適用于渤海油田某水平井的EPMSC調(diào)剖技術(shù)*

彭齊國，黃 波，楊萬有，陳維余，孟科全

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452）

水平注水井具有的獨(dú)特優(yōu)勢(shì)［1-2］，注水見效快，波及面積大，尤其對(duì)于低滲、超低滲油藏在鉆完井工藝可滿足地質(zhì)油藏要求的前提下，利用水平井注水提高油田采收率具有重要意義。經(jīng)過十多年的應(yīng)用，水平井注水技術(shù)已比較成熟，但是水平注水井特殊的井身結(jié)構(gòu)以及流體在井筒的滲流特征，導(dǎo)致水平注水井調(diào)剖機(jī)理與直井不同［3］。海上低滲透、裂縫油藏廣泛采用水平井注水開發(fā)模式［4］，目前水平注水井開發(fā)的井組大多已進(jìn)入中高含水期，平均綜合含水76.7%，最高為91.86%。

近年來渤海油田水平井調(diào)剖常用體系主要有：弱凝膠體系、凝膠體系［5-6］、納米微球體系［7-9］和氮?dú)馀菽{(diào)驅(qū)體系［10］。實(shí)踐證明，水平注水井調(diào)剖技術(shù)還不能有效解決油藏平面或橫向非均質(zhì)性問題［11］，大多數(shù)井在實(shí)施過程中出現(xiàn)注入壓力高而達(dá)不到配注，措施效果不明顯等問題［12］。為此，本文利用自制水平井調(diào)剖流動(dòng)規(guī)律模型，考察了粉末聚丙烯酰胺凝膠與乳液聚丙烯酰胺凝膠體系、降壓增注體系和顆粒類體系的注入性、耐溫耐鹽性和長(zhǎng)期穩(wěn)定性，并研究了幾種調(diào)剖體系組合注入的適應(yīng)性，優(yōu)選了適合水平注水井乳液聚合物凝膠和自適應(yīng)顆粒多段塞組合深部調(diào)剖技術(shù)（以下簡(jiǎn)稱EPMSC 調(diào)剖技術(shù)），并進(jìn)行了礦場(chǎng)試驗(yàn)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

粉末聚丙烯酰胺KY-6（相對(duì)分子質(zhì)量2.5×107，固含量91.5%）、粉末聚丙烯酰胺K62014（相對(duì)分子質(zhì)量1.2×107，固含量91.6%），北京恒聚化工有限公司；有機(jī)交聯(lián)劑JLJ-1A、有機(jī)交聯(lián)劑JLJ-1B、醇類助劑CJJ-1、降壓增注劑JY-01，大慶油田化工有限公司；自適應(yīng)顆粒ADP，中海油工程技術(shù)公司；微凝膠SMG，中科院理化應(yīng)用研究所；乳液聚丙烯酰胺AWW-2（有效含量30%，陰離子度為10%）、酚醛類交聯(lián)劑SLPF（有效含量50%），山東濟(jì)南方圓化工有限公司。渤海BZ34-2 油田注入水，礦化度5417.32 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）為：K++Na+1900.40、Ca2+76.55、Mg2+3.50、Cl-2329.16、SO42-73.46、HCO3-63.02、CO32-31.23，NaHCO3型。實(shí)驗(yàn)用油為由煤油與渤海油田現(xiàn)場(chǎng)原油按1∶6配制的模擬油，表觀黏度8 mPa·s（50℃）。

DV2T 型布氏黏度計(jì)，美國Brookfield 公司；FDY-218型封堵試驗(yàn)儀，中海油工程技術(shù)公司；水平井調(diào)剖巖心流動(dòng)規(guī)律模型裝置，自制。

1.2 實(shí)驗(yàn)方法

1.2.1 模擬水平井注入性能

（1）水平井調(diào)剖巖心流動(dòng)規(guī)律模型設(shè)計(jì)。根據(jù)目標(biāo)油田儲(chǔ)層非均質(zhì)，使用長(zhǎng)1 m 填砂管模擬水平井的水平段，采用填砂巖心管（φ 25×100 mm）模擬平面上不同滲透率的地層（2 μm2的高滲層，中部為滲透率1 μm2的中滲層，趾部為滲透率0.5 μm2的低滲層），分別進(jìn)行水平井井筒流動(dòng)狀態(tài)模擬；跟部、中部、趾部非均質(zhì)模擬；水平井不同位置進(jìn)入調(diào)剖劑量及實(shí)時(shí)壓力監(jiān)測(cè)；水平井不同位置封堵情況評(píng)價(jià)。設(shè)計(jì)水平井調(diào)剖巖心流動(dòng)規(guī)律模型裝置如圖1所示。

（2）體系注入性評(píng)價(jià)。采用渤海油田現(xiàn)場(chǎng)注入水，分別按照一定配方配制乳液聚丙烯酰胺凝膠體系、粉末聚丙烯酰胺凝膠成膠液、降壓增注體系及顆粒類體系，分別向水平井調(diào)剖流動(dòng)規(guī)律模型中以1 mL/min的流量注入0.5 PV體系，并分別記錄跟部（高滲）、中部（中滲）以及趾部（低滲）的調(diào)剖劑進(jìn)入量和壓力值，并計(jì)算分流量。

圖1 水平井調(diào)剖巖心流動(dòng)裝置示意圖

1.2.2 耐鹽性評(píng)價(jià)

采用氯化鈉和蒸餾水配制質(zhì)量濃度分別為20、40、50、60、80 和100 g/L 的模擬鹽水待用。用模擬鹽水配制不同的調(diào)剖體系，置于54℃恒溫箱中，采用DV2T 型布氏黏度計(jì)在室溫、剪切速率7.34 s-1下測(cè)定調(diào)剖體系老化6個(gè)月后的黏度。通過肉眼觀察長(zhǎng)期老化后顆粒形態(tài)來評(píng)價(jià)顆粒類調(diào)剖體系的穩(wěn)定性。

1.2.3 封堵性評(píng)價(jià)

采用20數(shù)60 目石英砂填制巖心管，使用單管巖心模型，以注入速度1 mL/min 水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，測(cè)定注入調(diào)剖劑前巖心滲透率K0；注入0.5 PV的調(diào)剖劑體系，在90℃恒溫放置120 h，測(cè)定巖心滲透率K1，按式（1）計(jì)算調(diào)剖劑封堵率F。

1.2.4 耐溫性評(píng)價(jià)

使用渤海BZ34-2 油田現(xiàn)場(chǎng)注入水配制不同配方的調(diào)剖體系，放置于50、60、70、80、90、100、110和120℃恒溫箱中，采用DV2T 型布氏黏度計(jì)在室溫、剪切速率7.34 s-1下測(cè)定調(diào)剖體系老化6個(gè)月后的黏度。通過肉眼觀察長(zhǎng)期老化后顆粒形態(tài)來評(píng)價(jià)顆粒類調(diào)剖體系的穩(wěn)定性。

1.2.5 驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

采用20數(shù)60 目石英砂填制填砂管巖心；用現(xiàn)場(chǎng)注入水抽真空飽和后，測(cè)試水相滲透率；采用Waters泵以1 mL/min的注入流量飽和模擬油；以1 mL/min的流量注入現(xiàn)場(chǎng)注入水，水驅(qū)至含水98%，計(jì)算驅(qū)油效率；然后以1 mL/min的流量分別注入0.5 PV的凝膠、凝膠+顆粒、降壓增注體系、凝膠+降壓增注+顆粒的組合體系，在90℃恒溫放置120 h；二次水驅(qū)至含水98%，計(jì)算采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 不同體系的注入性能

2.1.1 粉末聚丙烯酰胺凝膠與乳液聚丙烯酰胺凝膠體系

高相對(duì)分子質(zhì)量粉末聚丙烯酰胺類凝膠液（3%KY-6+0.05%有機(jī)交聯(lián)劑JLJ-1A+0.05%有機(jī)交聯(lián)劑JLJ-1B+0.017%CJJ-1，以下簡(jiǎn)稱高分子粉末凝膠體系）、低相對(duì)分子質(zhì)量粉末聚丙烯酰胺類凝膠液（0.4%K62014+0.05%有機(jī)交聯(lián)劑JLJ-1A+0.25%有機(jī)交聯(lián)劑JLJ-1B+0.017%CJJ-1，以下簡(jiǎn)稱低分子粉末凝膠體系）和乳液聚丙烯酰胺類凝膠液（1.5%AWW-2+0.5%SLPF，以下簡(jiǎn)稱乳液凝膠體系）在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭械姆至髁糠謩e見圖2、圖3和圖4。

圖2 高分子粉末凝膠體系在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭械姆至髁?/p>

圖3 低分子粉末凝膠體系在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭械姆至髁?/p>

從圖2 和圖3 可知，粉末聚丙烯酰胺類凝膠體系在注入過程分為三個(gè)階段：在第一階段，成膠液注入初期，跟部、中部、趾部均有產(chǎn)出，注入壓力低；在第二階段，壓力開始緩慢上升，高滲層分流量逐漸上升，中、低滲層分流量下降，并保持穩(wěn)定；在第三階段，壓力快速上升。高分子粉末凝膠體系的注入壓力快速上升至12 MPa，高滲層的分流量高，而中低滲層的分流量極低，注入效果極差。這是由于注入工作液在井筒內(nèi)成膠，導(dǎo)致黏度急劇增加，趾部滲透率、壓力低，造成成膠液進(jìn)入趾部巖心困難，水平井段吸水長(zhǎng)度大大降低，注入壓力急劇升高。低分子粉末凝膠體系的注入壓力為0.6數(shù)3.3 MPa，遠(yuǎn)遠(yuǎn)低于高分子粉末凝膠體系。降低工作液的黏度和聚合物的相對(duì)分子質(zhì)量可延長(zhǎng)成膠時(shí)間，從而能改善凝膠體系的注入性能。

圖4 乳液凝膠體系在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭械姆至髁?/p>

從圖4 可知，乳液凝膠體系的注入過程分三個(gè)階段：第一階段，高滲層的分流量先下降后上升，中低滲層的分流量先上升后下降，壓力上升后維持穩(wěn)定；第二階段，高滲層的分流量接近100%，并維持穩(wěn)定；第三階段，成膠后，壓力明顯上升，高滲層的分流量明顯下降，幾乎不產(chǎn)液，中、低滲層被啟動(dòng)，并實(shí)現(xiàn)剖面反轉(zhuǎn)。乳液聚合物低黏特性能極大提高聚合物對(duì)高滲層的選擇性注入，壓力緩慢上升，可更好地封堵高滲層，實(shí)現(xiàn)剖面反轉(zhuǎn)，適用于水平井調(diào)剖作業(yè)。

2.1.2 降壓增注體系

降壓增注體系（0.5%降壓增注劑JY-01）在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭械姆至髁咳鐖D5 所示。由圖5 可知，降壓增注體系在注入過程中分為三個(gè)階段：第一階段，隨著注入壓力上升，高滲層的分流量較高而中低滲層的分流量較低；第二階段，調(diào)剖劑進(jìn)入高滲地層后的封堵作用明顯，導(dǎo)致高滲層的分流量下降，中低滲層的分流量明顯上升，并維持穩(wěn)定；第三階段，隨著中低滲層的封堵作用增強(qiáng)，高滲層分流量再次上升，高中滲層分流量趨于一致。降壓增注體系進(jìn)入低滲透層較多，最終高、中滲層的分流量相近，整體上該降壓增注體系對(duì)低滲層的污染仍較大，主要是因?yàn)榻祲涸鲎└纳屏嗽摻祲涸鲎Ⅲw系的注入性能，使其更容易進(jìn)入低滲層。

圖5 降壓增注體系在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭械姆至髁?/p>

2.1.3 顆粒類體系

自適應(yīng)黏彈顆粒ADP 體系（0.2%ADP）和微凝膠SMG體系（0.4%SMG）在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ偷姆至髁糠謩e如圖6和圖7所示。從圖6和圖7可知，自適應(yīng)黏彈顆粒ADP體系和微凝膠SMG體系在注入過程中分為三個(gè)階段：第一階段，隨著顆粒類體系的注入，壓力上升，高滲層的分流量降低，中低滲層的分流量增高；第二階段，注入壓力持續(xù)上升，高滲分流量下降后上升，最終接近90%，中低滲分流量下降，并保持穩(wěn)定；第三階段，壓力略有上升，高滲層的分流量下降明顯，中低滲層被啟動(dòng)，剖面明顯改善。顆粒類體系進(jìn)入低滲層后，低滲層啟動(dòng)壓力增加，分流量下降，因此，對(duì)低滲層形成有效保護(hù)，使調(diào)剖劑更多地進(jìn)入高滲層，而后續(xù)水驅(qū)過程中低滲層能被有效啟動(dòng)，水平井吸水剖面改善效果極佳。

圖6 0.2%ADP在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭械姆至髁?/p>

圖7 0.4% SMG在注入實(shí)驗(yàn)?zāi)Ｐ椭械姆至髁?/p>

2.2 體系性能優(yōu)化

用不同礦化度的模擬鹽水配制調(diào)剖劑體系，在54℃恒溫箱中放置6 個(gè)月，采用DV2T 型布氏黏度計(jì)在室溫、剪切速率7.34 s-1下測(cè)定調(diào)剖劑體系老化6個(gè)月后的黏度，并與老化前的黏度作比較，計(jì)算黏度保留率，結(jié)果見表1。將調(diào)剖劑體系在不同溫度的恒溫箱中放置6 個(gè)月，調(diào)剖劑體系的黏度保留率見表2。不同調(diào)剖體系的性能評(píng)價(jià)結(jié)果見表3。從表1數(shù)表3來看，聚合物凝膠類、降壓增注類及顆粒類的入井液黏度在3數(shù)50 mPa·s 之間，注入性良好。這3 套體系耐鹽為5×104數(shù) 10×104mg/L，耐溫為50數(shù)100℃，熱穩(wěn)定性為10數(shù)12個(gè)月。

表1 不同調(diào)剖劑體系的耐鹽性

表2 不同體系的耐溫性

表3 不同體系性能評(píng)價(jià)數(shù)據(jù)對(duì)比

2.3 水平井組合體系的調(diào)剖適應(yīng)性

為發(fā)揮不同調(diào)剖劑體系的協(xié)同作用，由于乳液凝膠體系的封堵強(qiáng)度大，技術(shù)成熟，優(yōu)選乳液凝膠體系作為封堵前置段塞、分別與不同類型調(diào)剖劑主體段塞組合注入，前置段塞注入0.1 PV，主體段塞0.4 PV，以提高采收率幅度為技術(shù)指標(biāo)，評(píng)價(jià)不同組合體系的協(xié)同效應(yīng)及驅(qū)油性能，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表4。4種組合的體系分別注入后，發(fā)揮協(xié)同效應(yīng)，調(diào)驅(qū)后采收率為36.7%數(shù)43.6%，采收率增幅為13.6%數(shù)20.5%，降壓增注體系可降低注入壓力，但采收率增幅有限，綜合經(jīng)濟(jì)成本考慮，推薦“乳聚凝膠+顆粒”組合體系。

3 現(xiàn)場(chǎng)礦場(chǎng)試驗(yàn)效果

3.1 調(diào)剖方案

采用水平井調(diào)剖工藝優(yōu)化數(shù)模軟件，選擇乳液凝膠+顆粒組合體系，對(duì)注入量（16000、28000、40000和47000 m3）進(jìn)行用量?jī)?yōu)選及效果預(yù)測(cè)，結(jié)果見圖8。結(jié)合方劑增油量，最終推薦注入量40000 m3，注入有效期12個(gè)月左右，累計(jì)增油12010 m3，方劑增油比為0.3。

表4 不同體系組合調(diào)驅(qū)效果對(duì)比統(tǒng)計(jì)

圖8 渤海某油田水平注水H井不同用量?jī)?yōu)化

結(jié)合物模實(shí)驗(yàn)結(jié)果，調(diào)剖段塞注入速度確定為5數(shù)12 m3/h，驅(qū)油段塞注入速度為12數(shù)20 m3/h。采用乳液凝膠體系+ADP 顆粒體系組合方式，乳液凝膠體系段塞為5000數(shù)6100 m3、ADP 顆粒體系段塞為30000數(shù)33000 m3，方案設(shè)計(jì)詳細(xì)參數(shù)見表5。

表5 渤海油田某水平注水H井調(diào)剖段塞設(shè)計(jì)表

3.2 效果評(píng)價(jià)

渤海油田某水平注水井H 井在整個(gè)措施實(shí)施過程中，進(jìn)行了多次壓降測(cè)試和吸水測(cè)試，呈現(xiàn)“注入壓力上升，視吸水指數(shù)下降”的特征，調(diào)驅(qū)后注入壓力由1.1 MPa逐步上升至調(diào)驅(qū)結(jié)束時(shí)的9.3 MPa，視吸水指數(shù)從調(diào)剖前的240 m3/（d·MPa）下降至調(diào)驅(qū)結(jié)束時(shí)的64.5 m3/（d·MPa），由霍爾曲線計(jì)算的視阻力系數(shù)為4.30，殘余阻力系數(shù)為3.42，表明水流優(yōu)勢(shì)通道得到有效封堵。措施后，油井已見到增油降水效果，截至2018 年5 月，井組階段累計(jì)增油8414.5 m3。

4 結(jié)論

高分子粉末凝膠體系在高滲層的分流量高，而在中低滲層的分流量極低，注入效果極差。乳液聚合物凝膠類、降壓增注類及顆粒類體系的入井液黏度在3數(shù)50 mPa·s 之間，注入性良好。這3 類體系耐鹽為5×104數(shù) 10×104mg/L，耐溫為50數(shù) 100℃，熱穩(wěn)定性為10數(shù)12個(gè)月。

乳液聚合物凝膠類、降壓增注類及顆粒類體系的組合體系調(diào)驅(qū)后的采收率為36.7%數(shù)43.6%，提高采收率13.6%數(shù)20.5%。降壓增注體系可降低注入壓力，但采收率增幅有限，優(yōu)選“乳聚凝膠+顆粒”，即EPMSC調(diào)剖組合體系技術(shù)。

EPMSC 調(diào)剖組合體系可對(duì)低滲層形成有效保護(hù)，使調(diào)剖劑更多進(jìn)入高滲層，而后續(xù)水驅(qū)過程中，能有效啟動(dòng)低滲層，水平井吸水剖面改善效果極佳。該組合調(diào)剖技術(shù)在渤海油田某水平注水H 井的礦場(chǎng)應(yīng)用取得明顯的增油降水效果，對(duì)應(yīng)受益井組累計(jì)增油8414.5 m3，兼具調(diào)剖與調(diào)驅(qū)協(xié)同作用，改善水驅(qū)效果顯著，可以在渤海油田進(jìn)一步推廣應(yīng)用。