徐浩，李百瑩，劉全剛，王宏申，賴南君，唐雷

耐剪切聚合物調(diào)剖技術(shù)研究及應(yīng)用

徐浩1，李百瑩1，劉全剛1，王宏申1，賴南君2，唐雷2

（1. 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； 2. 西南石油大學(xué)化學(xué)化工學(xué)院，四川 成都 610500）

渤海灣油田大多區(qū)塊經(jīng)過多年的開采，已經(jīng)處于高含水階段，在開發(fā)至高含水的階段中也應(yīng)用了各種各樣的調(diào)剖手段，效果不一。主要問題之一是聚合物剪切損失黏度大，經(jīng)過剪切后與交聯(lián)體系一同注入地層，造成不成膠或成膠效果差，難以對中高孔滲進行有效封堵，造成調(diào)剖效果不好?；诖?，采用耐剪切的聚合物，配合交聯(lián)體系，有效的對水流優(yōu)勢通道進行封堵，從而改善油水流度比，進而擴大波及體積，提高剩余儲量動用程度，提高了注水開發(fā)效果。2020年先后在渤海灣X油田進行了2口調(diào)剖試驗井，呈現(xiàn)了良好的降水增油效果。

黏度；耐剪切；調(diào)剖；試驗；降水增油

渤海部分油田已經(jīng)歷長期注水開發(fā)，沖刷后的孔喉特征研究亟待開展。目前渤海油田綜合含水已達75%（大部分主力油田含水80%以上，平均采出程度10.86%），整體進入中高含水期。其中近半數(shù)油田開發(fā)年限已達10年以上，儲層已經(jīng)過長期注水沖刷，高滲條帶發(fā)育。注水開發(fā)效果下降明顯，亟需穩(wěn)油控水措施［1-4］。油田長期注水沖刷后，注采失衡矛盾突出，含水上升較快，造成注水低效、無效循環(huán)，控水挖潛是油田開發(fā)面臨的重要課題。采用有效的提高采收率技術(shù)［5-8］，對油田進一步挖潛、三次采油、控制注采無效循環(huán)、注水開發(fā)調(diào)整等具有重要意義。調(diào)剖是油田開發(fā)重要的控水調(diào)整措施［9］。目前調(diào)剖體系多樣化，大多涉及聚合物凝膠體系，體系在地層中不成膠或成膠強度低難以形成穩(wěn)定封堵。因此，耐剪切性聚合物及其在地層條件下能穩(wěn)定成膠，對于指導(dǎo)改善工藝技術(shù)體系、增強現(xiàn)場實施效果具有重要意義［10-11］。

近年來，液體酚醛體系憑借其優(yōu)異的成膠性能以及對環(huán)境友好在海上油田廣泛應(yīng)用。但此類體系在低溫條件下不易成膠。所以本文也針對此問題，調(diào)整交聯(lián)劑為固體交聯(lián)體系，在60～70 ℃下可以穩(wěn)定成膠，從而獲得穩(wěn)油控水的效果。本文針對耐剪切聚合物以及基于其形成的交聯(lián)體系進行了室內(nèi)評價，并在65 ℃的渤海X油田進行了兩口井的現(xiàn)場應(yīng)用試驗。

1 渤海X油田開發(fā)特征

1.1 油田高含水

渤海X油田主要發(fā)育I上油組的1、3小層以及I下油組的4.2、5小層，尤其是4.2小層相對更為發(fā)育。儲層類型主要以水下分流河道、河口壩沉積為主，單層厚度大，最厚達21.4 m，平面連續(xù)性好。儲層屬于高孔高滲，平均滲透率為2 461 mD，油藏溫度65 ℃。渤海X油田地下原油黏度（飽和壓力下）介于50～150 mPa·s，原油性質(zhì)較好。

截至2019年，注水井23口，受益井63口，目前日產(chǎn)液9 538 m3·d-1，日產(chǎn)油1 033 m3·d-1，含水89.2%。見圖1。

圖1 渤海X油田開發(fā)狀況

1.2 具有一定的挖潛潛力

目前渤海X油田采出程度37%，標(biāo)定采收率42%，注水井縱向上吸水不均，平面上存在水流優(yōu)勢通道，部分井區(qū)剩余油富集，具有進一步挖潛潛力。見圖2。

2 耐剪切聚合物交聯(lián)體系室內(nèi)評價

實驗藥劑：耐剪切聚合物，分子量1 600 w；HPAM，分子量1 600 w；固體酚醛交聯(lián)劑；促膠劑。

實驗用水：離子組成如表1。

2.1 耐剪切聚合物室內(nèi)評價

2.1.1 耐剪切性

分別配置3 000 mg·L-1的普通HPAM聚合物溶液和樹枝聚合物溶液，將配置好的溶液分別在

3 600，7 200，11 000 r·min-1下剪切20 s，觀察黏度保留率，結(jié)果如表2。由表中結(jié)果可知，在不同轉(zhuǎn)速下剪切樹枝聚合物的黏度保留率都要好于普通的HPAM，耐剪切聚合物表現(xiàn)出了良好的耐剪切性。

圖2 渤海X油田含水率分布與頂部剩余油飽和度圖

表1 實驗用水離子組成

表2 耐剪切性能評價結(jié)果

2.1.2 注入性

實驗條件：分別用石英砂制作長度為25 cm，直徑為2.5 cm的填砂管，滲透率分別為625、5 662 mD。用X油田現(xiàn)場注入水配制耐剪切聚合物溶液，聚合物濃度為2 000 mg·L-1。在油藏溫度65 ℃下注入，由圖3可知，在兩種滲透率下，耐剪切聚合物均有良好的注入性，并且耐剪切聚合物不會對填砂模型的入口造成堵塞。

圖3 耐剪切聚合物注入性實驗結(jié)果

2.2 凝膠體系室內(nèi)評價

2.2.1 體系濃度優(yōu)選

為保證體系封堵性能，進行室內(nèi)成膠實驗，耐剪切聚合物質(zhì)量濃度篩選范圍為2 000～4 000 mg·L-1，固體交聯(lián)劑質(zhì)量濃度篩選范圍為1 200～1 800 mg·L-1，助劑質(zhì)量濃度為500～1 500 mg·L-1。根據(jù)油藏條件及強度需求，采用中高等濃度的交聯(lián)體系：耐剪切聚合物/固體交聯(lián)劑/助劑=2 500～4 000/1 200～1 500/ 500～1 500 mg·L-1。實驗結(jié)果見表3。

表3 凝膠強度評價結(jié)果

2.2.2 封堵性評價

實驗條件：石英砂制作長度為25 cm，直徑為2.5 cm的填砂管，滲透率為約為5 500 mD。用X油田現(xiàn)場注入水配制不同濃度凝膠體系。在油藏溫度65 ℃下注入水，待壓力平穩(wěn)后，轉(zhuǎn)注0.3 PV凝膠體系。靜置7天后水驅(qū)至壓力穩(wěn)定，結(jié)果如表4所示。不同濃度的凝膠體系均對填砂管產(chǎn)生有效封堵，封堵率均大于75%。

2.3 工藝設(shè)計

根據(jù)油藏特征、連通關(guān)系及注采對應(yīng)關(guān)系等資料，同時借鑒渤海灣同類型油藏認識成果，計算大孔道封堵劑用量。用量計算公式：=π212。

表4 封堵率實驗結(jié)果

表5 用量計算

3 礦場實施

Q2井于2020年8月6號開始調(diào)剖作業(yè)，9月18日結(jié)束封段塞注入，累計注液量11 337.1 m3。Q3井于2020年8月22日開始調(diào)剖作業(yè)，10月12日結(jié)束封段塞注入，累計注液量12 318.3 m3。

3.1 注入特征

從圖4中可以看出，凝膠注入前、注入后壓降曲線變化明顯：調(diào)剖前壓降曲線程直線下降，說明注入井周圍存在明顯高滲條帶。但是調(diào)剖后壓降曲線明顯變緩，說明調(diào)剖體系有效地對高滲條帶進行了封堵。

圖4 目標(biāo)井調(diào)剖前后壓降曲線

3.2 生產(chǎn)特征

兩口目標(biāo)井組實施調(diào)剖后，開發(fā)效果明顯好轉(zhuǎn)，井組含水率上升的勢頭得到了有效控制。各受益井日產(chǎn)油有所增加，其中單井最大增幅余12 m3·d-1，含水率最大降幅超過5%。截至2021年7月，9口調(diào)驅(qū)受益井累計增油9 369.81 m3。

4 結(jié) 論

1）針對渤海X油田油藏情況，調(diào)剖體系需要具有良好的耐剪切能力，從而建立沿程阻力能力，緩慢建立流動阻力，逐漸減小水驅(qū)優(yōu)勢通道的半徑對整個優(yōu)勢通道形成有效封堵，延長封堵有效期。所以開發(fā)出耐剪切聚合物固體交聯(lián)體系。

2）通過室內(nèi)實驗表明，耐剪切聚合物具有良好的耐剪切性，并且與交聯(lián)劑成膠后，成膠強度較強。

3）通過礦場井組試驗結(jié)果表明：耐剪切體系在渤海X油田中有效地對高滲透層進行了封堵，改善油水的流度比，從而擴大了波及體積，提高了剩余儲量的動用程度，提高了注水開發(fā)效果。截至2021年7月，受益井累計增油9 369.81 m3。

4）耐剪切聚合物為渤海油田首次應(yīng)用，取得了良好的效果，并且積累了豐富的現(xiàn)場經(jīng)驗，特別是在工藝和藥劑體系等方面，從而為下步開展此類措施提供重要指導(dǎo)。

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Research and Application of Shear Resistant Polymer Profile Control Technology

1,1,1,1,2,2

(1. CNOOC Ener Tech-Drilling & Production Co., Ltd., Tianjin 300452, China; 2. School of Chemistry and Chemical Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu Sichuan 610500, China)

After years of exploitation, most blocks of Bohai Bay oilfield have been in the stage of high water cut. Various profile control methods have been applied in the development stage of high water cut, their effects were different. One of the main problems was that the polymer had high shear viscosity loss. After shearing, it was injected into the formation together with the cross-linking system, resulting in no gelling or poor gelling effect. It was difficult to effectively block medium and high porosity and permeability, resulting in poor profile control effect.Based on this, the shear resistant polymer and crosslinking system were used to effectively block the dominant channel of water flow, so as to improve the oil-water mobility ratio, expand the swept volume, improve the production degree of remaining reserves and improve the effect of water injection development. In 2020, profile control testsin two wells were successively carried out in X oilfield of Bohai Bay, showing good effect of water cut decrease and oil increase.

Viscosity; Shear resistance; Profile control; Test; Water cut decrease and oil increase

TE357.4

A

1004-0935（2022）04-0549-04

2021-11-08

徐浩（1989-），男，河北省滄州市人，中級工程師，碩士，2015年畢業(yè)于中國石油大學(xué)（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，研究方向：提高采收率技術(shù)。