邵立民

(中國石化東北油氣分公司工程技術(shù)處，長春 130062 )

秦家屯油田是東北油氣分公司的開發(fā)老區(qū)，位于松遼盆地南部東南隆起，自2001年注水開發(fā)以來，已有十多年的水驅(qū)開發(fā)歷史，目前綜合含水率已高達85%。由于長期注水沖刷形成部分高滲通道，使注入水沿高滲主吸水通道單方向指進，導(dǎo)致周圍連通的采油井含水上升過快，甚至因過早水淹而停產(chǎn)；而部分注水層受吸水能力控制，出現(xiàn)供液能力不足等現(xiàn)象，影響油田的整體開發(fā)效果，急需對水井采取有效穩(wěn)水、控水措施，實施有效注水[1]。2012年采用“鉻凍膠+核殼體”調(diào)剖體系進行調(diào)剖工藝，礦場實施了5口井，調(diào)剖增油效果顯著。

1　調(diào)剖體系配方確定

經(jīng)現(xiàn)場試驗分析，秦家屯油田儲層非均質(zhì)性強及裂縫發(fā)育致SN142區(qū)塊竄流是開發(fā)低效的重要原因。2012年進行了調(diào)剖體系優(yōu)化，采用“鉻凍膠+核殼體”調(diào)剖體系。鉻凍膠是由聚丙烯酰胺、鉻交聯(lián)劑及其他交聯(lián)劑等組成，低溫下能夠成膠，成膠后強度高。選取的無機顆粒堵劑為核殼體，該堵劑為帶內(nèi)核的剛性物質(zhì)，主要用于增強封堵體系強度，便于調(diào)剖體系在地層中堆積形成物理堵塞。其交聯(lián)原理是：聚丙烯酰胺中的羧基電離成為羧酸根和氫離子；聚丙烯酰胺通過羧酸根與鉻交聯(lián)劑反應(yīng)，整個體系交聯(lián)成體型聚合物。

鉻交聯(lián)劑是由CrCl3·6H2O制備的Cr3+有機鉻螯合型配合物，交聯(lián)劑在與聚丙烯酰胺交聯(lián)過程中緩慢釋放Cr3+；在溫度高于90 ℃時聚丙烯酰胺分子鏈會發(fā)生嚴重的熱降解特別是熱氧化降解, 使聚丙烯酰胺分子鏈變短, 交聯(lián)性能變壞, 已生成的凍膠變得不穩(wěn)定而發(fā)生破解。防止高溫下氧的破壞作用的常用方法是加入除氧劑。調(diào)剖體系的交聯(lián)助劑為亞硫酸鈉，用于改善體系成膠環(huán)境，助于成膠[2]。

2.1　調(diào)剖體系優(yōu)化

2.1.1聚合物濃度優(yōu)化

在溫度40 ℃、交聯(lián)劑濃度1 000 mg/L、助劑濃度1 000 mg/L的條件下，分別向體系中添加不同濃度的聚合物溶液，測試體系成膠后的復(fù)合黏度，結(jié)果見圖1。

圖1　聚合物溶液黏濃曲線變化

由圖1可以看出，體系的復(fù)合黏度隨聚合物溶液濃度的增大呈現(xiàn)出增長的趨勢，根據(jù)實際情況，確定了所選聚合物溶液的濃度為3 000～4 000 mg/L。

2.1.2交聯(lián)劑濃度優(yōu)化

在溫度40 ℃、聚合物濃度3 000 mg/L、助劑濃度1 000 mg/L的條件下，分別向體系中添加不同濃度的鉻交聯(lián)劑，測試體系成膠后的復(fù)合黏度，體系黏度隨鉻交聯(lián)劑濃度的變化情況見圖2。

圖2　鉻交聯(lián)劑黏濃曲線變化

由圖2可以看出，體系的復(fù)合黏度隨鉻交聯(lián)劑濃度的增大而增大，結(jié)合實際情況，確定了所選鉻交聯(lián)劑的濃度為2 500～3 000 mg/L。

2.1.3助劑濃度優(yōu)化

在溫度40 ℃，聚合物濃度3 000 mg/L、鉻交聯(lián)劑濃度1 000 mg/L的條件下，分別向體系中添加不同濃度的助劑，測試體系成膠后的復(fù)合黏度，結(jié)果見圖3。

圖3　交聯(lián)助劑黏濃曲線變化

由圖3可以看出，隨助劑濃度的增大，體系黏度呈現(xiàn)出先增大后平穩(wěn)，實際確定助劑的濃度為2 500～3 000 mg/L。

2.1.4核殼體用量

核殼體為帶內(nèi)核的剛性物質(zhì)，粒徑可根據(jù)不同地層條件進行調(diào)整，懸浮性好，耐溫耐鹽性好[3]，主要用于增強封堵體系強度，體系在地層裂縫或斷層中堆積，形成物理堵塞。其主要特點是粒徑小，可懸浮性好；剛性強，不易破碎；封堵性、運移性好[4]。一般裂縫性儲層選定核殼體的濃度定為2 000～10 000 mg/L。

3　調(diào)剖體系室內(nèi)試驗評價

結(jié)合2012年礦場調(diào)剖實踐，油田處理后的水質(zhì)與調(diào)剖體系不相適應(yīng)，故筆者在清水試驗溫度40 ℃(模擬油藏溫度)下進行室內(nèi)調(diào)剖體系試驗評價。

3.1　物模評價試驗

根據(jù)前期調(diào)剖劑優(yōu)化試驗，選取2種體系配方，分別進行巖心試驗，測試封堵前后滲透率的變化情況，計算封堵率，見表1。試驗結(jié)果表明，清水配置的不同濃度的鉻凍膠，在40 ℃條件下，巖心封堵率均大于95%，凍膠體系性能較好。

表1　調(diào)剖體系配方巖芯封堵性能試驗

3.2　物性評價試驗

依據(jù)配方優(yōu)化結(jié)果，考察鉻凍膠體系在油藏條件下的溶解性、增黏性、流變性、觸變性、熱穩(wěn)定性等。

3.2.1溶解性測試

聚合物干粉溶液在40 ℃溫度條件下，測試不同放置時間下的溶液電導(dǎo)率，其結(jié)果見圖4所示。聚合物干粉在室內(nèi)試驗中的溶解時間為50 min。

圖4　聚合物干粉溶解時間

3.2.2增黏性測試

在40 ℃條件下，測試體系黏度隨聚合物濃度的變化，其結(jié)果見圖5。結(jié)果表明隨著聚合物濃度的增加，溶液的黏度迅速上升，該調(diào)剖體系具有良好的增黏性。

圖5　聚合物溶液黏濃關(guān)系

3.2.3流變性測試

在40 ℃條件下，分別測試不同的剪切速度下，聚合物溶液黏度的變化情況見圖6。

圖6　聚合物流變性測試

由圖6可以看出，聚合物溶液呈現(xiàn)出具有明顯的剪切變稀的假塑性流變特征，該特性有利于聚合物現(xiàn)場注入[5]。

3.2.4熱穩(wěn)定性測試

在40 ℃條件下，清水配制聚合物濃度4 000 mg/L+交聯(lián)劑濃度2 500 mg/L+助劑濃度3 000 mg/L，待體系成膠后，分別測試放置不同時間的體系黏度變化，并計算出黏度保留率，結(jié)果見圖7。

圖7　凍膠體系黏度保留率隨時間變化

由圖7可以看出，凍膠體系在40 ℃下放置180 d時黏度保留率大于93%，說明調(diào)劑體系穩(wěn)定性較強[6]。

4　現(xiàn)場試驗

2012年9月在秦家屯油田SN142區(qū)塊開展5口調(diào)剖施工，到2012年11月20日5口井全部施工完畢，5口調(diào)剖井共對應(yīng)14口油井中有11口油井明顯見效，累積增油1 084.7 t，預(yù)計累計增油1 980 t，提高采收率0.25%，現(xiàn)場試驗效果見圖8。

圖8　試驗區(qū)生產(chǎn)曲線

試驗井組中以QK142-1調(diào)剖井組為例，現(xiàn)場調(diào)剖施工時間2012-09-24—10-12，施工排量3～4 L/h，累積注入堵劑1 735 m3，爬坡壓力上升5.5 MPa，施工后壓降曲線明顯升高、變緩，說明調(diào)剖起到效果，周圍對應(yīng)的QK142-27受效顯著，到目前已增油71 t。

5　結(jié)論與建議

1)采用“鉻凍膠+核殼體”調(diào)剖體系(0.3%～0.4%聚合物+0.25%～0.3%交聯(lián)劑+0.25%～0.3%助劑+0.4%～0.5%核殼體)，能有效封堵大孔道和裂縫等高滲通道，有效調(diào)整吸水剖面。

2)室內(nèi)評價表明，該調(diào)剖體系具有良好的黏性，熱穩(wěn)定性強，利于現(xiàn)場注入。針對不同調(diào)剖體系的性能特征，在藥劑注入?yún)?shù)及注入工藝上進行調(diào)整，現(xiàn)場應(yīng)用效果顯著。

[1]候天江，孫江成，趙金獻.斷塊油田注水井調(diào)剖工藝技術(shù)的發(fā)展與建議[J].斷塊油氣田，1997，7(4):57-62.

[2]舒曉暉，張貴才，葛際江，等.調(diào)剖效果影響因素的室內(nèi)研究[J].油氣地質(zhì)與采收率，2005，12(5)：62-66.

[3]陳洪.水井調(diào)剖半徑與地層吸水參數(shù)關(guān)系式的確定[J].斷塊油氣田，1995，1(1):49-51.

[4]喬守武.低滲透油田注水井深部調(diào)剖技術(shù)研究與應(yīng)用[D]，西安:西安石油大學(xué)，2009.

[5]國家經(jīng)濟貿(mào)易委員會.SY/T5588—2003注水井調(diào)剖工藝及效果評價[S].北京：中國標準出版社，2003.

[6]孫成巖，高永蓮, 姚華梅.注水井調(diào)剖工藝參數(shù)的優(yōu)化[J].油氣地面工程，2005，11(11)：23-25.