N油田裂縫性油藏調(diào)剖技術(shù)研究

孔德月

遼河油田興隆臺采油廠工藝研究所，遼寧盤錦 124010

N油田是遼河盆地西部凹陷的小型油田，位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡北端。動用含油面積5.4 km2，石油地質(zhì)儲量1 328×104t，可采儲量286.7×104t，標定采收率21.6%，油藏埋深1 500～2 200 m，有效厚度41.5 m，為裂縫-孔隙雙重介質(zhì)低孔低滲邊水非均質(zhì)高凝稠油油藏。油層碎屑巖儲層在巖性上主要為巖屑長石砂巖，及少量的長石砂巖和混合砂巖。根據(jù)取心井油層物性樣品分析，平均孔隙度11.3%，平均滲透率26.7×10-3μm2；儲層孔喉分布狀況差，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，喉道細小且不均勻，該油藏的潤濕性為強親水。

地層中的裂縫一般可分為超微觀裂縫、微觀裂縫和宏觀裂縫3類[1]。油層的主要儲集空間為粒間溶孔、組分內(nèi)溶孔、晶間溶孔及部分原生孔隙。同時由于構(gòu)造斷裂活動頻繁而形成了復(fù)雜裂縫，這些裂縫對溝通孔隙、改善滲流能力起到了一定的作用，也可成為油氣聚集的場所。裂縫主要發(fā)育的巖性為砂礫巖和砂巖，而泥質(zhì)白云巖、泥灰?guī)r和白云巖中裂縫也很發(fā)育。

N油藏為低孔、低滲、裂縫-孔隙雙重介質(zhì)發(fā)育的高凝稠油油藏，非均質(zhì)性嚴重，經(jīng)多年的注水開發(fā)，目前已進入注水開發(fā)的中高含水期開發(fā)階段，吸水剖面、產(chǎn)液剖面持續(xù)惡化，層間、層內(nèi)開發(fā)矛盾加劇，低滲透層難動用，含水繼續(xù)上升，產(chǎn)量快速遞減。如何控制含水的快速上升，達到穩(wěn)油控水的目的，是目前N油田面臨的最大問題，又因該塊原油及油藏物性(具有孔隙、裂縫雙重介質(zhì)特征，儲層物性較差，屬于低孔低滲高凝稠油油藏)差的限制，研究可以有效提高N油層注入水波及系數(shù)、提高注水驅(qū)替效率、控制N油層含水上升的配套技術(shù)，是目前急需解決的難題。

調(diào)剖是解決這一問題的有效方法之一，該油藏進行注水井調(diào)剖作業(yè)。從目前開采情況看來，常規(guī)化學(xué)調(diào)剖注水壓力上升快，有效期短，后續(xù)注水易發(fā)生繞流，措施效果差。

1 調(diào)剖劑配方體系研究

1.1 交聯(lián)體系

聚丙烯酰胺(HPAM)/有機交聯(lián)體系可以通過3種不同的方法來實施，方法之一是將HPAM直接與酚和甲醛的單體以一定的比例混合，在一定的溫度條件下反應(yīng)生成交聯(lián)凝膠。酚和甲醛在不同的pH下能夠發(fā)生縮合反應(yīng)，生成不同結(jié)構(gòu)的酚醛樹脂。這些酚醛樹脂中的經(jīng)甲基能同聚丙烯酰胺中的酰胺基縮合生成凝膠[2]。有機交聯(lián)體系有以下優(yōu)點：

1)具有很好的耐溫抗鹽性。有機交聯(lián)體系生成的凝膠在140 ℃的地層中，22 000 mg/L礦化度下，仍然具有良好的注入能力[3]。

2)具有良好的熱穩(wěn)定性。由于聚丙烯酰胺分子鏈中能夠發(fā)生水解的酰胺基已經(jīng)和交聯(lián)劑發(fā)生反應(yīng)，且引入的苯環(huán)也限制了酰胺基的水解，所以該體系形成的凝膠在高溫下也不會發(fā)生脫水縮合[4]。

3)可以實現(xiàn)延緩交聯(lián)。根據(jù)交聯(lián)體系的這一特點，可以人為控制凝膠的交聯(lián)程度。并且根據(jù)地層的不同條件達到驅(qū)油與調(diào)剖的目的。

由于現(xiàn)場實施中，調(diào)剖后注水壓力上升過快，實驗將重點研究體系配方調(diào)整，延緩酚醛體系交聯(lián)。

1.2 配方調(diào)整

實驗中選用聚合物的相對分子質(zhì)量為250×106；酚醛交聯(lián)劑：甲醛溶液、酚、酸；溶劑水為現(xiàn)場注水樣。設(shè)計實驗配方A：0.25%聚合物+0.2%甲醛+0.02%間苯二酚+0.1%酸；配方B：0.25%聚合物+0.2%烏洛托品+0.02%酚+0.1%酸。配方中各組分的用量均以溶液的總質(zhì)量計，下同。

根據(jù)調(diào)剖劑設(shè)計配方，用ES-120電子天平稱量各化學(xué)藥劑質(zhì)量。用容量瓶量出所需溶劑水，裝入燒杯中，利用KJ-1型攪拌器攪拌，將稱量好的聚合物配制成溶液。攪拌時間為2 h左右，待其攪拌均勻后，取下熟化10 h以上。熟化完畢后，將稱量好的交聯(lián)劑分別加入聚合物溶液。用旋轉(zhuǎn)黏度計測量調(diào)剖劑初始黏度。在2 h左右后，再次測量其黏度，置于70 ℃恒溫箱內(nèi)，定期測量其黏度。

通過實驗，得到不同體系配方黏度與時間的關(guān)系曲線，見圖1。

圖1 不同配方溶液黏度與時間的關(guān)系

由圖1可以看出，采用酚醛型交聯(lián)劑，使用烏洛托品代替甲醛可以延長交聯(lián)時間。

1.3 交聯(lián)劑質(zhì)量濃度的篩選

1.3.1 實驗方案

實驗選用聚合物的相對分子質(zhì)量為250×106；酚醛交聯(lián)劑：烏洛托品溶液、酚、酸；溶劑水為現(xiàn)場注水樣。設(shè)計實驗配方見表1。

表1 交聯(lián)劑質(zhì)量濃度實驗配方 %

1.3.2 實驗結(jié)果及分析

N油層屬于低孔低滲、雙重介質(zhì)油藏，非均質(zhì)性嚴重，天然裂縫發(fā)育。針對此種情況，需要研制凝膠凍膠類調(diào)剖劑，使其成膠前具有較好的注入性，成膠后強度較大(大于8 000 mPa·s,小于20 000 mPa·s)，這樣能夠有效地封堵天然裂縫。實驗測得不同配方溶液的黏度與時間的關(guān)系曲線，見圖2。

圖2 不同配方溶液黏度與時間的關(guān)系

綜合實驗結(jié)果，配方5黏度可以保持在10 000～20 000 mPa·s，黏度穩(wěn)定，因此選擇交聯(lián)劑配方為烏洛托品0.4%+0.2%酚+0.1%酸。

2 室內(nèi)巖心模擬實驗

2.1 實驗步驟

選擇配方5進行巖心模擬實驗。

1)用游標卡尺測量巖心長度(由于是標準巖心，直徑都為2.5 cm)；將巖心置于恒溫箱中70 ℃進行烘干，大約5 h后將巖心取出稱重；將廣口瓶中裝入標準地層水，將烘干后的巖心放入其中，用地層水將巖心完全浸沒，塞上膠塞，打開抽真空泵，使巖心飽和地層水，此過程約進行5 h；將抽真空泵關(guān)閉，用鑷子將巖心從標準地層水中夾出，并用紙將巖心表面的水擦干凈，進行第2次稱量；將巖心放入巖心夾持器，接好管線，加環(huán)壓，加壓驅(qū)替地層水，待巖心的另一側(cè)出水后開始計時，待試管中有一定的可以讀出體積的液體后停止計時，通過時間和水的體積可以得到水的流量，根據(jù)測量和得到的數(shù)據(jù)可以得到封堵前的滲透率，整個實驗過程在70 ℃的恒溫箱中進行.

2)按配方配置調(diào)剖劑，將其倒入巖心驅(qū)替的裝置中，當試管中出現(xiàn)凝膠后開始計時，當試管中可以讀出凝膠體積的時候停止計時，讀出試管中的凝膠體積，可算出凝膠的流量，根據(jù)達西公式即可算出注入調(diào)剖劑后的滲透率。將廣口瓶中裝入地層水，然后將注入調(diào)剖劑后的巖心放入其中進行養(yǎng)護8 d，此過程在70 ℃的恒溫箱中進行。8 d后，此時調(diào)剖劑已經(jīng)成膠，達到強度要求，同樣的方法計算得到調(diào)剖劑封堵后的滲透率。利用堵前和堵后滲透率可以算出封堵率，若封堵率達到85%即實驗成功。

2.2 實驗結(jié)果和討論

通過巖心驅(qū)替實驗得到的數(shù)據(jù)見表2。

表2 巖心驅(qū)替實驗效果

從表2中可以看出，通過巖心驅(qū)替實驗測得調(diào)剖劑有裂縫巖心封堵率為99.6%，大于85%；突破壓力梯度為4.23 MPa/m，大于4 MPa/m；殘余阻力系數(shù)為256，大于200。在低滲透巖心中的封堵率為99%，大于85%；突破壓力梯度為5.96 MPa/m，大于4 MPa/m；殘余阻力系數(shù)為107，大于50。符合封堵所要達到的要求，這表明該調(diào)剖劑不僅有較高的封堵能力，還具有較好的沖刷穩(wěn)定性。

3 結(jié)論

1)通過室內(nèi)實驗進行不同交聯(lián)劑質(zhì)量濃度對調(diào)剖劑成膠時間、成膠強度、穩(wěn)定時間影響和分析，篩選出符合實驗要求的調(diào)剖劑配方為： 0.25%聚合物；交聯(lián)劑為0.4%烏洛托品+0.2%酚+0.1%酸。

2)通過巖心驅(qū)替實驗評價得出所配置調(diào)剖劑性能達到在模擬地層條件下的要求。實驗表明，調(diào)剖劑對無裂縫巖心的封堵率為99.6%，突破壓力梯度為4.23 MPa/m，阻力系數(shù)為125，殘余阻力系數(shù)為256；在有裂縫巖心中的封堵率為99%，突破壓力梯度為5.96 MPa/m，殘余阻力系數(shù)為107，符合模擬地層條件下的要求。