高 甲，楊寶泉，鄧賢文，朱 磊，李 琦，豐歆竹

（中國石油大慶油田有限責任公司采油工程研究院，黑龍江大慶 163453）

AK油田位于哈薩克斯坦南圖爾蓋盆地，可采地質儲量為5 068.7×104t。油田地層溫度為79 ℃，地層水礦化度為74 122.0～94 930.0 mg/L，屬于典型的高溫高鹽儲層。油田上部為濱岸砂沉積，向下逐漸過渡為湖相灰?guī)r和灰質砂巖沉積，儲層沉積環(huán)境復雜，非均質嚴重。在注水開發(fā)過程中，部分儲層注水突進嚴重，含水上升過快，產(chǎn)量遞減嚴重。目前，Ю–Ⅲ層平均月含水率上升1.4%，老井產(chǎn)量遞減量達到30.4%，33口水淹解釋井中70%為底部水淹井，底部水淹厚度占總厚度的45.2%。為解決上述問題，開展新型調堵工藝技術研究，以改善油田開發(fā)效果。

1 常規(guī)調堵劑耐溫耐鹽性能評價

目前，油田常規(guī)調堵劑主要有常規(guī)聚合物、凝膠型、沉淀型、樹脂型和超細水泥型配方等，為了評價高溫高鹽條件下的成膠效果，開展成膠穩(wěn)定性評價實驗。

1.1 地層水水樣配制

分析Ю–Ⅲ層地層水數(shù)據(jù)，實驗室內配制與其離子濃度相近的地層水水樣，結果見表1。

表1 AK油田Ю–Ⅲ層地層水分析數(shù)據(jù)

1.2 常規(guī)聚合物調剖劑體系性能評價

常規(guī)聚合物在高礦化度地層水中，高價金屬陽離子（如Ca2+、Mg2+）與聚合物分子鏈上的羧基等官能團的結合，導致聚丙烯酰分子鏈發(fā)生卷曲而收縮、團聚沉淀，使聚合物失去增稠性能。常規(guī)聚合物在高溫環(huán)境下會發(fā)生熱降解，并且縮水破膠。表2是橫向對比實驗評價聚合物在高溫高礦化度條件下的耐溫耐鹽性能?；趯嶒灁?shù)據(jù)，橫向對比多種聚合物的耐溫、耐鹽性能顯示，DQ2500聚合物在礦化度為95 692.0 mg/L條件下，5 d后凝膠黏度可達5 000 mPa·s以上，10 d后出現(xiàn)一定程度的脫水現(xiàn)象，而其他聚合物凝膠均嚴重脫水、斷裂、甚至不成膠[1]。

表2 聚合物進行高溫、高礦化度下的耐溫、耐鹽橫向對比實驗

1.3 凝膠型調剖劑體系性能評價

對常規(guī)Cr3+交聯(lián)和多元絡合Cr3+交聯(lián)聚合物凝膠體系，進行耐溫耐鹽性能評價實驗（表3）。實驗結果表明，配制的兩種不同金屬交聯(lián)聚合物凝膠調剖劑體系黏度有所上升，但穩(wěn)定性較差，10 d后出現(xiàn)不同程度的脫水現(xiàn)象，凝膠內部體型結構遭到破壞，成膠強度及穩(wěn)定性在高溫、高礦化度條件下較差[2]。

表3 Cr3+交聯(lián)聚合物凝膠體系的耐溫、耐鹽性能評價

1.4 樹脂型凝膠調剖體系性能評價

樹脂型凝膠調剖體系交聯(lián)反應起始溫度較高，交聯(lián)程度高，形成網(wǎng)絡結構致密，凝膠的熱穩(wěn)定性較好；成膠后體系的抗剪切性能較好，成膠黏度受礦化度影響也較小。實驗結果表明，4種不同配比的抗鹽樹脂I型調剖劑體系配制至10 d時，體系黏度不斷增加，體系的掛壁性較好，20 d時黏度下降至10 d時黏度的一半（表4），體系的掛壁性也有所減弱。因此，需要調整聚合物及交聯(lián)劑A的比例，以確保高溫高鹽條件下體系的長期成膠效果[3]。

表4 抗鹽樹脂Ⅰ型調剖劑體系抗溫抗鹽穩(wěn)定性實驗

1.5 超細水泥堵劑配方體系性能評價

普通水泥粒徑大，不易進入地層深度，也無法滲入較小裂縫和通道中，堵水效果差。超細水泥的平均粒徑為普通水泥的1/10，能夠深入到微孔隙中，而且封堵強度高，穿透力強，能夠有效地進行封堵。將配方組分充分溶解于水中（礦化度為95 692.0 mg/L）混合均勻后，再向其中加入活化劑，持續(xù)攪拌至體系均勻，之后置于79 ℃烘箱中，觀察堵劑固化情況。超細水泥A型堵劑配制后持續(xù)觀察48 h，堵劑始終未完全固化，上層有液體析出，堵劑強度不夠而且易破碎，高溫高礦化度條件下部分藥劑未發(fā)生交聯(lián)反應而直接析出，該配方耐溫耐鹽適應性較差。超細水泥B型堵劑24 h全部固化，呈堅硬固體、無彈性。此堵劑強度過高，固化后會導致后續(xù)堵劑持續(xù)注入困難，因此可以利用該堵劑進行淺堵，或在封堵后期作為封口劑使用（表5）。

表5 超細水泥堵劑配比

綜上所述，目前油田在用常規(guī)聚合物、凝膠型、沉淀型、樹脂型和超細水泥配方體系在高溫高鹽下的適應性差，需要開展新型高溫高鹽調堵劑配方體系研究。

2 新型高溫高鹽調堵劑配方體系

2.1 高溫高鹽調堵劑成膠機理

調堵劑主劑中的高分子衍生物在固化劑的作用下通過增強劑的連接形成三維網(wǎng)狀體，網(wǎng)狀體內空間由帶有多價陽離子或極性基團的分子填充[4–5]。增稠劑中極性基團的極性作用和剛性性質，增強了主劑與主劑、主劑與增稠劑、增稠劑與增稠劑之間的連接，提高了三維網(wǎng)狀體的耐溫、耐鹽性能。

實驗表明，酚醛型凝膠調剖劑在礦化度為5×104mg/L時，初始黏度最高為23.7 mPa·s，隨著反應時間的延長，體系黏度逐漸增加，3 d后黏度最高達到2 371.0 mPa·s，7 d后黏度超過4 000.0 mPa·s，20 d后黏度超過14 000 mPa·s（表6）；在礦化度為10×104mg/L時，初始黏度最高為16.2 mPa·s，3 d后黏度最高達到1 580.0 mPa·s，7 d后黏度超過2 000.0 mPa·s，20 d后黏度超過9 000 mPa·s（表7）。

表6 礦化度5×104 mg/L的耐溫耐鹽酚醛凝膠調剖劑性能評價

表7 礦化度10×104 mg/L的耐溫、耐鹽凝膠調剖劑體系性能評價

2.2 耐溫耐鹽酚醛調剖劑配方體系

在實驗室研究了適合于礦化度為50 000.0 mg/L和100 000.0 mg/L的酚醛型調剖劑配方體系并完善和優(yōu)選配方，形成適合高溫高鹽條件的凝膠調剖劑配方體系。酚醛調剖劑配方體系（60～90 ℃）：適應礦化度為50 000.0 mg/L的為0.3% BY901+0.2% 酚醛交聯(lián)劑+0.2% 穩(wěn)定劑（平均成膠黏度12 580.0 mPa·s）；適應礦化度100 000.0 mg/L的為 0.3%BY901+0.2%酚醛交聯(lián)劑+0.2%穩(wěn)定劑（平均成膠黏度8 333.0 mPa·s）。

2.3 耐溫耐鹽改性聚酰胺堵水劑配方體系

以改性聚酰胺為主劑，篩選增稠劑，加強堵水劑主劑、固化劑及功能性增強劑體系的協(xié)同作用。加強堵劑體系立體網(wǎng)狀結構，保證堵劑體系在高溫高礦化度環(huán)境下具有較高固化強度的同時仍具有較好的彈性。

2.3.1 主劑含量優(yōu)選

不同含量主劑在不同固化時間下的固化強度不同（圖1），主劑質量分數(shù)的增加，固化時間大幅度減少，固化強度隨主劑質量分數(shù)的增加而增強。主劑質量分數(shù)超過14%后，主劑質量分數(shù)的增加，固化強度的增加幅度降低，因此，將主劑質量分數(shù)定為14%～17%較為合適（圖2）。

圖1 主劑優(yōu)選實驗

圖2 固化劑優(yōu)選實驗

2.3.2 固化劑含量優(yōu)選

固化劑可降低體系的固化時間，增加封堵強度，提高封堵效果。調剖體系固化時間隨固化劑質量分數(shù)的增加而大幅度減少；固化劑含量占主劑含量超過1.0%后，隨固化劑質量分數(shù)的增加，固化強度的增加幅度降低，因此將固化劑含量定為主劑含量的1.0%～1.2%較為合適。

2.3.3 增稠劑含量確定

高溫、高礦化度環(huán)境會引發(fā)主劑中單體的析出，導致堵水劑出現(xiàn)分層現(xiàn)象，增稠劑可增加體系的長效穩(wěn)定性能，有效避免體系固化后的分層現(xiàn)象。實驗表明，添加1%的增稠劑后，分層現(xiàn)象得到極大改善。通過配方和添加劑實驗，形成堵水劑配方體系：耐溫耐鹽堵水劑組成（60～90 ℃、礦化度74 121.9 mg/L）為：14.0%主劑+1.0%固化劑+1.0%增稠劑（圖3）。

圖3 增稠劑優(yōu)選實驗

2.4 堵水劑物理模擬實驗

開展堵水劑巖心封堵物模擬實驗評價堵水劑在高溫、高鹽環(huán)境下的封堵能力。堵水劑在高溫、高礦化度條件下對巖心的封堵能力較好，巖心突破壓力均高于12 MPa，巖心封堵率在97%以上，可滿足現(xiàn)場的堵水需要（表8）。

表8 堵水劑模擬實驗

3 對應調堵工藝研究

注水井調剖和采油井堵水技術是油田高含水后期剩余油挖潛的兩項重要措施，其主要挖潛機理是改變驅替流場，擴大波及體積。深部調剖措施重點是挖潛厚油層內水井周圍低滲透剩余油，以流場縱向調整為主，采油井堵水通過封堵高含水薄層或厚油層高含水層段挖潛剩余油，以流場平面調整為主[6]。針對AK油田的實際情況，采用3DSL流線數(shù)值模擬技術優(yōu)化調堵參數(shù)設計，研究了一注三采情況下對應調堵的措施效果和采出特征，定量給出注采井間、層間流量關系，計算出水井注水量和其驅出油量關系，即水井驅油效率[7]。

3.1 模型參數(shù)設定

模型總厚度為20 m，注采井距為300 m，水平方向劃分為30個小層。3個滲透率段，每10個小層為一個滲透率段，分別為100×10-3，500×10-3，1 400×10-3m2；垂直方向上的滲透率為水平方向滲透率的1%。地層孔隙度分別為20%、26%、30%；原始含油飽和度為75%，含水飽和度25%。原油密度和水密度分別為0.860 g/cm3和0.997 g/cm3；原油黏度和水黏度分別為10.0 mPa·s和0.4 mPa·s；地層壓力和飽和壓力分別為11.27 MPa和8.6 MPa；完井半徑0.125 m[8]。

3.2 模擬措施方案及結果

從地質模型出發(fā)，模擬設計水驅，堵水、調剖、調堵結合等4個對比方案，在水驅綜合含水率93%時開始，水井日注水量150 m3，水井注調剖劑與油井堵水同時進行。調堵結合措施目的層中、高滲透層。深部調剖深度為50 m，調剖方法采用傳導率法和流體法相結合，即先將凝膠調剖劑注入地層，模擬調剖劑注入地層過程，然后通過降低波及區(qū)域傳導率模擬調剖劑交聯(lián)封堵過程，全面反映出凝膠調剖過程。堵水采用修改網(wǎng)格傳導率方法，堵水深度10 m。依據(jù)室內和礦場經(jīng)驗，調剖劑有效期控制為720 d。

模擬結果對比顯示（表9），與方案0對比，截止模擬時間結束，方案1增加采收率0.13%，綜合含水高出0.12%；方案2增加采收率0.31%，綜合含水下降1.27%；方案3增加采收率0.51%，其比方案2和方案1增加采收率之和還多出0.07%，模擬結束含水與方案3相當，說明調堵結合其中蘊藏兩措施的協(xié)同效果。

表9 調堵結合數(shù)值模擬效果

3.3 井組區(qū)域模擬效果對比

模擬4套方案生產(chǎn)情況，方案3和方案1在措施開始后即刻出現(xiàn)產(chǎn)液下降，產(chǎn)液下降持續(xù)于調堵期，對生產(chǎn)后期影響小。方案3與調剖措施方案2在生產(chǎn)后期出現(xiàn)產(chǎn)液下降，對措施早期和中期影響不大，這是深調效果[9]。分析調堵井區(qū)綜合含水曲線（圖4），方案3措施后出現(xiàn)3個含水下降階段。第1含水下降階段出現(xiàn)于措施開始后，為堵水見效期，堵水封堵了水流通道，使驅替流體轉向驅動剩余油富集區(qū)，含水綜合下降；第3含水下降期為深調見效期，深調措施驅動水井低滲透剩余油帶到達油井，含水下降，由于驅動剩余油距離油井遠，運移時間長，所以到達油井時間最晚；第2含水下降期位于前兩個含水下降期中間，從原理上分析，方案3封堵水流通道后，減少了調剖劑沿水竄通道方向侵入深度，增加其對剩余油富集區(qū)域波及范圍，由于這部分油主要是調剖劑轉向驅油效果，先于深調驅動的剩余油到達油井[10–11]。

圖4 模擬方案產(chǎn)液特征曲線

4 結論

（1）哈薩克斯坦AK油田儲層溫度高，礦化度高，沉積環(huán)境復雜，非均質嚴重?，F(xiàn)有調堵劑配方體系在高溫高鹽條件下成膠性能及體系穩(wěn)定性差，斷鏈脫水現(xiàn)象嚴重，難以適應海外高溫高鹽油藏剩余油挖潛的措施要求。

（2）高溫高鹽調剖劑研究實驗優(yōu)選滿足礦化度50 000～100 000 mg/L及60～90 ℃酚醛體系調剖劑和堵水劑配方體系。巖心封堵物模評價實驗表明，高溫、高礦化度條件下對巖心的封堵能力較好，巖心突破壓力均高于12 MPa，巖心封堵率在97%以上。

（3）利用流線模擬優(yōu)化調堵工藝參數(shù)，模擬結果顯示井組對應調堵后綜合含水率降低1.18%，采收率提高0.51%。