侏羅系油藏黏彈自調控劑調剖技術研究與應用

楊金峰，李忠洋，彭瑞強，李曼平

（中國石油長慶油田分公司第五采油廠，陜西西安 710200）

1 區塊地質概況

耿162 延9 油藏構造位于陜北斜坡中段西部，構造平緩，為一寬緩西傾斜坡，構造平均坡度小于1°，每千米坡降6～7 m，在這一區域背景上發育近東西向的鼻狀隆起。沉積為三角洲平原沉積，其中分流河道為其優勢相，沉積物主要來自北西到南東方向。區域邊底水不發育，平均油層厚度7.2 m，電測滲透率22.5×10-3mD，孔隙度16.56%，屬中孔低滲透油藏。

2006 年開始產建投入開發，初期自然能量開發，2008 年4 月老井轉注5 口，全面實現注水開發，采用300 m 三角形井網。截至2017 年底動用含油面積2.9 km2，地質儲量138.7×104t，可采儲量34.7×104t。主力開采延9 層，平均埋深1 959 m，原始地層壓力14.3 MPa，目前壓力保持水平66.2%。2006 年投入開發，截至目前開發近13 年，已進入“雙高”開發階段，目前綜合含水率75.4%，地質儲量采出程度達18.9%，油藏開發形勢變差（2018 年4 月自然遞減11.07%、含水率上升率8.9%）。整體上由于平面水驅不均、井筒等因素，剩余油分布復雜，常規措施治理挖潛難度大。目前油井總井數23 口，開井數19 口，日產油水平29 t，單井產能1.68 t，綜合含水率75.1%，動液面1 448 m；水井總井數5 口，開井數5 口，日注水平111 m3，單井日注24 m3，月注采比0.92，累計注采比0.95。

該油藏邊底水發育，均為直接接觸型，吸水剖面呈斜坡狀，井組內油井含水率上升明顯，年遞減率較大，通過常規治理措施不能有效實現原油穩產。

侏羅系Ⅰ、Ⅱ類接觸井受底水影響大，能量補充是堵水調驅效果的關鍵控制因素，近年來，耿162 延9 油藏通過實施聚合物微球調驅、PEG 調剖、體膨顆粒等主體調剖技術，效果不明顯、工藝適應性差，急需開展侏羅系新工藝堵水調剖技術實驗，有效改善剖面吸水狀況，提高水驅效率，實現控水增油。

黏彈自調控劑是一種具有良好線性結構的連續相體系聚合物類，既增大驅替相黏度，又提升進入小孔隙能力。該藥劑能進入底水層大孔隙剪切小黏度大，增大注入介質向底水層驅替的阻力，使注入介質在上部油層小孔隙高剪切黏度小流速快，既可以改善吸水不均問題又提高上部油層能量，抑制底水錐進，實現增油降水的目的。2022 年5 月對區域內6 個井組實施黏彈自調控劑調剖，井組對應油井含水率得到明顯控制，降遞減效果較好。

2 黏彈自調控劑調剖技術

2.1 技術機理

針對滲透率低于20 mD 的侏羅系油藏，攻關研發了黏彈性凝膠乳液調驅劑[1]。該體系引入超支化聚合物，在擴大波及體積的同時提高了驅油效率，實現多功能協同作用。超支化大分子隨時間延長逐漸釋放到分散液，提升黏度，在采油過程中封堵孔道，界面作用降低水油界面張力，同時還提升了乳液的黏度，降低流度比，提高平面波及效率，克服注入水“指進”，提高垂直波及效率，增加吸水厚度。超支化大分子特有的超支化結構賦予其較好的耐剪切能力，受到外力剪切作用時體現觸變，在剪切力作用下超支化大分子的存在可以減少黏度降低并且很快恢復黏度。

室內實驗結果表明：黏彈性凝膠乳液調驅劑顆粒均勻且規整度較好，在25～65 ℃的范圍內，調驅劑溶脹率在40%左右，保持相對穩定，滿足目前油藏溫度需求。低剪切下，體系黏度達到40 mPa·s；高剪切下，體系黏度大幅降低，0.2%濃度與0.3%濃度差別較小。流變性與20 mD 以上油藏適用的黏彈自調控劑性能一致。

2.2 藥劑制備過程

2.2.1 藥劑制備需要試劑 丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS），均為工業品；十二烷基二甲基烯丙基氯化銨、十六烷基二甲基烯丙基氯化銨、十八烷基二甲基烯丙基氯化銨，實驗室自制；過硫酸銨、亞硫酸氫鈉、氫氧化鈉，分析純；氮氣，工業品；實驗用水為自制純水。

2.2.2 藥劑制備過程 將一定質量的AM、AMPS、疏水單體，加入去離子水進行溶解，降溫至0 ℃以下；將冷卻好的溶液加入到保溫瓶瓶膽中，通氮氣30～40 min，然后加入0.04%～0.08%引發劑過硫酸銨、亞硫酸氫鈉進行引發，引發溫度控制在0 ℃以下，當溶液起黏后停止通氮氣，密封反應。反應結束后，從保溫瓶中取出膠塊，剪碎，按20%～30%水解度加入一定量的氫氧化鈉，攪拌均勻，裝入燒杯，放置于水浴鍋50～90 ℃中進行水解，水解完成后將膠粒烘干，粉碎過篩，得到黏彈自調控劑（HPAM）。

2.3 技術評價

2.3.1 體系性能測試 通過剪切變稀及黏度恢復測試顯示：黏彈自調控劑具有良好的剪切黏度保留率。頻率掃描對其黏彈性數據測試表明（圖1），彈性模量G'大于黏性模量G''，體系彈性增加，從黏性體向彈性體轉變，分子締合作用增強。

圖1 黏彈自調控劑頻率掃描測試

2.3.2 驅替性能實驗 驅替實驗進一步驗證了黏彈自調控劑具有在優勢通道增黏、低滲基質變稀的特性。其中，高滲巖心驅替：黏彈自調控劑壓力升幅與常規2 500 萬相對分子質量支鏈聚合物相當，增黏效果顯著；低滲巖心驅替：黏彈自調控劑壓力升幅僅為常規2 500 萬相對分子質量支鏈聚合物的1/3，低滲注入性好（圖2、圖3）。

圖2 0.1%兩種聚合物在高滲透率巖心中注入壓力變化

圖3 0.1%兩種聚合物在低滲透率巖心中注入壓力變化

2.3.3 抗吸附性能實驗 在80～100 目油砂上，采用多次吸附方法評價不同調驅體系的抗吸附性能，實驗結果表明相同濃度、相同吸附次數時，黏彈自調控劑5 次吸附后黏度保留率80%。

3 現場應用評價

3.1 施工參數設計

3.1.1 注入濃度設計 通過不同濃度驅油實驗結果表明（2 個月），黏彈自調控劑濃度為1 000 mg/L 時，可提高采收率13.6%，綜合評價效益最佳，較普通聚合物多提高采收率4.5%（表1）。

表1 不同濃度驅油實驗

3.1.2 注入量 考慮油藏開發動態、水洗厚度、油水井距、注水見效時間等因素，采用方向法進行單井用量設計。調剖劑前緣在1/3～1/4 井距處，依據此調剖半徑計算調剖劑用量為：

式中：N-水井周圍注采敏感油井數（方向數）；A、B-橢圓的長半軸和短半軸長，m；h-調剖厚度，m；Φ-油藏孔隙度，%；S-含水飽和度。按照計算公式確定單井設計注入量為5 000 m3左右。

3.1.3 注入強度 通過長慶油田黏彈實施效果統計分析表明，施工注入強度的確定與地層壓力保持水平密切相關，見圖4。黏彈自調控劑施工注入強度指導意見見表2。

表2 侏羅系油藏施工注入強度建議表

圖4 不同壓力保持水平與提高排量倍數散點圖

3.1.4 段塞設計 黏彈自調控劑調剖為：前置段塞（水）→主體段塞（黏彈自調控劑）→頂替（水）。注入壓力不超過系統壓力、爬坡壓力應小于2.5 MPa（表3）。

表3 黏彈自調控劑調剖段塞設計

3.2 注入工藝

將調剖施工設備（配液罐、柱塞泵、高壓管路系統、供水系統）與注水井口連接，按照調剖段塞設計及體系配方要求進行配液，依靠柱塞泵將配制好的調剖劑經高壓管路系統、注水管柱注入目標地層。在試驗井井場適宜位置，按注入工藝流程示意圖（圖5）安裝調試好調剖施工設備，連接好注入管路系統。要求調剖設備試壓25.0 MPa，穩壓5 min，壓力不降，無刺漏；來水管線在正常注水條件下無刺漏方可施工。

圖5 活性微納米膠囊驅工藝流程示意圖

3.3 施工效果

按照選井要求，在耿162 侏羅系油藏開展黏彈自調控劑調剖試驗10 口，對應油井26 口，見效12 口，見效率46.2%，日增油3.3 t，累增油874 t，累降水1 641 m3。按照實際油價計算，投入產出比為1.0∶2.3，效果較好（表4）。

表4 2022 年黏彈自調控劑實施效果統計表

4 結論

（1）明確了侏羅系油藏調剖機理。對不同油藏見水特征分析，得出侏羅系油藏的調剖機理。

（2）優選了適用于侏羅系油藏的黏彈自調控劑。通過對侏羅系儲層物性分析、見水特征，實驗了一種黏彈自調控劑，室內評價效果好。

（3）探索侏羅系邊底水發育油藏堵水調剖新工藝。針對侏羅系油藏常規調剖適應性較差，開展黏彈自調控劑新工藝技術實驗，效果較好。