郭占林，謝正義，王海洲，劉 芳

(延長石油集團志丹采油廠，陜西 志丹 717500)

低滲、特低滲油田的有效開發(fā)已成為鄂爾多斯盆地油田持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵[1]。經(jīng)過20多年的注水開發(fā)，鄂爾多斯盆地特低滲油田己逐步進入中、高含水期，產(chǎn)量遞減幅度大，水驅(qū)采收率低下[2]。為了改善水驅(qū)開發(fā)效果，對原有井網(wǎng)進行合理優(yōu)化調(diào)整，形成了眾多的壓裂轉(zhuǎn)注井[3-4]。

以延長油田某油區(qū)長6特低滲儲層為研究對象，通過理論分析，提出調(diào)剖措施，并對調(diào)剖劑進行性能評價及調(diào)剖效果分析，研究改善壓裂轉(zhuǎn)注井注水效果的方法。

1 理論分析

研究區(qū)大部分注水井為壓裂轉(zhuǎn)注井，壓裂措施加劇了低滲透油田的非均質(zhì)性。經(jīng)過對此類壓裂轉(zhuǎn)注井的注水效率的分析，并結(jié)合水驅(qū)油理論，提出改善注水效果的措施。

對壓裂轉(zhuǎn)注井進行儲層注水效率評價：參考采油指數(shù)的定義對于轉(zhuǎn)注前已實施過壓裂措施的油井理想吸水指數(shù)[5]：

(1)

其中，qwR為理論油層吸水量，m3/d；pw為注水井井底流壓，MPa；p為儲層壓力，MPa；K為滲透率，μm2；hoe為注水層厚度，m；Bw為注水體積系數(shù)m3/m3；μw為水的黏度,mPa·s；re為影響半徑，m；Xf為裂縫半長，m；Sf為表皮因子，無因次。

壓裂轉(zhuǎn)注井的實際吸水指數(shù)可表示為：

(2)

壓裂后期表皮系數(shù)為[6]：

(3)

其中，CfD為裂縫導流能力，μm2·m。

得到壓裂后注水井儲層注水效率的計算式為：

(4)

上式分析可得：隨著裂縫導流能力的降低，表皮系數(shù)增加，注水效率降低。并且大量注入水沿著壓裂裂縫方向流動，發(fā)生注采井間的竄流，垂直于裂縫方向的油井見效甚微[7]。根據(jù)水驅(qū)油理論，油藏的水驅(qū)油采收率等于驅(qū)油效率與體積波及系數(shù)的乘積[8-9]。由于注水井水驅(qū)不均勻，注入水的波及系數(shù)降低，使儲層的動用程度降低，因而導致地層中存在大量剩余油，水驅(qū)油采收率低下[10-11]。為改善水井吸水剖面，緩解層間矛盾，改善注水效果，利用在注水井中注聚合物方法，進行層系間調(diào)剖與層內(nèi)進行調(diào)驅(qū)[12-14]。

因此，對延長某油田油區(qū)長6儲層壓裂轉(zhuǎn)注井采用注聚合物調(diào)剖措施來改善注水效果。

2 材料與方法

2.1 實驗材料

(1)巖心：實驗分成四組，每一組采用高、低滲透率的兩塊巖心組成雙管平行模型，構(gòu)成非均質(zhì)模型?，F(xiàn)場反饋的壓裂裂縫縫寬為2～8 mm，用天然巖心，通過人工造縫填充石英砂的方式制作裂縫-孔隙型巖心[15-16]。按照SY/T 5336-2006《巖心分析方法》，實驗巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表1。

表1 巖心基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

(2)弱凝膠調(diào)剖劑：由主劑聚合物CJ、交聯(lián)劑A和助劑B組成。按照配方要求，可選擇主劑濃度2 000 mg/L，交聯(lián)劑A濃度2 000 mg/L，助劑B濃度2 000 mg/L配置。在模擬注入水和模擬地層水中均可成膠。

(3)強凝膠調(diào)剖劑：由主劑、交聯(lián)劑和緩凝劑組成。調(diào)節(jié)延緩劑用量可控制成膠時間(0.5～8 d)，適用溫度為20～75℃。在模擬注入水和模擬地層水中均可成膠。

2.2 實驗方法

2.2.1 現(xiàn)場注入水與地層水水質(zhì)分析

按照SY/T5523-2000《油氣田水質(zhì)分析方法》和SY/T5329-2012《碎屑巖油藏注水水質(zhì)指標及分析方法》對甲醇回收系統(tǒng)的污水進行了水質(zhì)分析。

2.2.2 調(diào)剖體系性能分析

根據(jù)現(xiàn)場水樣水質(zhì)分析結(jié)果(表2)配制礦化度為27 200 mg/L的模擬注入水和礦化度56 900 mg/L模擬地層水；根據(jù)SY/T5590-2004《調(diào)剖劑性能評價方法》，按照調(diào)剖劑體系配方，將交聯(lián)劑、延緩劑配制成一定濃度的輔助溶液；量取所需地層水或注入水，將稱量好的聚合物加入瓶中，攪拌約2 h，避光熟化24 h；用移液管將輔助溶液加入聚合物溶液攪拌一定時間得到凝膠體系；在室溫條件下，測量調(diào)剖劑初始粘度；然后將調(diào)剖劑放入溫度為25℃的恒溫浴，間隔一定時間后測定調(diào)剖劑的粘度，并記錄數(shù)據(jù)。

2.2.3 巖心驅(qū)替實驗

實驗中通過注入調(diào)剖劑來封堵高滲通道，根據(jù)注入體系的不同，分為弱凝膠和強凝膠調(diào)驅(qū)體系巖心封堵實驗。根據(jù)長6儲層的物性特點以及壓裂裂縫特征，選取高滲透率的裂縫-孔隙型巖心和低滲透率的孔隙型巖心組成的并聯(lián)巖心組，構(gòu)成非均質(zhì)模型，采用注水—注膠—注水的方式，進行凝膠調(diào)剖體系巖心驅(qū)替實驗(見圖1、圖2)。

圖1 實驗流程

1.煤油瓶；2.微流量泵；3、4.中間容器；5.壓力表；6.六通閥；7.巖心夾持器；8.恒溫箱；9.圍壓泵

圖2 裂縫-孔隙型巖心

參照SY/T5590-2004《調(diào)剖劑性能評價方法》。實驗采用巖心驅(qū)替法，將孔隙型巖心與裂縫-孔隙型巖心分別放入并聯(lián)的兩臺巖心夾持器中，用一定流量的模擬水驅(qū)替，每隔一定時間分別測量兩塊巖心的流量、滲透率及注入水量，驅(qū)替至兩塊巖心的流量穩(wěn)定；注入1.0 PV弱凝膠(0.5 PV強凝膠)，候凝，其中，弱凝膠調(diào)剖實驗?zāi)z候凝4天，強凝膠調(diào)剖實驗?zāi)z候凝6天；然后重復(fù)測量兩塊巖心的流量、滲透率及注入水量，驅(qū)替至兩塊巖心的流量穩(wěn)定。

通過每組實驗中的兩塊巖心在凝膠調(diào)剖前后的吸水量對比，能夠直觀的反映調(diào)剖效果。根據(jù)巖心驅(qū)替實驗所測得裂縫-孔隙型巖心、孔隙型巖心在凝膠注入前后的流量變化，得出各巖心注膠前后吸水分配百分比。并結(jié)合在不同的巖心滲透率級差條件下，不同凝膠體系進行巖心驅(qū)替實驗測定的巖心滲透率、突破壓力、封堵率、殘余阻力系數(shù)，綜合分析調(diào)剖效果。

3 實驗結(jié)果與討論

3.1 研究區(qū)塊儲層特征

研究區(qū)儲層整體物性較差，為細喉道、低孔-特低滲儲層?？紫抖戎饕植荚?%～10%，平均滲透率(0.103～1.43)×10-3μm2。儲層溫度為24.6～27.5℃，平均原始地層壓力3.33 MPa，屬于常溫低壓油層。主力開采層位為長6油層，累計采油69.6×104t，采出程度4.06%。注水總井數(shù)268口(其中壓裂轉(zhuǎn)注井151口)，平均單井日注水平均為3.1 m3，注水開發(fā)面積35.78 km2。

3.2 現(xiàn)場注入水與地層水水質(zhì)分析結(jié)果

表2 長6油層注入水和地層水水質(zhì)分析結(jié)果

3.3 凝膠性質(zhì)

用礦化度為27 200 mg/L的模擬注入水和礦化度56 900 mg/L模擬地層水配制各凝膠調(diào)剖體系，并在25℃下測定體系粘度與時間的變化情況，結(jié)果顯示：弱凝膠體系4天左右成膠，在不同礦化度下體系粘度均穩(wěn)定保持在2 000 mPa·s以上，且性能穩(wěn)定(見圖3)。強凝膠體系6天左右成膠，在礦化度27 200 mg/L時，粘度穩(wěn)定在4 800 mPa·s以上；礦化度56 900 mg/L時，粘度穩(wěn)定在6 000 mPa·s以上，且體系性能穩(wěn)定(見圖4)。因此兩種調(diào)剖體系在性能方面都能夠滿足裂縫性特低滲透油藏調(diào)剖的需要[17-18]。

圖3 弱凝膠調(diào)剖體系粘度與時間變化曲線

圖4 強凝膠調(diào)剖體系粘度與時間變化曲線

3.4 調(diào)剖效果評價

弱凝膠調(diào)驅(qū)體系巖心驅(qū)替實驗，調(diào)剖前后各巖心流量變化曲線見圖5，凝膠候凝時間在圖中略去。

強凝膠調(diào)驅(qū)體系巖心驅(qū)替實驗，調(diào)剖前后各巖心流量變化曲線見圖6，凝膠候凝時間在圖中略去。

圖5 弱凝膠調(diào)驅(qū)體系調(diào)剖前后巖心流量變化

圖6 強凝膠調(diào)驅(qū)體系調(diào)剖前后巖心流量變化

裂縫-孔隙型巖心、孔隙型巖心在凝膠注入前后各巖心的吸水量變化如圖7所示，注入弱凝膠調(diào)剖劑后，孔隙型巖心吸水量變化很小，90%以上的注入水仍沿高滲流通道流動。注入強凝膠調(diào)剖劑后，裂縫導流能力顯著降低，注調(diào)剖劑前后并聯(lián)巖心流量分配變化明顯，兩組實驗孔隙型巖心的平均吸水量占總注水量的50%以上，實驗?zāi)苓_到改善注水剖面，提高水驅(qū)波及效率的目的。

圖7 并聯(lián)巖心注膠前后吸水量對比

凝膠調(diào)剖體系巖心驅(qū)替實驗，每塊巖心的滲透率、突破壓力、封堵率、殘余阻力系數(shù)測定結(jié)果見表3。比較表中數(shù)據(jù)可見，弱凝膠調(diào)驅(qū)體系和強凝膠調(diào)驅(qū)體系調(diào)剖后，均顯著降低了孔隙型巖心和裂縫-孔隙型巖心的滲透率級差。

弱凝膠調(diào)剖劑和強凝膠調(diào)剖劑對高滲巖心的封堵率分別達到了86%和99%以上，對低滲透巖心封堵率分別在44%～62%和13%～61%之間；對于裂縫-孔隙型巖心，弱凝膠調(diào)剖劑殘余阻力系數(shù)低于8，但強凝膠調(diào)剖劑殘余阻力系數(shù)高于324，表明強凝膠調(diào)剖劑對滲透率大的巖心有較強的封堵能力，能有效地降低裂縫導流能力[19]，而且并聯(lián)巖心滲透率級差越高，封堵效果越好[20-21]。

因此，對比分析兩種凝膠調(diào)剖體系性能及調(diào)剖效果，強凝膠調(diào)剖劑具有較高的強度和封堵能力，對不同滲透率的裂縫-孔隙型巖心均具有較好的封堵效果，能夠明顯改善注水剖面，并聯(lián)巖心滲透率級差越高，調(diào)剖效果越好。

表3 凝膠調(diào)剖體系巖心流動實驗評價結(jié)果

4 現(xiàn)場應(yīng)用效果評價

4.1 試驗井組概況

試驗井組，采用菱形九點法注采系統(tǒng)，開采層位為長6，井組控制含油面積0.30 km2，控制地質(zhì)儲量50.02×104t，累計采油15.62×104t，調(diào)剖前地質(zhì)儲量采出程度31.23.%。由于裂縫、微裂縫的存在使得儲層層內(nèi)、層間矛盾突出，部分油井見水快，而其他油井水驅(qū)難以見效，造成井組整體水驅(qū)效果低下，并且調(diào)剖前井組綜合含水率高達到64.75%。

4.2 試驗井組調(diào)剖效果評價

采用強凝膠調(diào)剖體系對試驗井組調(diào)驅(qū)后，目前總井組日產(chǎn)液增加1.39 m3，日產(chǎn)油增加10.68 t，含水率由64.75%下降到51.64%，下降了13.11%(見表4)。并且注水井調(diào)剖前后吸水剖面明顯改善(見圖8)。由此可見，利用該調(diào)剖劑可以顯著增加井組產(chǎn)油、抑制含水率上升。

圖8 調(diào)剖前后水井吸水剖面

表4 試驗井組的生產(chǎn)狀況

5 結(jié)論

(1)強凝膠調(diào)剖劑能夠顯著降低裂縫導流能力，明顯改善并聯(lián)巖心流量分配，達到改善注水剖面，提高水驅(qū)波及效率的目的。

(2)強凝膠調(diào)剖劑對于裂縫-孔隙型巖心能夠以高于99.69%封堵率與高于324殘余阻力系數(shù)，有效地降低裂縫導流能力。并聯(lián)巖心滲透率級差越高，封堵效果越好。

(3)采用強度較高的強凝膠調(diào)剖劑封堵體系，通過“先堵后注”的方法，可以封堵裂縫，降低壓裂裂縫的導流能力，從而提高地層孔隙的吸水能力，改善壓裂轉(zhuǎn)注井水驅(qū)不均勻的現(xiàn)象，達到改善壓裂轉(zhuǎn)注井注水效果的目的。