吳清輝，吳海寧，劉鳳霞，魏子揚

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 300450；2.天津大港油田濱港石油科技集團(tuán)有限公司，天津 300280

渤海某油田為海上大型整裝油田，油田主力含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段及館陶組，是以河流相為主的沉積體系。油層總厚度大、小層數(shù)目多且單層厚度薄，油水關(guān)系復(fù)雜，儲層內(nèi)部結(jié)構(gòu)復(fù)雜，原油具有“三高三低”特點（密度高、黏度高、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量高、含蠟量低、含硫量低、凝固點低）。經(jīng)過多年的注水開發(fā)，油田油水井間水流優(yōu)勢通道發(fā)育，水驅(qū)效率變差，油田綜合含水84.5%，部分井高達(dá)99.8%，完全水淹，甚至關(guān)井，嚴(yán)重影響油田生產(chǎn)。調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)作為穩(wěn)油控水的有效技術(shù)手段，在該油田礦場得到應(yīng)用［1-4］。近幾年，油田將聚合物凝膠、復(fù)合凝膠、納米分散體、聚合物凝膠+顆粒復(fù)合體系等多種調(diào)剖技術(shù)進(jìn)行了礦場應(yīng)用，取得了一定的效果［5-7］。因油田注入水水質(zhì)復(fù)雜、油水關(guān)系與小層識別不清、注入壓力限制等問題，現(xiàn)場實施過程中存在著注不進(jìn)、注入壓力高或者注進(jìn)堵不住的問題，影響了實施效果。為提高渤海油田調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果，本研究以活性低分子乳液聚合物為主劑、復(fù)合有機(jī)酚醛為交聯(lián)劑，得到目標(biāo)調(diào)堵劑WPL-12，研究了調(diào)堵劑WPL-12 配方組分影響因素，考察了調(diào)堵劑WPL-12熱穩(wěn)定性、注入封堵性、耐沖刷性和驅(qū)油性能。

1 實驗部分

1.1 材料與儀器

乳液聚合物（相對分子量2×106～5×106）、復(fù)合有機(jī)酚醛交聯(lián)劑（有效含量≥20%），工業(yè)品，中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司；現(xiàn)場注入污水，水質(zhì)分析數(shù)據(jù)見表1；Brookfield DV2黏度計，美國Brookfield 公司；Memmert UN260 恒溫箱，德國Memmert公司；巖心封堵實驗物理模擬實驗裝置、巖心夾持器，江蘇海安石油儀器廠；原油，某復(fù)雜油田脫氣原油；人造膠結(jié)巖心?38 mm×100 mm，北京華瑞新城科技有限公司；SCOTT 瓶等，江陰市精英實驗儀器有限公司。

表1 渤海某油田注入污水水質(zhì)分析mg·L-1

1.2 實驗方法

1）WPL-12 配制。按比例往配液水中加入乳液聚合物，攪拌條件下，加入復(fù)合有機(jī)酚醛交聯(lián)劑，繼續(xù)攪拌10 min，即為WPL-12凝膠液。

2）WPL-12 成膠時間與強(qiáng)度的測試。按照體系配方比例配制WPL-12 乳液聚合物交聯(lián)溶液，61.5 ℃恒溫烘箱放置（模擬地層溫度），定期觀測體系成膠情況，成膠時間和強(qiáng)度觀測參照文獻(xiàn)［7-9］。體系狀態(tài)由初始N～L 級變?yōu)镠L/LM 級（HL/LM 級：可流動凝膠［8～10］），體系黏度大幅增加，此時的時間即為成膠時間；體系達(dá)到成膠時間后繼續(xù)放置48 h，觀察體系狀態(tài)（M～R 級：幾乎不流動凝膠到不流動凝膠）并測試其黏度，表示成膠強(qiáng)度。

3）巖心物理模擬驅(qū)替測試。用配液水配制WPL-12 乳液聚合物成膠液，通過巖心物理模擬實驗裝置，向人造膠結(jié)巖心注入乳液聚合物成膠液，記錄注入壓力。恒溫密封放置一段時間，再水驅(qū)，記錄注入壓力。測試堵劑體系的注入封堵性、耐沖刷性等性能，實驗溫度61.5 ℃、實驗用水為現(xiàn)場注入水。

4）驅(qū)油效率評價實驗。按照油田儲層物性，采用人造膠結(jié)模擬巖心（巖心規(guī)格?38 mm×100 mm、滲透率1 500 mD）評價。巖心抽真空飽和水，測試水相滲透率，然后巖心飽和油，水驅(qū)至含水率98%，計算水驅(qū)驅(qū)油效率，再注調(diào)堵劑0.3 PV（PV為巖心孔隙體積，下同）恒溫（61.5 ℃）放置15 d，后續(xù)水驅(qū)至含水率98%，計算最終驅(qū)油效率，依據(jù)驅(qū)油效率變化評價調(diào)堵劑驅(qū)油性能。

2 結(jié)果與討論

2.1 WPL-12成膠影響因素

用現(xiàn)場配液水配制不同濃度WPL-12 和有機(jī)復(fù)合酚醛交聯(lián)劑的交聯(lián)成膠溶液，按照成膠時間與強(qiáng)度測試方法觀測成膠性能，進(jìn)而考察聚合物和交聯(lián)劑對體系的成膠性能影響，結(jié)果見表2。由表2 可知：乳液聚合物質(zhì)量濃度6～12 g/L 和交聯(lián)劑質(zhì)量濃度6～10 g/L 時能夠形成三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)體的凝膠體。乳液聚合物質(zhì)量濃度低于6 g/L、交聯(lián)劑質(zhì)量濃度低于6 g/L 時，體系不成膠，主要是因為聚合物和交聯(lián)劑能夠成膠的交聯(lián)點比較少，交聯(lián)密度不夠，難以形成有效的三維網(wǎng)狀體，束縛水滯留不住，表現(xiàn)為不成膠。

表2 不同濃度聚合物和酚醛交聯(lián)劑對成膠性能的影響

2.2 WPL-12性能評價

體系性能評價采用高低2 種強(qiáng)度配方，其中，高強(qiáng)度配方12 g/L 聚合物+10 g/L 交聯(lián)劑，低強(qiáng)度配方8 g/L聚合物+8 g/L交聯(lián)劑。

2.2.1 長期熱穩(wěn)定性

凝膠調(diào)剖劑的長期熱穩(wěn)定性是現(xiàn)場應(yīng)用有效期評價的一項主要指標(biāo)。為考察體系的長期熱穩(wěn)定性，用現(xiàn)場配液水配制高低2 種強(qiáng)度交聯(lián)溶液，置于61.5 ℃恒溫烘箱內(nèi)，定期測定體系黏度并計算降黏率，結(jié)果見圖1。其中，1.2%為高強(qiáng)度凝膠，即12 g/L 聚合物+10 g/L 交聯(lián)劑；0.8%為低強(qiáng)度凝膠，即8 g/L 聚合物+8 g/L 交聯(lián)劑。由圖1 可知：2 種體系隨試驗時間的延長而強(qiáng)度緩慢下降，降黏率隨之增大；存放180 d 后凝膠體未見脫水，降黏率小于10%。這說明2 種體系的熱穩(wěn)定性都很好?？赡茉蚴侨橐壕酆衔锓肿恿肯鄬^低，形成的三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)體更加致密與牢固，束縛水很難外溢，體現(xiàn)耐溫能力強(qiáng)，表現(xiàn)為長期穩(wěn)定性好。

圖1 黏度與降黏率隨時間的變化

2.2.2 注入能力

調(diào)堵劑能夠順利注入地層是現(xiàn)場實施應(yīng)用的前提，其初始黏度越大，注入性能越差。為考察調(diào)堵劑的注入能力，用配液水配制不同濃度的乳液聚合物溶液，測試其黏度，同時應(yīng)用物理模擬封堵實驗裝置以1 mL/min 的速度向模擬巖心（巖心參數(shù)見表3）注入大劑量驅(qū)替調(diào)堵劑2.0 PV，觀測注入壓力情況，評價體系注入能力，結(jié)果見表4 和圖2。從實驗結(jié)果可以看出：高強(qiáng)度乳液聚合物凝膠注入壓力從0.005 MPa 小幅上升至0.012 MPa，壓力穩(wěn)定在0.011 MPa；低強(qiáng)度乳液聚合物凝膠注入壓力從0.004 MPa 小幅上升至0.008 MPa，壓力穩(wěn)定在0.008 MPa；常規(guī)凝膠（3.6 g/L 聚合物+10 g/L交聯(lián)劑）注入壓力從0.005 MPa 大幅上升至0.072 MPa，壓力一直呈上升趨勢。乳液聚合物凝膠注入壓力增幅小且平穩(wěn)，體系能夠進(jìn)入巖心深部形成穩(wěn)定流動態(tài)勢，說明其具有良好的注入性能［11］。體系的注入能力好，主要是乳液聚合物分子量相對較低，水力學(xué)半徑小，增黏能力不強(qiáng)，加上體系本身含有活性組分，表現(xiàn)為體系初始黏度低，注入壓力升幅要低于常規(guī)凝膠的注入壓力升幅。

圖2 注入能力比較

表3 模擬巖心參數(shù)

表4 聚合物黏度與濃度關(guān)系

2.2.3 封堵性能

為模擬調(diào)堵劑在地層的成膠情況，按照物理模擬封堵驅(qū)替實驗方法，用配液水配制高低2種強(qiáng)度成膠液，以1 mL/min 的注入速度，用封堵實驗裝置向巖心中驅(qū)替0.3 PV 的成膠液，61.5 ℃恒溫放置15 d，觀測注入調(diào)堵劑前后的壓力變化情況，依據(jù)壓力變化情況計算滲透率進(jìn)而評價其封堵能力，結(jié)果見表5。由表5 可知：高強(qiáng)度體系的封堵率分別為91.05%和90.85%，低強(qiáng)度體系的封堵率分別為81.44%和81.08%。高低強(qiáng)度體系封堵能力均大于80%，說明體系注入到人造膠結(jié)模擬巖心中能夠發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，形成高強(qiáng)度的凝膠體吸附于砂體表面，從而起到很好的封堵作用。

表5 模擬巖心封堵實驗結(jié)果

2.2.4 耐沖刷性

調(diào)堵劑的耐沖刷能力會影響其在地層的封堵效果［11］。為此，模擬調(diào)堵劑的耐沖刷性，用現(xiàn)場配液水配制高低強(qiáng)度凝膠液，通過物理模擬實驗向人造模擬巖心擠注0.3 PV 的凝膠液，61.5 ℃恒溫放置15 d，繼續(xù)水驅(qū)8 PV，觀測壓力變化情況，結(jié)果見圖3。由圖3 可知：高低強(qiáng)度凝膠液成膠，后續(xù)水驅(qū)8 PV 后，注入壓力能夠維持穩(wěn)定，且比初期水驅(qū)注入壓力提高10 倍以上，說明體系耐沖刷性能良好。

圖3 耐沖刷性比較

2.2.5 驅(qū)油性

使用人造非均質(zhì)模擬巖心，抽真空飽和水（飽和6 h，直至不見氣泡為止），水驅(qū)后測水相滲透率。飽和油61.5 ℃恒溫老化24 h，水驅(qū)至含水率98%后，計算水驅(qū)驅(qū)油效率。注入高強(qiáng)度乳液聚合物凝膠液0.3 PV，61.5 ℃恒溫放置15 d，繼續(xù)水驅(qū)至含水率98%，計算注入調(diào)堵劑后總的驅(qū)油效率，依據(jù)前后驅(qū)油效率情況評價體系的驅(qū)油性能，結(jié)果見圖4。由圖4 可知：調(diào)堵劑能夠進(jìn)入巖心深部并在巖心中成膠，后續(xù)注水壓力上升，改變水流流向，提高水驅(qū)驅(qū)油效率，驅(qū)油效率從32.1%提高至47.1%，提高驅(qū)油效率15.0%，驅(qū)油效率良好。

圖4 驅(qū)油效率比較

2.3 現(xiàn)場應(yīng)用

D41 井為渤海某復(fù)雜油田3 號井區(qū)注水井，2009 年9 月投產(chǎn)，生產(chǎn)館陶組，注水層位L50～L102 層，注水初期注入壓力1.58 MPa，注入量61.52 m3/d。2012 年3 月重新完井，由籠統(tǒng)注水改分層注水，D41 井2020 年6 月注水量1 429 m3/d，注水壓力8.3 MPa。因長期的注水開發(fā)，周邊受益油井7 口（井位圖見圖5）注入水突進(jìn)現(xiàn)象嚴(yán)重，導(dǎo)致油井含水率上升明顯。動態(tài)分析顯示，注入水主要沿主河道方向的高部位油井G44 和G54H 突進(jìn)。為控制水竄和抑制油井含水率，急需調(diào)剖。基于目標(biāo)油田和井組分析及認(rèn)識，要求調(diào)堵劑具有良好的注入性、封堵性和長期熱穩(wěn)定性。根據(jù)上述WPL-12 研究結(jié)果，該井于2020 年9 月采用WPL-12 凝膠（（8～10） g/L 聚合物+（6～8） g/L 復(fù)合有機(jī)酚醛交聯(lián)劑）調(diào)剖，封堵水流優(yōu)勢通道，累計注入凝膠工作液6 013 m3，實施措施后油井含水率大幅下降，最大降幅達(dá)9.3%。G44 井和G54H 井的生產(chǎn)動態(tài)曲線如圖6～7 所示。由圖6～7 可知：采取調(diào)劑措施后，兩口目標(biāo)油井的含水率逐漸降低，產(chǎn)油量逐漸增加。截至2021 年9月，兩口目標(biāo)油井累計增油8 374.1 m3，增油效果明顯。

圖5 D41井周邊受益井井位

圖6 G44井生產(chǎn)動態(tài)曲線

圖7 G54H井生產(chǎn)動態(tài)曲線

3 結(jié)論

1）乳液聚合物質(zhì)量濃度6～12 g/L 和交聯(lián)劑質(zhì)量濃度6～10 g/L 范圍內(nèi)WPL-12 交聯(lián)體系成膠性能良好。61.5 ℃存放180 d凝膠體未脫水，降黏率小于10%，熱穩(wěn)定性良好。不同強(qiáng)度的凝膠封堵能力大于80%，注入壓力從0.005 MPa小幅上升至0.012 MPa，注入壓力升幅小且平穩(wěn)，注入性能良好。

2）現(xiàn)場應(yīng)用表明，油井含水率最大降幅9.3%，累計增油8 374.1 m3，該調(diào)堵劑適用復(fù)雜油氣田調(diào)剖，增油效果明顯，具有很好的推廣前景。