高超利，魯永輝，梁 鋒，彭海東，王長偉，汪昌堯，蔡永孝，齊曉霞，劉晶靜.

(延長油田股份有限公司吳起采油廠，陜西延安 717600)

對(duì)于低滲、特低滲油藏，由于其致密的基質(zhì)體系、復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，油藏非均質(zhì)性非常嚴(yán)重，因此，經(jīng)過多年的注水開發(fā)，油水井水竄水淹嚴(yán)重。利用油田生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的含油污泥進(jìn)行調(diào)剖調(diào)驅(qū)是污泥資源化利用和水驅(qū)效果改善的高效手段[1-3]。近年來，含油污泥調(diào)驅(qū)技術(shù)雖然在國內(nèi)部分油田開展了小規(guī)模的礦場先導(dǎo)性試驗(yàn)，但是由于調(diào)驅(qū)體系配伍性、污泥與地層適應(yīng)性等多重因素，含油污泥調(diào)剖技術(shù)的應(yīng)用效果不盡理想[4-6]。

為提高含油污泥調(diào)剖技術(shù)的應(yīng)用效果，吳起采油廠通過結(jié)合井間示蹤技術(shù)、優(yōu)化含油污泥調(diào)驅(qū)體系，形成了一套以油藏非均質(zhì)性特征及開發(fā)過程中注入流體分布的信息為基礎(chǔ)的多尺度含油污泥深部調(diào)驅(qū)技術(shù)，并在吳起采油廠獲得了較好的增油降水的礦場應(yīng)用效果，其中49-469井組由措施前的綜合含水73.71%下降到50.42%，日產(chǎn)油由原來的4.30 t上升至9.24 t。

1 井間示蹤分析技術(shù)

油田進(jìn)入注水開發(fā)后期，由于油藏的各向異性、油水黏度差及水動(dòng)力場的不平衡，造成注入水在縱向上的單層突進(jìn)和平面上的舌進(jìn)，使生產(chǎn)井過早見水，大量的剩余油殘留在油藏中；而含油污泥調(diào)驅(qū)技術(shù)的特點(diǎn)就決定了其在應(yīng)用過程中應(yīng)當(dāng)考慮含油污泥本身及不同類型含油污泥調(diào)驅(qū)體系與水竄通道的適應(yīng)性問題，從而提高含油污泥調(diào)驅(qū)劑組合對(duì)水竄通道封堵的有效性。通過檢測周圍油井中示蹤劑的濃度產(chǎn)出曲線，應(yīng)用各種分析手段，便能反饋出油層地質(zhì)參數(shù)和注入水的流動(dòng)特征，為含油污泥調(diào)驅(qū)技術(shù)的高效應(yīng)用提供重要依據(jù)[7-8]。

1.1 井間連通特征

2017年3月10日，吳起采油廠對(duì)49-469井組進(jìn)行了示蹤劑檢測，其中49-1127井、49-1128井、49-291井3口油井未檢測到示蹤劑，油井49-293井(Y10)無樣；從已監(jiān)測得到的數(shù)據(jù)判斷，49-374井、49-468井、49-470井、49-1126井4口油井見到了示蹤劑，說明這4口監(jiān)測油井和49-469井之間存在連通通道。結(jié)合本次示蹤監(jiān)測結(jié)果及曲線擬合出的高滲透通道等情況，得出在示蹤監(jiān)測期間該井組的縱向連通情況，如圖1所示。

圖1 49-469井組縱向上連通示意Fig.1 Diagram of vertical connection of 49-469 well group

1.2 平面上非均質(zhì)性特征

通過采用示蹤劑峰值所對(duì)應(yīng)的時(shí)間來計(jì)算注水推進(jìn)速度，由表1可以看出，49-1126井的推進(jìn)速度最快，高達(dá)46.8 m/d；49-468、49-470井次之，分別為42.83 m/d、32.7 m/d；49-347井為10.08 m/d。說明在該井組注入水沿裂縫通道快速到達(dá)采油井，東北—西南方向裂縫發(fā)育較好，注入在平面的推進(jìn)是不均勻的，沿裂縫方向指進(jìn)。水驅(qū)在平面上的推進(jìn)方向?yàn)槲髂戏较?，長61層段的示蹤劑流動(dòng)方向?yàn)槲髂戏较颉?/p>

表1 49-469井組示蹤劑推進(jìn)速度Table 1 49-469 well group tracer propelling speed

1.3 油藏縱向上的非均質(zhì)性分析

利用示蹤劑解釋軟件，對(duì)示蹤檢測結(jié)果進(jìn)行擬合計(jì)算，井間主滲通道的滲透率、厚度等參數(shù)結(jié)果如下。

1.3.1 注入水對(duì)受效井的貢獻(xiàn)情況

通過擬合計(jì)算出示蹤劑的回采量，可計(jì)算出各井示蹤劑的分配水量比例和回采率(回采量與注入量的比值)，分配水量比例與各井的回采量成正比。用日注水量乘以分配水量比例可得分得日注水量，這些參數(shù)可表明注入井的注入水對(duì)各受效井的貢獻(xiàn)情況。由表2數(shù)據(jù)可以看出：49-469井的注入水被注入49-1126井和49-468井中，為主要受效井；說明49-469井注入水各井的分配是極不均衡的，其平面非均質(zhì)性比較嚴(yán)重。

表2 49-469井注入水對(duì)各受效井的貢獻(xiàn)情況Table 2 Contribution of injected water from 49-469 well to each effective wells

1.3.2 主流通道物性參數(shù)

在計(jì)算物性參數(shù)時(shí)，首先要對(duì)示蹤劑產(chǎn)出曲線進(jìn)行擬合計(jì)算，在擬合產(chǎn)出濃度的過程中，利用計(jì)算濃度與實(shí)測濃度的差的平方和作為目標(biāo)函數(shù)，確定的目標(biāo)函數(shù)如下：

min(z)=∑(c計(jì)算-c實(shí)測)2

(1)

由表3可以看出，49-469井與47-1126井、49-468的連通通道的滲透率很大，分別為1 679.5 mD、4 061.3 mD，見示蹤劑的時(shí)間較快，說明該井與注入井間存在連通性非常好的裂縫通道，注入水主要進(jìn)入該通道中，說明存在高滲透甚至是裂縫通道。

表3 49-469井組井間主流通道物性參數(shù)Table 3 Physical parameters of main channel between the wells of 49-469 well group

1.3.3 非均質(zhì)性參數(shù)

按照油藏非均質(zhì)評(píng)價(jià)方法，計(jì)算得到相關(guān)非均質(zhì)系數(shù)(洛倫茲常數(shù)、滲透率變異系數(shù))。

表4 49-469井組油藏非均質(zhì)系數(shù)Table 4 Heterogeneity coefficient of well 49-469 reservoir

由表4可以看出，49-469井組平面上非均質(zhì)性較強(qiáng)，說明其注水指進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重。

2 含油污泥深部調(diào)驅(qū)劑體系研究

調(diào)剖劑的性能除了與地層水匹配外，還應(yīng)具有良好的注入性和良好的穩(wěn)定性[9-10]。針對(duì)吳起采油廠產(chǎn)生的含油污泥特性，研發(fā)了乳液型含油污泥調(diào)剖劑、體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑和凍膠型含油污泥調(diào)剖劑，并優(yōu)化出最佳配方。

2.1 乳液型含油污泥調(diào)剖劑

經(jīng)室內(nèi)反復(fù)實(shí)驗(yàn)，最終得到乳液型含油污泥調(diào)剖劑體系各組分適合的用量范圍，并最終確定最佳配方，具體配方見表5。

表5 乳液型含油污泥調(diào)剖劑配方組成Table 5 Formulation of emulsion type oily sludge profile control agent

按標(biāo)準(zhǔn)《調(diào)剖劑性能評(píng)價(jià)方法》(SY/T 5590—2004)[12]中規(guī)定的析水率與沉降速率的測定方法[11-12]，經(jīng)24 h沉降，析出清液體積4.7 mL，測得析水率為18.8%，沉降速率為0.003 mL/min。

2.2 體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑

在室內(nèi)，對(duì)含油污泥、單體、交聯(lián)劑等用量進(jìn)行反復(fù)配比，并根據(jù)吳起油田的地層溫度，最終確定體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑各組分用量范圍與最佳配方，具體配方見表6。

2.2.1 抗鹽性能評(píng)價(jià)

取按照表7配方合成的體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑若干，將其置于不同離子濃度的水中，評(píng)價(jià)其吸水性能。

表6 體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑配方組成Table 6 Composition of the formula of body granulated oily sludge adjuster

表7 試驗(yàn)用水陽離子組成Table 7 Experimental water cation composition

圖2 吸水率與吸水時(shí)間的關(guān)系Fig.2 Relationship between water absorption rate and water absorption time

由圖2可以看出，體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑在一價(jià)陽離子高礦化度水中仍然有較好的吸水率。顆粒初期(16 h前)吸水速率較慢，有利于泵送至目標(biāo)位置，注入性能良好。而二價(jià)陽離子對(duì)其膨脹倍數(shù)有較大的影響。

2.2.2 熱穩(wěn)定性能評(píng)價(jià)

將飽和吸水的體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑分別置于50 ℃、70 ℃、90 ℃、120 ℃的恒溫箱中100 d后，觀測樣品顆粒的強(qiáng)度變化，結(jié)果見表8。

由表8可知，在不同溫度下體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑飽和吸水后，擠壓不易破碎，同時(shí)具有良好的彈性和彈性恢復(fù)，說明其具有良好的熱穩(wěn)定性。

表8 不同溫度下吸水飽和樣品的顆粒強(qiáng)度Table 8 Granular strength of saturated water samples at different temperatures

2.2.3 保水性能評(píng)價(jià)

圖3 體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑保水性能測試Fig.3 Test of water retention performance of granular oil-containing sludge modification agent

由圖3可知，體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑的保水率和加熱時(shí)間成反比，但是失水率很小，加熱到30 d時(shí)，其保水率仍然高達(dá)91.3%。說明該調(diào)剖劑在現(xiàn)場礦化水中有良好的保水性能。

2.2.4 吸水速率評(píng)價(jià)

稱取相同質(zhì)量的含油污泥體膨顆粒和普通體膨顆粒(HTYT-1)同時(shí)放入燒杯，加入等量的現(xiàn)場礦化水，常溫下每隔固定時(shí)間測量其吸水倍數(shù)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖4所示。

圖4 含油污泥體膨顆粒和普通體膨顆粒吸水率對(duì)比Fig.4 Comparison of water absorption ratio between oil-containing sludge pump and general pump

從圖4中可以看出，普通體膨顆粒在24 h前膨脹倍數(shù)高于含油污泥體膨顆粒，24 h時(shí)二者持平，到96 h二者基本持平。由于含油污泥體膨顆粒16 h前吸水速率慢，膨脹倍數(shù)小，隨攜帶液很容易進(jìn)入深部地層裂縫中，之后才開始吸水膨脹，而普通顆粒16 h基本達(dá)到最大膨脹倍數(shù)，因此普通顆粒不利于進(jìn)入深部地層。

2.3 凍膠型含油污泥調(diào)剖劑

在室內(nèi)，對(duì)復(fù)合離子、交聯(lián)劑、強(qiáng)度改進(jìn)劑、含油污泥、乳化劑等用量進(jìn)行反復(fù)配比實(shí)驗(yàn)后，最終確定凍膠型含油污泥調(diào)剖劑的最佳配方，具體配方見表9。

表9 凍膠型含油污泥調(diào)驅(qū)劑配方組成Table 9 Composition of formula of oil-containing sludge flooding system

2.3.1 溫度對(duì)調(diào)剖劑性能的影響

吳起采油廠的地層溫度在45～65℃之間。試驗(yàn)結(jié)果(表10)表明：溫度在45～65℃時(shí)，體系成膠時(shí)間和成膠強(qiáng)度變化不大，調(diào)剖劑能夠正常交聯(lián)，其成膠性不受溫度限制的影響。

2.3.2 礦化度對(duì)調(diào)剖劑性能的影響

吳起采油廠取油層水為CaCl2型，礦化度為63 030 mg/L。為模擬礦化度變化對(duì)本調(diào)剖劑的影響，實(shí)驗(yàn)采用CaCl2配制不同濃度的溶液模擬地層水的礦化度。實(shí)驗(yàn)結(jié)果如圖5所示，凍膠型含油污泥調(diào)剖劑成膠時(shí)間基本不受礦化度影響，當(dāng)?shù)V化度達(dá)到60 000 mg/L時(shí)，調(diào)剖體系仍有40 000 mPa·s的黏度，因此該調(diào)剖劑能滿足吳起采油廠的實(shí)際需要。

圖5 礦化度對(duì)調(diào)剖劑性能的影響(55 ℃)Fig.5 Effect of mineralization on the performance of the modulator (55 ℃)

2.3.3 pH值對(duì)調(diào)剖劑性能的影響

用檸檬酸或碳酸鈉調(diào)節(jié)pH值，在50 ℃下考察pH值對(duì)成膠性能的影響。

表11 pH值對(duì)調(diào)剖劑性能的影響Table 11 Effect of pH on the performance of the causing agent

由表11中可以看出，當(dāng)pH值小于10時(shí)，成膠速度和pH值成反比。強(qiáng)酸強(qiáng)堿都不利于成膠，在pH值介于4～7時(shí)，調(diào)剖劑性能良好。吳起采油廠地層水的pH值在6.0左右，該調(diào)剖劑適用于吳起采油廠。

2.3.4 剪切作用對(duì)調(diào)剖劑性能的影響

按以上配方配置好的溶液在150 s-1的轉(zhuǎn)速下剪切不同時(shí)間，待成膠后測定其黏度。由圖6可以看出，剪切時(shí)間與成膠強(qiáng)度成反比，與成膠時(shí)間成正比。當(dāng)剪切時(shí)間小于20 min時(shí)，對(duì)凍膠整體成膠性能影響不大；當(dāng)剪切時(shí)間大于30 min時(shí)，成膠強(qiáng)度急劇下降。所以在現(xiàn)場施工中，配液時(shí)攪拌時(shí)間不宜過長，攪拌速度不宜過快。注入過程中也要控制好壓力和排量，減少剪切對(duì)膠體進(jìn)入地層后成膠性能的影響。

圖6 剪切作用對(duì)調(diào)剖劑性能的影響Fig.6 Effect of shear action on the performance of the causing agent

2.3.5 抗老化性能

圖7 調(diào)剖劑抗老化實(shí)驗(yàn)Fig.7 Anti-aging experiment of the adjuster

用吳起采油廠現(xiàn)場礦化水按優(yōu)選配方配制成凍膠型含油污泥調(diào)剖劑。分別將其置入不同密封容器中，將密封容器放入80 ℃的恒溫箱，定期測量其黏度值，并記錄。由圖7可以看出，調(diào)剖劑的抗老化性能好，恒溫180 d后黏度保留率仍有53%，能保持長期穩(wěn)定。

2.4 調(diào)剖劑段塞組合封堵性能評(píng)價(jià)

使用單一乳液型含油污泥調(diào)剖劑不能長期穩(wěn)定地封堵高滲透層，而單純使用凍膠型含油污泥調(diào)剖劑時(shí)污泥使用量太小，不能達(dá)到大量處理含油污泥的目的。下面就兩種含油污泥調(diào)剖劑組成2個(gè)段塞注入，先向巖芯注入0.5倍孔隙體積的凍膠液，再向巖芯注入0.5倍孔隙體積的污泥乳液，評(píng)價(jià)其對(duì)地層的封堵性能。

表12 巖芯流動(dòng)實(shí)驗(yàn)記錄Table 12 Core flow test record

從表12中可知，調(diào)剖劑段塞注入后對(duì)巖芯均起到較好的封堵作用，封堵率都在98%以上，證明凍膠型含油污泥調(diào)剖劑和乳液型含油污泥調(diào)剖劑配合使用，對(duì)不同滲透率的地層均有較好的封堵作用。初始水相滲透率越大，RRF越大，突破壓力也隨之增長，巖芯封堵率也越大。這說明，初始水相滲透率越大，巖芯對(duì)凍膠的吸附作用越強(qiáng)，越難以突破。

3 礦場應(yīng)用

49-469井施工自2017年8月18日開始至2017年9月25日結(jié)束，累計(jì)注入調(diào)驅(qū)劑1 500 m3。具體注入段塞見表13。

該井在施工過程中注入壓力隨累計(jì)注入量的增加緩慢提升，至第五段塞HPAM400注入完成后，施工壓力上升到6.0 MPa，達(dá)到現(xiàn)場注入工藝要求，具體變化如圖8所示。

表13 49-469井現(xiàn)場施工實(shí)際段塞Table 13 49-469 actual well site construction plug

3.1 調(diào)剖前后吸水指數(shù)與壓降曲線變化

圖8 施工壓力變化Fig.8 Change in construction pressure

圖9 調(diào)剖前后吸水指數(shù)變化Fig.9 Changes of water absorption index before and after profile adjustment

該井措施前后的吸水指數(shù)曲線測試結(jié)果如圖9所示，調(diào)剖前啟動(dòng)壓力為0.97 MPa，吸水指數(shù)為79.37 m3∕(d·MPa)；調(diào)剖后，啟動(dòng)壓力上升到3.58 MPa，吸水指數(shù)下降到39.84 m3∕(d·MPa)，且注水壓力隨注水量的增加而升高，不存在拐點(diǎn)，說明裂縫及高滲透大孔道已被有效封堵。從調(diào)剖后啟動(dòng)壓力大小3.58 MPa來看，該井注水井口壓力達(dá)到3.6 MPa后可以正常注水。關(guān)井300 min，調(diào)前壓力由2.0 MPa下降到0.0 MPa，調(diào)后壓力由4.5 MPa下降到4.1 MPa，說明調(diào)剖后裂縫封堵，擴(kuò)散速度降低并啟動(dòng)了新層，壓力比之前有所升高。

3.2 井組增油降水效果

分析對(duì)比49-469井組 8月(措施前)與 12月(措施后)的平均日產(chǎn)液、日產(chǎn)油及平均含水，井組7口受益井在調(diào)驅(qū)措施后日產(chǎn)油均有明顯提升，合計(jì)日產(chǎn)油由2.44 t上升到3.474 t，日增油1.03 t，增長42.2%；綜合含水則由 84.1%下降到74.24 %，下降了10.1%，增油降水效果明顯。

4 結(jié)論

(1)通過監(jiān)測井組示蹤劑的濃度產(chǎn)出曲線，反饋出井組橫向與縱向的連通特性，以了解油層地質(zhì)參數(shù)和注入水的流動(dòng)特征，為含油污泥調(diào)驅(qū)技術(shù)的高效應(yīng)用提供了重要依據(jù)。

(2)乳液型含油污泥調(diào)剖劑分散懸浮性能好，堵水率超過90%；體膨顆粒型含油污泥調(diào)剖劑黏彈性好，強(qiáng)度佳，膨脹倍數(shù)滿足現(xiàn)場使用需求，針對(duì)裂縫型油藏有較好的封堵效果；凍膠型含油污泥調(diào)剖劑抗鹽性、耐溫性、成膠性好，封堵性強(qiáng)，耐沖刷。

表14 49-469井組增油降水表Table 14 49-469 well group oil increase water drop meter

(3)在49-469井組的應(yīng)用效果表明，含油污泥精細(xì)深部調(diào)驅(qū)技術(shù)具有較好的增油降水效果，同時(shí)也高效地處理了油田生產(chǎn)過程中產(chǎn)生的含油污泥。