.78 t；綜合含水由施工前的60.8%下降到36.8%，6個月有效期內累計增油1 782 t，降水增油效果明顯(表2)。

表2 試驗井組調驅前后產量對比Table 2 Comparison of yield before and after test well group adjustment drive

3.3.2 措施前后注水指示曲線分析

分析注水指示曲線(圖1)，施工前平均吸水強度指數為3.12 m3/(d·MPa)，平均啟動壓力為6.2 MPa；地層存在高吸水層，施工后平均吸水強度指數為1.95 m3/(d·MPa)，減小1.20 m3/(d·MPa)；啟動壓力為7.3 MPa，升高1.1 MPa，說明原高滲透層得到有效封堵，低滲透層得到動用。

3.3.3 實施前后注水壓力分析

由圖2可以看出，調驅前該井近井地帶經過長期沖刷，存在高滲透大孔道壓力擴散速度很快，在停井8 h后的壓力觀測中，壓力由8 MPa下降至0.6 MPa，整個過程壓力共下降7.4 MPa，壓力下降速度較快；措施后在同樣觀測時間內，壓力由8 MPa下降至2.1 MPa，僅下降5.9 MPa，判斷分析認為，井底高滲透帶已經得到有效封堵。

圖1 措施前后注水指示曲線Fig.1 Water injection indicator curves before and after measure

圖2 措施前后壓降曲線Fig.2 Pressure drop curves before and after measures

4 結論

(1)產品中加入了控制劑，使得顆粒的膨脹速度變慢，從而更容易進入地層的深部。

(2)凝膠顆粒的熱穩定性好，產品通過加入增強劑和穩定劑，使得顆粒膨脹的保持率達到96%左右。

(3)通過調整單體配比、合成反應條件及加工工藝所制備的調驅劑，克服了普通調驅劑遇到底下復雜條件不易成膠的問題，解決了傳統工藝制備的調驅劑顆粒密度大、難以到達地層深部等缺點。

(4)通過現場實施，找到了適合吳起油田高含水井治理的調驅配方及工藝技術。