油藏新型剖面治理技術的研究與應用

楊金峰，陳小兵，申振坤，張 滿，王國丞，張進科

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

L1C8 東南部油藏為三角洲前緣沉積體系控制下的低滲透巖性油藏，主力開發層系為長層，油層厚度10.5 m，孔隙度9.32 %，滲透率0.57 mD。隨著近10 年開發，受沉積韻律、儲層非均質性及裂縫發育等因素影響，吸水不均井超過58.6 %，以層間、層內吸水不均，尖峰狀和指狀吸水為主。針對常規暫堵酸化施工周期長、安全環保風險大等問題，試驗在線分流酸化新型剖面治理技術。同時針對尖峰狀、指狀等吸水不均問題，開展三種不同類型分流劑的現場試驗，改善層間及層內吸水差異，緩解水驅開發矛盾，進一步提高油田開發效果。

1 面臨的主要問題

1.1 L1C8東南部油藏開發矛盾

（1）剖面水驅狀況變差。該區域井網基本完善，水驅控制程度穩定在96.9 %，剖面吸水狀況有所變差，水驅動用程度由77.1 %下降到71.2 %。近三年吸水剖面測試成果58 口，其中吸水不均井34 口，占測試井數的58.6 %。

（2）見效比例高，但見水井逐年增多。區域儲層物性好，油井見效比例77.1 %。但隨著開發時間的延長，油井見效后見水，區域見水井比例31.8 %，水驅優勢方向清晰，平面水驅不均加劇。

（3）含水上升速度加快，穩產形勢嚴峻。目前區域綜合含水39.7 %，含水持續緩慢上升，近兩年來含水上升速度進一步加快，年含水上升率由2.8 %上升到3.1 %。

1.2 常規酸化工藝面臨問題

常規酸化工藝主要有四方面缺點：工藝復雜，占井周期長，安全環保風險高；欠注井多次重復酸化，傷害半徑越來越大，在地層酸化后，產生二、三次沉淀，造成儲層傷害；由于各儲層的物性、受傷害程度不同，可能存在低滲透層段或傷害嚴重層段不能進酸或進酸太少的問題，低滲透層得不到改善，酸化措施效果差；通過規模化應用精細分注、聚合物微球調驅、補孔及增注等技術，在一定程度上緩解了油藏開發矛盾，但剖面吸水不均問題仍然嚴峻[1，2]。

因此在L1C8 東南部油藏開展一種不停井、不動管柱、連續注入酸液和分流劑的在線分流酸化增注技術有重要意義。

2 在線分流酸化機理及分流劑適應性評價

2.1 在線分流酸化機理

該技術是在酸化施工作業時，先將暫堵劑泵入地層中，暫堵劑進入地層時，優先選擇阻力最小的地層，即滲透率大的地層，因此裂縫、大孔道首先出現屏蔽橋堵，隨著量的積累，最終形成不同厚度的封堵層。暫堵大孔道和裂縫后，酸液主要進入低滲層段進行解堵，起到分流酸化的效果，從而改善吸水剖面。

由于各小層（段）物性或受傷害程度，儲層壓力，所含流體的壓縮性，流體黏度，天然或人工裂縫發育等可能不同，酸液線性流過產層小段時符合達西定律。在酸液中加入分流劑，注酸時暫時堵塞高滲層，酸化低滲層，實現在多層油藏或較厚層油藏或長井段（如水平井）中沿縱向的均勻布酸，或沿全井段儲層均勻解堵改善縱向全井段出油剖面或吸水剖面。而要讓酸液均勻進入每一小層（或小段），就必須滿足各小層（或小段）單位面積上注酸速度相同[3]，即滿足下列關系：

式中：K1、K2、KN-介質（各產層巖心）滲透率；ΔP1、ΔP2、ΔPN-介質（各層）壓差；μ1、μ2、μN-液體黏度；L1、L2、LN-施加壓差的距離。

2.2 分流劑適應性評價

分流酸化的核心就是分流暫堵劑的選擇，依托前期的室內試驗評價，目前主要形成了三種類型的分流暫堵劑，適用于不同的剖面類型治理及現場應用。

2.2.1 WS-1 分流堵劑 WS-1 是一種鹽類水溶性物質，為無色或淡黃色澄清透明液體，遇酸產生白色顆粒起到暫堵作用，遇水后完全溶解，自動解堵。其基本性能（見表1、圖1）。

采用激光粒度儀分別對不同HCl 濃度和不同分流劑WS-1 濃度的溶液的粒徑分布進行檢測，一共有六組，具體分組（見表2）。

WS-1 分流劑注入不同濃度，作用于同一巖心產生的作用效果不同，但是堵劑的注入濃度越大會增加現場施工成本，在試驗中選取滲透率為5×10-3μm2左右的人造巖心，在相同的試驗條件下（70 ℃，正注分流劑6 PV，正驅基液50 PV），研究分流劑濃度對人造巖心封堵率和解堵率的影響，試驗結果（見表3）。

從表3 試驗數據可以看出，在試驗條件相同的情況下，分流劑濃度對封堵效果和解堵效果有一定的影響。隨著分流劑濃度的增大，封堵率逐漸升高；但與此同時水對巖心的解堵率隨之下降。這表明分流劑顆粒的濃度越大，分流劑顆粒在巖心端面形成濾餅越致密，封堵率就會提高；相反，巖心端面堆積的分流劑顆粒越多，濾餅越致密，對巖心正向解堵時所需水的量就越多，在正替相同PV 數水后，分流劑濃度越小，解堵率越大。因此，鑒于封堵率、解堵率、粒徑和施工成本等多方面考慮，推薦WS-1 的注入濃度為50 %，主要用于尖峰狀吸水水井治理。

表1 分流劑WS-1 基本性質

圖1 分流劑WS-1 與HCl 混合

表2 粒徑分布測定具體分組

表3 分流劑濃度對巖心封堵率和解堵率的影響

2.2.2 WS-2 分流堵劑 WS-2 為油溶性分流堵劑，是天然樹脂工業產品和多元醇在高溫下的反應產物，原始狀態為淡黃色顆粒狀，水溶液中加入該暫堵劑、表面活性劑及分散劑后攪拌均勻，得到淡黃色懸浮液體。通過試驗可以發現，WS-2 分流堵劑在酸中和水中都不溶，但在油中有非常好的溶解性，鑒于微粒在水和酸中不反應，可采用水或酸作為攜帶液，將分流劑顆粒帶入地層（見圖2、圖3）。

圖2 剖面調整劑WS-2 顆粒

圖3 剖面調整劑WS-2 溶液

采用激光粒度儀分別對兩種不同粒徑分布的WS-2 暫堵劑溶液進行檢測，可以看出粒徑分布范圍廣，從0.78 μm～300 μm 跨度，根據堵劑顆粒與孔喉的最佳匹配關系，對不同大小的孔喉均能有效封堵；其粒徑主要集中在16 μm～120 μm，該區間顆粒累計分布達72 %，具有更強的適用性（見表4）。

表4 堵劑粒徑分布范圍

室內對該分流堵劑的濃度進行了評價分析，隨著分流劑濃度的增大，巖心暫堵率逐漸升高；綜合暫堵率、解堵率、粒徑和施工成本等多方面考慮，推薦分流劑WS-2 濃度為50 %，主要用于尖峰狀吸水水井治理（見表5）。

2.2.3 WS-3 分流堵劑 WS-3 是由溶解于流體的發泡類表面活性劑和穩泡類高分子處理劑通過界面張力、分子間力及其他作用，由物理化學作用自然形成的通道封堵材料，絨囊與其賴于生存的流體稱為絨囊流體。

試驗5 枚絨囊流體暫堵在寬度6 mm 人工裂縫的巖心柱塞（Φ38×100 mm），酸性（pH＜1）條件下，5 枚柱塞絨囊體系暫堵后承壓能力均達到20 MPa 以上，最高達到23.09 MPa；5 枚柱塞絨囊體系在試驗泵入排量0.5 mL/min 承壓達20 MPa，現場高排量下承壓結構起效快。綜合封堵率、承壓和施工成本等多方面考慮，其可適用于指狀水井治理（見圖4、圖5）。

表5 WS-2 不同濃度下性能對比

圖4 5#巖心封堵前后清水注入壓力變化

圖5 5 枚柱塞承壓及承壓達20 MPa 時間分布

3 現場應用評價

3.1 施工概括

針對L1C8 東南部油藏剖面吸水變差、平面水驅不均井，近兩年總計實施25 口，施工成功率100 %。其中，WS-1 水溶性堵劑實施7 口，WS-2 油溶性堵劑實施13 口，WS-3 絨囊型堵劑實施5 口；堵劑用量根據進入儲層近井帶裂縫和孔隙的深度進行計算所得，螯合酸用量根據徑向滲流理論、酸化解堵半徑計算所得（見表6）。

3.2 施工效果

3.2.1 剖面矛盾改善明顯 對其中已實施的15 口井進行吸水剖面測試，吸水形態明顯改善13 口，平均吸水厚度由8.1 m 上升到9.0 m，水驅動用程度由67.7 %上升到73.2 %，有效的緩解了該區塊的剖面矛盾（見表7）。

3.2.2 壓力保持水平上升 對已實施井進行壓力測試，壓力降落明顯變緩，區域壓力保持水平由65.8 %上升到71.3 %。

3.2.3 控水穩油效果明顯 該區塊未治理前含水從27.4 %（2018 年1 月）上升至33.2 %（2018 年9 月），上升了5.8 %；治理后目前區域綜合含水35.8 %，與措施前相比含水上升2.6 %，有效遏制了含水上升速度；同時日增油保持平穩，有效抑制了見水井的增加（見圖6）。

3.2.4 經濟效益顯著 分流酸化技術依托較為成熟的在線酸化技術，可以實現不動管柱帶壓作業，同時措施后無需返排，整個作業安全環保。相比常規的水井暫堵酸化，單井可節約費用5 萬元。

表6 實施情況總表

表7 在線分流酸化實施效果表

圖6 L1C8 東南部區分流酸化井組生產曲線

4 結論

（1）針對L1C8 東南部區水驅狀況變差、含水上升速度加快等問題，對不同形態較差水井采用WS-1、WS-2、WS-3 三種不同類型的分流劑分類治理，整體適應性較好，實現了控水增油的目的。

（2）通過措施前后吸水剖面測試結果分析，WS-1、WS-2 在治理尖峰狀吸水水井效果較好，WS-3 在治理指狀吸水、井口壓力較低水井有較好的適應性。

（3）獨特新型的在線剖面治理工藝，既降低了作業安全、環保風險，同時又有效的節約了成本。