彭齊國，黃 波，楊萬有，陳維余，孟科全

（中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津300452）

水平注水井具有的獨特優(yōu)勢［1-2］，注水見效快，波及面積大，尤其對于低滲、超低滲油藏在鉆完井工藝可滿足地質(zhì)油藏要求的前提下，利用水平井注水提高油田采收率具有重要意義。經(jīng)過十多年的應用，水平井注水技術(shù)已比較成熟，但是水平注水井特殊的井身結(jié)構(gòu)以及流體在井筒的滲流特征，導致水平注水井調(diào)剖機理與直井不同［3］。海上低滲透、裂縫油藏廣泛采用水平井注水開發(fā)模式［4］，目前水平注水井開發(fā)的井組大多已進入中高含水期，平均綜合含水76.7%，最高為91.86%。

近年來渤海油田水平井調(diào)剖常用體系主要有：弱凝膠體系、凝膠體系［5-6］、納米微球體系［7-9］和氮氣泡沫調(diào)驅(qū)體系［10］。實踐證明，水平注水井調(diào)剖技術(shù)還不能有效解決油藏平面或橫向非均質(zhì)性問題［11］，大多數(shù)井在實施過程中出現(xiàn)注入壓力高而達不到配注，措施效果不明顯等問題［12］。為此，本文利用自制水平井調(diào)剖流動規(guī)律模型，考察了粉末聚丙烯酰胺凝膠與乳液聚丙烯酰胺凝膠體系、降壓增注體系和顆粒類體系的注入性、耐溫耐鹽性和長期穩(wěn)定性，并研究了幾種調(diào)剖體系組合注入的適應性，優(yōu)選了適合水平注水井乳液聚合物凝膠和自適應顆粒多段塞組合深部調(diào)剖技術(shù)（以下簡稱EPMSC 調(diào)剖技術(shù)），并進行了礦場試驗。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

粉末聚丙烯酰胺KY-6（相對分子質(zhì)量2.5×107，固含量91.5%）、粉末聚丙烯酰胺K62014（相對分子質(zhì)量1.2×107，固含量91.6%），北京恒聚化工有限公司；有機交聯(lián)劑JLJ-1A、有機交聯(lián)劑JLJ-1B、醇類助劑CJJ-1、降壓增注劑JY-01，大慶油田化工有限公司；自適應顆粒ADP，中海油工程技術(shù)公司；微凝膠SMG，中科院理化應用研究所；乳液聚丙烯酰胺AWW-2（有效含量30%，陰離子度為10%）、酚醛類交聯(lián)劑SLPF（有效含量50%），山東濟南方圓化工有限公司。渤海BZ34-2 油田注入水，礦化度5417.32 mg/L，主要離子質(zhì)量濃度（單位mg/L）為：K++Na+1900.40、Ca2+76.55、Mg2+3.50、Cl-2329.16、SO42-73.46、HCO3-63.02、CO32-31.23，NaHCO3型。實驗用油為由煤油與渤海油田現(xiàn)場原油按1∶6配制的模擬油，表觀黏度8 mPa·s（50℃）。

DV2T 型布氏黏度計，美國Brookfield 公司；FDY-218型封堵試驗儀，中海油工程技術(shù)公司；水平井調(diào)剖巖心流動規(guī)律模型裝置，自制。

1.2 實驗方法

1.2.1 模擬水平井注入性能

（1）水平井調(diào)剖巖心流動規(guī)律模型設(shè)計。根據(jù)目標油田儲層非均質(zhì)，使用長1 m 填砂管模擬水平井的水平段，采用填砂巖心管（φ 25×100 mm）模擬平面上不同滲透率的地層（2 μm2的高滲層，中部為滲透率1 μm2的中滲層，趾部為滲透率0.5 μm2的低滲層），分別進行水平井井筒流動狀態(tài)模擬；跟部、中部、趾部非均質(zhì)模擬；水平井不同位置進入調(diào)剖劑量及實時壓力監(jiān)測；水平井不同位置封堵情況評價。設(shè)計水平井調(diào)剖巖心流動規(guī)律模型裝置如圖1所示。

（2）體系注入性評價。采用渤海油田現(xiàn)場注入水，分別按照一定配方配制乳液聚丙烯酰胺凝膠體系、粉末聚丙烯酰胺凝膠成膠液、降壓增注體系及顆粒類體系，分別向水平井調(diào)剖流動規(guī)律模型中以1 mL/min的流量注入0.5 PV體系，并分別記錄跟部（高滲）、中部（中滲）以及趾部（低滲）的調(diào)剖劑進入量和壓力值，并計算分流量。

圖1 水平井調(diào)剖巖心流動裝置示意圖

1.2.2 耐鹽性評價

采用氯化鈉和蒸餾水配制質(zhì)量濃度分別為20、40、50、60、80 和100 g/L 的模擬鹽水待用。用模擬鹽水配制不同的調(diào)剖體系，置于54℃恒溫箱中，采用DV2T 型布氏黏度計在室溫、剪切速率7.34 s-1下測定調(diào)剖體系老化6個月后的黏度。通過肉眼觀察長期老化后顆粒形態(tài)來評價顆粒類調(diào)剖體系的穩(wěn)定性。

1.2.3 封堵性評價

采用20數(shù)60 目石英砂填制巖心管，使用單管巖心模型，以注入速度1 mL/min 水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，測定注入調(diào)剖劑前巖心滲透率K0；注入0.5 PV的調(diào)剖劑體系，在90℃恒溫放置120 h，測定巖心滲透率K1，按式（1）計算調(diào)剖劑封堵率F。

1.2.4 耐溫性評價

使用渤海BZ34-2 油田現(xiàn)場注入水配制不同配方的調(diào)剖體系，放置于50、60、70、80、90、100、110和120℃恒溫箱中，采用DV2T 型布氏黏度計在室溫、剪切速率7.34 s-1下測定調(diào)剖體系老化6個月后的黏度。通過肉眼觀察長期老化后顆粒形態(tài)來評價顆粒類調(diào)剖體系的穩(wěn)定性。

1.2.5 驅(qū)油實驗

采用20數(shù)60 目石英砂填制填砂管巖心；用現(xiàn)場注入水抽真空飽和后，測試水相滲透率；采用Waters泵以1 mL/min的注入流量飽和模擬油；以1 mL/min的流量注入現(xiàn)場注入水，水驅(qū)至含水98%，計算驅(qū)油效率；然后以1 mL/min的流量分別注入0.5 PV的凝膠、凝膠+顆粒、降壓增注體系、凝膠+降壓增注+顆粒的組合體系，在90℃恒溫放置120 h；二次水驅(qū)至含水98%，計算采收率。

2 結(jié)果與討論

2.1 不同體系的注入性能

2.1.1 粉末聚丙烯酰胺凝膠與乳液聚丙烯酰胺凝膠體系

高相對分子質(zhì)量粉末聚丙烯酰胺類凝膠液（3%KY-6+0.05%有機交聯(lián)劑JLJ-1A+0.05%有機交聯(lián)劑JLJ-1B+0.017%CJJ-1，以下簡稱高分子粉末凝膠體系）、低相對分子質(zhì)量粉末聚丙烯酰胺類凝膠液（0.4%K62014+0.05%有機交聯(lián)劑JLJ-1A+0.25%有機交聯(lián)劑JLJ-1B+0.017%CJJ-1，以下簡稱低分子粉末凝膠體系）和乳液聚丙烯酰胺類凝膠液（1.5%AWW-2+0.5%SLPF，以下簡稱乳液凝膠體系）在注入實驗模型中的分流量分別見圖2、圖3和圖4。

圖2 高分子粉末凝膠體系在注入實驗模型中的分流量

圖3 低分子粉末凝膠體系在注入實驗模型中的分流量

從圖2 和圖3 可知，粉末聚丙烯酰胺類凝膠體系在注入過程分為三個階段：在第一階段，成膠液注入初期，跟部、中部、趾部均有產(chǎn)出，注入壓力低；在第二階段，壓力開始緩慢上升，高滲層分流量逐漸上升，中、低滲層分流量下降，并保持穩(wěn)定；在第三階段，壓力快速上升。高分子粉末凝膠體系的注入壓力快速上升至12 MPa，高滲層的分流量高，而中低滲層的分流量極低，注入效果極差。這是由于注入工作液在井筒內(nèi)成膠，導致黏度急劇增加，趾部滲透率、壓力低，造成成膠液進入趾部巖心困難，水平井段吸水長度大大降低，注入壓力急劇升高。低分子粉末凝膠體系的注入壓力為0.6數(shù)3.3 MPa，遠遠低于高分子粉末凝膠體系。降低工作液的黏度和聚合物的相對分子質(zhì)量可延長成膠時間，從而能改善凝膠體系的注入性能。

圖4 乳液凝膠體系在注入實驗模型中的分流量

從圖4 可知，乳液凝膠體系的注入過程分三個階段：第一階段，高滲層的分流量先下降后上升，中低滲層的分流量先上升后下降，壓力上升后維持穩(wěn)定；第二階段，高滲層的分流量接近100%，并維持穩(wěn)定；第三階段，成膠后，壓力明顯上升，高滲層的分流量明顯下降，幾乎不產(chǎn)液，中、低滲層被啟動，并實現(xiàn)剖面反轉(zhuǎn)。乳液聚合物低黏特性能極大提高聚合物對高滲層的選擇性注入，壓力緩慢上升，可更好地封堵高滲層，實現(xiàn)剖面反轉(zhuǎn)，適用于水平井調(diào)剖作業(yè)。

2.1.2 降壓增注體系

降壓增注體系（0.5%降壓增注劑JY-01）在注入實驗模型中的分流量如圖5 所示。由圖5 可知，降壓增注體系在注入過程中分為三個階段：第一階段，隨著注入壓力上升，高滲層的分流量較高而中低滲層的分流量較低；第二階段，調(diào)剖劑進入高滲地層后的封堵作用明顯，導致高滲層的分流量下降，中低滲層的分流量明顯上升，并維持穩(wěn)定；第三階段，隨著中低滲層的封堵作用增強，高滲層分流量再次上升，高中滲層分流量趨于一致。降壓增注體系進入低滲透層較多，最終高、中滲層的分流量相近，整體上該降壓增注體系對低滲層的污染仍較大，主要是因為降壓增注劑改善了該降壓增注體系的注入性能，使其更容易進入低滲層。

圖5 降壓增注體系在注入實驗模型中的分流量

2.1.3 顆粒類體系

自適應黏彈顆粒ADP 體系（0.2%ADP）和微凝膠SMG體系（0.4%SMG）在注入實驗模型的分流量分別如圖6和圖7所示。從圖6和圖7可知，自適應黏彈顆粒ADP體系和微凝膠SMG體系在注入過程中分為三個階段：第一階段，隨著顆粒類體系的注入，壓力上升，高滲層的分流量降低，中低滲層的分流量增高；第二階段，注入壓力持續(xù)上升，高滲分流量下降后上升，最終接近90%，中低滲分流量下降，并保持穩(wěn)定；第三階段，壓力略有上升，高滲層的分流量下降明顯，中低滲層被啟動，剖面明顯改善。顆粒類體系進入低滲層后，低滲層啟動壓力增加，分流量下降，因此，對低滲層形成有效保護，使調(diào)剖劑更多地進入高滲層，而后續(xù)水驅(qū)過程中低滲層能被有效啟動，水平井吸水剖面改善效果極佳。

圖6 0.2%ADP在注入實驗模型中的分流量

圖7 0.4% SMG在注入實驗模型中的分流量

2.2 體系性能優(yōu)化

用不同礦化度的模擬鹽水配制調(diào)剖劑體系，在54℃恒溫箱中放置6 個月，采用DV2T 型布氏黏度計在室溫、剪切速率7.34 s-1下測定調(diào)剖劑體系老化6個月后的黏度，并與老化前的黏度作比較，計算黏度保留率，結(jié)果見表1。將調(diào)剖劑體系在不同溫度的恒溫箱中放置6 個月，調(diào)剖劑體系的黏度保留率見表2。不同調(diào)剖體系的性能評價結(jié)果見表3。從表1數(shù)表3來看，聚合物凝膠類、降壓增注類及顆粒類的入井液黏度在3數(shù)50 mPa·s 之間，注入性良好。這3 套體系耐鹽為5×104數(shù) 10×104mg/L，耐溫為50數(shù)100℃，熱穩(wěn)定性為10數(shù)12個月。

表1 不同調(diào)剖劑體系的耐鹽性

表2 不同體系的耐溫性

表3 不同體系性能評價數(shù)據(jù)對比

2.3 水平井組合體系的調(diào)剖適應性

為發(fā)揮不同調(diào)剖劑體系的協(xié)同作用，由于乳液凝膠體系的封堵強度大，技術(shù)成熟，優(yōu)選乳液凝膠體系作為封堵前置段塞、分別與不同類型調(diào)剖劑主體段塞組合注入，前置段塞注入0.1 PV，主體段塞0.4 PV，以提高采收率幅度為技術(shù)指標，評價不同組合體系的協(xié)同效應及驅(qū)油性能，實驗結(jié)果見表4。4種組合的體系分別注入后，發(fā)揮協(xié)同效應，調(diào)驅(qū)后采收率為36.7%數(shù)43.6%，采收率增幅為13.6%數(shù)20.5%，降壓增注體系可降低注入壓力，但采收率增幅有限，綜合經(jīng)濟成本考慮，推薦“乳聚凝膠+顆?！苯M合體系。

3 現(xiàn)場礦場試驗效果

3.1 調(diào)剖方案

采用水平井調(diào)剖工藝優(yōu)化數(shù)模軟件，選擇乳液凝膠+顆粒組合體系，對注入量（16000、28000、40000和47000 m3）進行用量優(yōu)選及效果預測，結(jié)果見圖8。結(jié)合方劑增油量，最終推薦注入量40000 m3，注入有效期12個月左右，累計增油12010 m3，方劑增油比為0.3。

表4 不同體系組合調(diào)驅(qū)效果對比統(tǒng)計

圖8 渤海某油田水平注水H井不同用量優(yōu)化

結(jié)合物模實驗結(jié)果，調(diào)剖段塞注入速度確定為5數(shù)12 m3/h，驅(qū)油段塞注入速度為12數(shù)20 m3/h。采用乳液凝膠體系+ADP 顆粒體系組合方式，乳液凝膠體系段塞為5000數(shù)6100 m3、ADP 顆粒體系段塞為30000數(shù)33000 m3，方案設(shè)計詳細參數(shù)見表5。

表5 渤海油田某水平注水H井調(diào)剖段塞設(shè)計表

3.2 效果評價

渤海油田某水平注水井H 井在整個措施實施過程中，進行了多次壓降測試和吸水測試，呈現(xiàn)“注入壓力上升，視吸水指數(shù)下降”的特征，調(diào)驅(qū)后注入壓力由1.1 MPa逐步上升至調(diào)驅(qū)結(jié)束時的9.3 MPa，視吸水指數(shù)從調(diào)剖前的240 m3/（d·MPa）下降至調(diào)驅(qū)結(jié)束時的64.5 m3/（d·MPa），由霍爾曲線計算的視阻力系數(shù)為4.30，殘余阻力系數(shù)為3.42，表明水流優(yōu)勢通道得到有效封堵。措施后，油井已見到增油降水效果，截至2018 年5 月，井組階段累計增油8414.5 m3。

4 結(jié)論

高分子粉末凝膠體系在高滲層的分流量高，而在中低滲層的分流量極低，注入效果極差。乳液聚合物凝膠類、降壓增注類及顆粒類體系的入井液黏度在3數(shù)50 mPa·s 之間，注入性良好。這3 類體系耐鹽為5×104數(shù) 10×104mg/L，耐溫為50數(shù) 100℃，熱穩(wěn)定性為10數(shù)12個月。

乳液聚合物凝膠類、降壓增注類及顆粒類體系的組合體系調(diào)驅(qū)后的采收率為36.7%數(shù)43.6%，提高采收率13.6%數(shù)20.5%。降壓增注體系可降低注入壓力，但采收率增幅有限，優(yōu)選“乳聚凝膠+顆?！保碋PMSC調(diào)剖組合體系技術(shù)。

EPMSC 調(diào)剖組合體系可對低滲層形成有效保護，使調(diào)剖劑更多進入高滲層，而后續(xù)水驅(qū)過程中，能有效啟動低滲層，水平井吸水剖面改善效果極佳。該組合調(diào)剖技術(shù)在渤海油田某水平注水H 井的礦場應用取得明顯的增油降水效果，對應受益井組累計增油8414.5 m3，兼具調(diào)剖與調(diào)驅(qū)協(xié)同作用，改善水驅(qū)效果顯著，可以在渤海油田進一步推廣應用。