張曉明，楊 華，陳德照，楊冠龍，肖 柯，狄曉磊，陳正輝，徐占軍

（中國石油長慶油田分公司第八采油廠，陜西西安 710021）

姬塬油田侏羅系油藏是在鄂爾多斯盆地西傾單斜基礎(chǔ)上形成的低滲透砂巖油藏，主要含油層系有延安組延10、延9、延8 等層系。縱向上受河流-三角洲平原河道沉積背景限制，油藏分布分散，平面砂體寬度窄，油藏規(guī)模小，規(guī)則井網(wǎng)布井受限多，注采系統(tǒng)不完善。

受沉積構(gòu)造因素控制，姬塬油田侏羅系油藏縱向上油水關(guān)系復(fù)雜，油藏多有邊底水。進(jìn)入注水開發(fā)中后期，受注入水和油藏邊底水推進(jìn)雙重影響，油井水淹現(xiàn)象嚴(yán)重。根據(jù)檢查井密閉取心資料分析，姬塬油田侏羅系油藏水淹井多由孔隙型大孔道形成的水線推進(jìn)造成，水淹治理難度大。注水井調(diào)剖是改善油藏水驅(qū)效果的主要手段之一[1]，但由于現(xiàn)有調(diào)剖體系主要是針對裂縫型見水或孔隙-裂縫型見水的注水井調(diào)剖設(shè)計，對于以孔隙型滲流為主形成的大孔道水淹適應(yīng)性不強(qiáng)，油田先后實驗多種調(diào)剖體系調(diào)剖，但效果不佳。2020 年以來，通過深入分析侏羅系油藏水淹機(jī)理，優(yōu)化調(diào)剖體系，篩選了一種黏彈劑進(jìn)行調(diào)剖，取得了良好的實施效果。調(diào)剖后90%的水淹井見到效果，月度含水率降幅達(dá)53%以上，取得了較好的實施效果。

1 油藏特征

姬塬油田侏羅系油藏埋深1 450～2 000 m，主要產(chǎn)油層侏羅系延安組延10、延9、延8 平均孔隙度17.8%，平均滲透率15.3 mD，儲層溫度53 ℃，地層水礦化度43 567 mg/L，地層原油黏度1.87 mPa·s。儲層砂體規(guī)模小，平均砂體寬度2.8 km，砂體厚度11.3 m。油藏砂體縱橫向滲透率變化大，平面非均質(zhì)性嚴(yán)重。儲層縱向變異系數(shù)較大于0.78，橫向變異系數(shù)較大于0.85。

該區(qū)侏羅系油藏儲層一般缺少大的裂縫，油水運(yùn)移方式以孔隙型滲流為主，油藏多發(fā)育邊底水。油藏進(jìn)入開發(fā)中后期，油井水淹現(xiàn)象不斷增多。從開發(fā)特征上看，采出端水淹井大多表現(xiàn)為孔隙型見水特征，油井含水率逐漸升高，動液面逐步上升。注入端表現(xiàn)為吸水不均，優(yōu)勢吸水段下移，吸水剖面出現(xiàn)指狀或尖峰狀吸水。根據(jù)油藏描述結(jié)果，該區(qū)侏羅系油藏大多采出程度為21.2%～29.6%，剩余儲量占比高達(dá)68%～82%，開發(fā)調(diào)整潛力巨大。

2 注水井調(diào)剖機(jī)理

注水井調(diào)剖是治理油井水淹、提高油藏采收率的有效手段，而提高油藏的水驅(qū)波及體積和驅(qū)油效率是油藏注水井調(diào)剖主要機(jī)理?；诘蜐B油藏注入水沿大裂縫推進(jìn)造成油井水淹的認(rèn)識，依據(jù)達(dá)西定律及平面徑向流達(dá)西公式：

式中：v-流速，m/s；k-滲透率，mD；μ-黏度，mPa·s；pe-外邊界壓力，MPa；pw-內(nèi)邊界壓力，MPa；re-外邊界半徑，m；rw-內(nèi)邊界半徑，m。

一般認(rèn)為油井水淹主要由于裂縫滲透率k、注入劑黏度μ 和內(nèi)外邊界壓差過大造成，因此，利用體膨顆粒降低裂縫滲透率k、利用聚合物增大注入劑黏度μ和降低注采強(qiáng)度，設(shè)計形成了“交聯(lián)聚合物凍膠+體膨顆?！焙汀癙EG 單相凝膠調(diào)驅(qū)劑”、“納米級微球”調(diào)剖體系[2-5]，這對于以裂縫型水淹為主的姬塬油田三疊系低滲-超低滲油藏控水起到很好的作用，但對于以孔隙型滲流為主的侏羅系低-中滲油藏控水效果有限，僅在降低油藏遞減、控制含水率上升幅度方面取得了一定效果（表1），對于油井降含水率效果不明顯。

表1 姬塬油田侏羅系油藏不同調(diào)剖工藝實施效果表

根據(jù)最新研究發(fā)現(xiàn)，姬塬油田油井水淹主要受微納米尺度下的毛管力與達(dá)西定律共同控制。在注水過程中，注入水易沿滲透性相對較好的儲層方向突進(jìn)，形成指狀水進(jìn)，造成油井水淹。同時，在優(yōu)勢注水通道形成后，儲層其他方向注入水波及程度降低，剩余油大量富集。侏羅系油藏調(diào)剖的目的就是通過黏彈劑降低注水優(yōu)勢通道滲透率，迫使注入水更多的進(jìn)入其余部位的油層，降低其毛管力，從而達(dá)到提高注水波及體積，解放剩余油和提高采收率的目的。因此，需要研制一種既能堵塞高滲大孔道，又能解放小孔道中剩余油的特殊堵劑體系。

3 黏彈劑調(diào)剖機(jī)理及研制

3.1 黏彈劑調(diào)剖機(jī)理

黏彈劑調(diào)剖主要是利用黏彈劑連續(xù)相溶液的剪切流變性，即當(dāng)黏彈劑連續(xù)相溶液通過較低滲儲層時，由于低滲儲層孔喉具有較大的剪切力，黏彈劑連續(xù)相溶液黏度降低，使其更容易進(jìn)入滲透率較小的油層，實現(xiàn)擴(kuò)大波及體積，提升油層能量的目的；當(dāng)黏彈劑連續(xù)相溶液通過滲透率較大儲層時，由于較大滲透率孔喉具有較小的剪切力，對黏彈劑連續(xù)相溶液黏度影響較小，使黏彈劑更容易滯留大孔道，從而起到提高后續(xù)注入水的液流阻力，迫使后續(xù)注入水轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大注水波及體積的目的。

韓顯卿[6]用巖心做過相關(guān)的實驗，實驗證明，利用孔隙介質(zhì)中滯留聚合物分子的黏彈效應(yīng)調(diào)剖是可行的，影響調(diào)剖效果的關(guān)鍵是聚合物的黏彈性，黏彈性愈強(qiáng)，調(diào)剖效果愈好。

同時，王德民等研究發(fā)現(xiàn)，黏彈性可以改變油藏儲層孔隙盲端的流動速度場、應(yīng)力場和壓力場。而且黏彈性越大，盲端內(nèi)的流速和應(yīng)力越大，流體在盲端內(nèi)的波及深度越大。因此，黏彈劑可以降低盲端內(nèi)的含油飽和度，從而也可以提高洗油效率。

3.2 黏彈劑的研制

調(diào)剖用黏彈劑是一種高分子水溶性材料，主要成分為聚丙烯酰胺[7-9]。它黏度高，懸浮能力強(qiáng)，可以提高水的黏度，有效降低儲層水相滲透率90%以上，而對油相滲透率降低不足10%[10]，是良好的化學(xué)黏彈劑。同時，由于黏彈劑具有遇剪切作用降解的特點，當(dāng)剪切外力撤除后，黏彈性具有自恢復(fù)性[11]，因此，非常適合以孔隙型滲流為主的姬塬油田侏羅系油藏。

但是聚丙烯酰胺也有明顯的缺點，主要是其存在耐鹽性不高，遇高溫化學(xué)降解的缺點[12]。為了適應(yīng)姬塬油田侏羅系油藏特點，姬塬油田在普通聚丙烯酰胺基礎(chǔ)上共聚2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸單體，形成新型黏彈劑，該新型黏彈劑的熱穩(wěn)定性及抗鹽性均較聚丙烯酰胺有所提高。由于引入了剛性單體和疏水單體以及在合成過程中采取后水解工藝，使2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸單體黏彈劑分子保留了較好的線性結(jié)構(gòu)，綜合性能得到提升。

新型黏彈劑實驗室制備步驟：

（1）取適量質(zhì)量分?jǐn)?shù)為25%～30%的丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）及疏水單體加入去離子水進(jìn)行充分溶解，將溫度降至0 ℃以下，并將冷卻后的溶液加入到保溫瓶中。

（2）通氮氣30～40 min 至冷卻后的溶液，然后加入0.05%～0.09%過硫酸銨、亞硫酸氫鈉引發(fā)劑進(jìn)行引發(fā)，控溫在0 ℃以下，當(dāng)溶液起黏后停止通氮氣，密封反應(yīng)。

（3）反應(yīng)結(jié)束后，從保溫瓶中取出膠塊，粉碎，加入一定量的水解度為20%～30%的氫氧化鈉，攪拌均勻，裝入燒杯，放置于55～85 ℃的水浴鍋中進(jìn)行水解。

（4）水解完成后，將膠粒烘干，粉碎過篩，得到新型黏彈劑（HPAM）。

3.3 HPAM 的室內(nèi)評價

為了確定HPAM 的性能，實驗室開展了HPAM 的黏彈性、注入性能、黏度保留率、驅(qū)油效果等實驗研究，取得較好的實驗效果。

室內(nèi)實驗表明，HPAM 具有良好的黏彈性（圖1），在高滲通道增黏、低滲基質(zhì)變稀的特性，實現(xiàn)了擴(kuò)大水驅(qū)波及，室內(nèi)評價提高采收率達(dá)17.0%。

圖1 不同剪切力及速率下HPAM 的黏度變化評價圖

與常規(guī)2 500 萬相對分子質(zhì)量支鏈聚合物相比（圖2），HPAM 在低滲巖心注入壓力升幅僅為常規(guī)2 500 萬相對分子質(zhì)量支鏈聚合物的1/3，低滲儲層注入性能較好。

圖2 低滲巖心中注入壓力變化

HPAM 多次吸附后具有較高的黏度保留率，在80～100 目油砂上，采用多次吸附方法評價不同調(diào)剖體系的抗吸附性能，實驗結(jié)果表明（圖3），相同濃度、相同吸附次數(shù)時，HPAM 經(jīng)過5 次吸附后黏度保留率達(dá)60%以上。

圖3 不同聚合物黏度保留率與吸附次數(shù)關(guān)系曲線

不同聚合物老化60 d 后在天然巖心再開展驅(qū)油實驗，結(jié)果（表2）表明，3 種聚合物采收率提高值處于8.9%～13.8%，黏彈劑采收率提高值高于2 500 萬相對分子質(zhì)量支鏈聚合物和GL 耐鹽聚合物。

表2 聚合物老化60 d 后在天然巖心驅(qū)油實驗結(jié)果

3.4 注入?yún)?shù)優(yōu)化

3.4.1 黏彈劑用量 黏彈劑用量為黏彈劑注入油層孔隙體積倍數(shù)和注入質(zhì)量濃度的乘積。根據(jù)油藏模擬結(jié)果，隨著黏彈劑用量的增加，預(yù)測采收率一直增加，但后期增速降低，考慮到姬塬油田噸油增油成本，合理黏彈劑用量應(yīng)控制在5 t 左右。

3.4.2 黏彈劑質(zhì)量濃度 數(shù)值模擬結(jié)果顯示，黏彈劑用量一定的情況下，隨著黏彈劑質(zhì)量濃度的提高，預(yù)測采收率值增加，但當(dāng)黏彈劑質(zhì)量濃度超過0.1%后，黏彈劑采收率增幅減緩，同時黏度也增加，注入壓力也同時提高，綜合考慮油層條件和現(xiàn)場系統(tǒng)注入壓力限制。因此，選擇0.1%作為黏彈劑調(diào)剖濃度。

3.4.3 注入速度 黏彈劑通過儲層孔隙時會被剪切降解，其黏度下降程度與儲層的滲透率及其流速有關(guān)。室內(nèi)實驗表明，當(dāng)滲透率一定的情況下，黏彈劑在孔隙中的流速越大，剪切降解越嚴(yán)重；在孔隙流速一定的條件下，滲透率越大，剪切降解越小。這說明較慢的注入速度對于降低黏彈劑的剪切降解是有利的。而黏彈劑本身又對溫度和地層水礦化度較為敏感，較低的注入速度會使黏彈劑在地層中停留時間延長，從而會加劇黏彈劑的降解。一般黏彈劑在保持注采平衡的情況下效果較好。為確保溫和注水要求，各段塞注入排量控制不高于正常注水排量的2.0 倍。調(diào)剖時的爬坡壓力上升速度不宜過快，盡量保持低壓注入。

3.4.4 注入段塞 主要包括段塞尺寸和注入方式的設(shè)計。段塞設(shè)計的原則是盡量減少黏彈劑用量，同時保證驅(qū)替的效果不降低。室內(nèi)研究、礦場實踐和數(shù)值模擬計算表明，合理有效的段塞設(shè)計能較好地改善開發(fā)效果。為了降低地層水礦化度對黏彈劑性能的影響，一般在黏彈劑段塞前加入低礦化度水預(yù)沖洗段塞，降低黏彈劑前緣之前的礦化度。在后置段塞注入清水以保護(hù)黏彈劑段塞。

3.5 施工步驟

（1）施工前測注水井吸水指示曲線和壓降曲線，確定油層吸水情況。

（2）施工前對注水井口螺絲進(jìn)行緊固，做好設(shè)備安裝、配液等準(zhǔn)備工作；接地面管線，試壓合格。

（3）試注清水，觀察泵壓和排量的變化情況，確定地層吸水情況。

（4）按照設(shè)計泵注程序，段塞設(shè)前置段塞清水、主體段塞黏彈劑、后置段塞注入清水，采用2 個配液池交替配制黏彈劑。注入黏彈劑過程應(yīng)該密切監(jiān)測施工壓力、排量以及對應(yīng)油井產(chǎn)液變化，注入過程采用試注法，質(zhì)量濃度隨著壓力變化調(diào)整。

（5）施工完成后，使用調(diào)剖設(shè)備注入后續(xù)段塞。

（6）清理現(xiàn)場，施工結(jié)束。

3.6 實施效果

2021—2022 年，姬塬油田侏羅系油藏共實驗HPAM 調(diào)剖56 井組，對應(yīng)油井270 口，其中見效油井242 口。實驗井組月度遞減率由2.59%下降至1.01%，月度含水率上升幅度由0.61%下降至0.08%，17 個月少遞減原油9 250 t，穩(wěn)油控水效果顯著。同時水淹井含水率下降明顯，平均降幅達(dá)62%，取得較好的實驗效果。

典型井組效果：Y8-49 井組位于姬塬油田Y 油區(qū)，儲層孔隙度為19.5%，滲透率為20.3 mD，采用反七點注采井網(wǎng)注水開發(fā)，井距250 m。采油井Y8-48 于2011 年4 月投產(chǎn)，初期日產(chǎn)油4.27 t，含水率15%，2020年9 月含水率開始上升至98%，日產(chǎn)油降至0.07 t，油井水淹。2021 年6 月—2021 年10 月，對應(yīng)注水井Y8-49 使用HPAM 進(jìn)行調(diào)剖，設(shè)計注入排量1.5 m3/h（為正常注水排量的2.4 倍），HPAM 注入濃度0.1%、注入量5.0 t，注入周期155 d。2021 年10 月，采油井Y8-48 含水率開始下降，產(chǎn)油量上升，至2021 年11 月，該井日產(chǎn)油3.77 t，含水率24%，取得了較好的調(diào)剖效果，注水井Y8-49 調(diào)剖前后注水壓力上升1.2 MPa。從調(diào)剖前后吸水剖面測試結(jié)果（圖4）可以看出，Y8-49 井油層尖峰狀吸水剖面得到明顯改善，縱向上吸水更加均勻。

圖4 姬塬油田Y8-49 井使用HPAM 調(diào)剖前后吸水剖面變化圖

3.7 經(jīng)濟(jì)效益評價

通過對56 個實驗井組效益分析，單井調(diào)剖施工費(fèi)用為97 625 元，單井AMPS 使用費(fèi)用為140 000 元，井組平均有效期增油226 t，按照油價45 美元/桶計算，投入產(chǎn)出比1.00∶2.11，實施效益較好。

4 結(jié)論

（1）本文合成的新型黏彈劑（HPAM）具有耐鹽、耐高溫及黏彈特性，室內(nèi)實驗表明黏彈性、注入性能、黏度保留率、驅(qū)油效果均較好，適用于以孔隙型滲流為主的姬塬油田侏羅系油藏，HPAM 不僅可以降低油田遞減，在降低油井含水率方面也具有良好的效果。

（2）為確保調(diào)剖效果，HPAM 調(diào)剖應(yīng)嚴(yán)格執(zhí)行泵注程序，段塞設(shè)前置段塞清水、主體段塞黏彈劑、后置段塞注入清水。

（3）HPAM 調(diào)剖在注水井端剖面調(diào)整方面表現(xiàn)為，調(diào)剖前后注水壓力上升，吸水剖面變得更加均勻；在水淹井端表現(xiàn)為含水率下降，油量上升。

（4）按照油價45 美元/桶計算，姬塬油田侏羅系油藏黏彈劑調(diào)剖，投入產(chǎn)出比可達(dá)1.00∶2.11，實施效果較好。