苏北复杂断块油藏深部调驱技术研究

张雪，马秀敏，黄博，王蓉

（中国石化华东分公司石油工程技术研究院，江苏南京210031）

苏北复杂断块油藏深部调驱技术研究

张雪，马秀敏，黄博，王蓉

（中国石化华东分公司石油工程技术研究院，江苏南京210031）

针对洲城油田已进入中高含水开发阶段，层间、层内矛盾进一步加剧等问题，结合试验区断层多、构造复杂等地质特点和见水状况，室内研究了适用于苏北中高渗油藏的“等压降梯度”逐级调驱工艺技术，确定了预交联体膨型颗粒堵剂和具有较好耐温抗盐性、注入性及封堵性能的聚合物冻胶堵剂体系。该技术已现场应用于K-11井，施工后吸水剖面得到改善，注水压力上升了4.5 MPa，对应油井K-14井日产油量由4.06 t增加到7.59 t，含水率下降9.48%，达到了深部调驱目的，控水稳油效果明显，为苏北工区老油田的注水开发提供了技术支撑。

洲城油田；中、高渗透；深部调驱；等压降梯度

调剖堵水技术在高含水油田控水稳产（增产）措施中占有重要地位，但随着高含水油藏水驱问题的日益复杂，对该领域技术要求越来越高，推动着调驱技术的不断创新和发展，尤其近年来在深部调驱剂研究与应用方面取得了许多新进展，形成包括弱凝胶、胶态分散凝胶（CDG）、体膨颗粒、柔性颗粒等多套深部调驱技术[1]，为我国高含水油田改善水驱开发效果、提高采收率发挥着重要作用。

洲城油田属于复杂断块型油藏，位于溱潼凹陷南部断阶带中部，被内部南西向断层切割成洲Ⅲ、洲Ⅳ断块。洲Ⅳ断块1992年底投入开发，含油面积0.5km2，地质储量178×104t。标定采收率42.1%，可采储量74.86×104t。洲城油田采油井日产油水平25.18 t，综合含水87%，平均单井日产油2.5 t。注水井日注水量269 m3，平均单井日注水54 m3，平均注水压力8 MPa，地质储量采出程度33.3%。岩心分析储层平均孔隙度为27.1%，渗透率为1 394×10-3μm2，属于中高渗储层。该油藏含油层系多，储层物性差异大，平面、层间、层内三大矛盾突出[2]，水驱动用不均，井况问题严重。

洲城油田经过多年的高效开发，进入高含水开发期后产量递减加快，地层水有局部突进的现象，需要对区块的重点注水井进行调剖，提高注入水的波及体积和水驱效率，达到整个井组降水增油、提高采收率的目的。室内在对试验区油藏地质特征与动态资料分析评价研究的基础上，以“等压降梯度”逐级调驱工艺技术为原则[3]，在段塞的设计上采用先弱段塞后强段塞的方式，有针对性地研究筛选具有注入性能好、封堵强度高、成本低、货源广的系列堵剂配方。结合室内物理模拟实验结果，对深部定位复合段塞注入工艺进行室内模拟，确定了适用于洲城油田的深部调驱体系。

1 实验部分

1.1 实验条件

实验温度：洲城油田油藏温度55～80℃；矿化度：洲城油田地层水矿化度19 780～21 360 mg/L。

1.2 药品

预交联体膨型颗粒，胶体状；聚丙烯酰胺（分子量（800～1 000）×104），粉状；交联剂，液体；助剂，粉状。

2 深部调驱堵剂体系的性能研究

PAM冻胶堵剂地面注入黏度较低，在一定压力下可选择性的进入高渗透层，整体封堵效果较好。该堵剂成本适中，堵剂强度较好，由于PAM高分子链的吸附絮凝作用，和颗粒类堵剂搭配使用可提高封堵效果。

水玻璃＋氯化钙堵剂耐温、抗盐性能好，水玻璃和氯化钙液混合立即形成凝胶，可以达到快速封堵近井带的目的。但该堵剂只能采用双液法施工，在地层中混合不均匀，堵剂利用率较低，而且成本较高，并且该堵剂由于反应速度较快，只能进行近井带封堵，不能进行大剂量深部调剖，而且存在施工风险。

搬土＋聚合物堵剂虽然具有较好的耐温、抗盐性，成本低，但强度低，不适合大孔道和裂缝地层调剖。

无机凝胶颗粒堵剂是水泥加其他无机材料改性的堵剂，具有较高的强度，耐温、抗盐性能，成本低，但易沉淀，只适合于封堵大孔道、裂缝近井地带。

预交联体膨颗粒堵剂为丙稀酰胺单体、丙稀酸、超细无机固体刚性颗粒材料在地面聚合而成的高吸水性复合树脂材料，该堵剂在水中吸水膨胀体积可增加几十倍甚至上百倍，在一定压差的作用下可产生形变而进入地层孔道，其特有的弹性驱油作用机理，具有用量少，效率高等特点，适合对大孔道及裂缝实施深度调剖，和冻胶类堵剂搭配使用可提高封堵效果。

考虑堵剂的性能特点及成本因素，同时结合洲城油田中高渗透油藏地层特点（表1），确定了交联聚合物冻胶+预交联体膨型颗粒堵剂多段塞多轮次深部调剖体系。本堵剂体系不仅强度高，而且具有较好的耐温、抗盐性能，成本低等优点。

表1 堵剂性能及成本对比Table 1 Comparison of plugging agent and cost

2.1预交联型体膨颗粒

2.1.1 膨胀性能评价

取定量的预交联颗粒于丝袋中，在一定温度的清水以及不同矿化度水中，在不同的时间内取出，待没有水滴出时称量其重量，按下公式（1）计算其膨胀倍率[4]：

式中：Q为膨胀倍率，g/g；G1为膨胀后的质量，g；G0为原始质量，g。

2.1.2 温度对膨胀性能的影响

将适量堵剂用纱布包裹后置入SYL-III型高温高压酸岩反应实验仪中，装入清水，加热至指定温度后恒温反应20天，取出，观察堵剂膨胀状况，测定膨胀后体积，计算膨胀倍率，结果见图1。

从图1可以看出：温度越高，颗粒调剖剂的体积膨胀速度越快，膨胀倍率也越大。在80℃的地层温度下膨胀倍率可达21.9倍，说明该堵剂还具有较好的耐温性能。

图1 温度对预交联型体膨颗粒堵剂的膨胀倍率的影响曲线Fig.1 Influence of temperature on expanded multiplication rate of precrosslinking swell particle plugging agent

2.1.3 矿化度对膨胀性能的影响

室温下将一定量的堵剂放入不同矿化度的盐溶液中，30天后观察堵剂的膨胀倍率，测定膨胀后体积，计算膨胀倍率，结果见图2。

图2 矿化度对预交联型体膨颗粒堵剂膨胀倍率的影响曲线Fig.2 Influence of salinity on expanded multiplication rate of precrosslinking swell particle plugging agent

从图2看出：随着矿化度的增加，堵剂的膨胀倍率逐渐降低。在低盐离子浓度区，体膨颗粒的膨胀倍数随盐离子浓度增加而降低。但盐离子浓度超过一定浓度后，体膨颗粒膨胀倍数基本不随盐离子浓度变化（21 360 mg/L为本油井产出水的最高矿化度），盐离子浓度对体膨颗粒膨胀倍数影响趋于平稳。堵剂在矿化度2.5×104mg/L下仍具有15倍的膨胀性能，说明该堵剂具有较好的抗盐性能。

2.2 聚合物冻胶

2.2.1 堵剂配方

0.6%～0.8%PAM（分子量800～1 000万）+ 0.03%交联剂A（有效含量＞3%）+0.3%助剂A+ 0.02%助剂B。

2.2.2 黏温性能

配制堵剂0.8%PAM（分子量800～1000万）+ 0.03%交联剂A（有效含量＞3%）+0.3%助剂A+ 0.02%助剂B，分别在50℃，60℃，70℃，80℃恒温交联，用黏度仪测定凝胶黏度，结果见图3。

图3 PAM的凝胶黏度及交联时间随温度变化曲线Fig.3 Variation curves of PAM gel viscosity and crosslinking time by temperature

由图3可见，随着温度增加，凝胶黏度增加，交联时间缩短，说明该堵剂具有较好的黏温性能。

2.2.3 抗剪切性能

考虑到在配制施工过程中，堵剂会受到剪切，需评价堵剂的抗剪切性能。模拟炮眼使溶胶液经喷嘴（内径0.5 mm）剪切1 h后，在70～75℃恒温交联，用RV-2黏度计测定凝胶黏度，试验见表2。

表2 堵剂抗剪切性Table 2 Plugging agent shearing resistance

交联前后堵剂经喷嘴剪切后，基液黏度和成胶黏度降低率分别为12.9%、10.7%，说明堵剂具有一定抗剪切性能。

2.2.4 岩心封堵性能

取直径25.0 mm左右、长60.0 mm左右的人造岩心，用模拟洲城地层水测初始渗透率，正向（模拟注水井调剖）注入评价堵剂配方溶液，在70～75℃下放置72 h使溶液形成冻胶，正向用模拟地层水冲洗，测定突破压力和封堵后渗透率，见表3。

表3 岩心模拟封堵试验数据Table 3 Core plugging simulation data

结果表明，聚合物冻胶堵剂对岩心的封堵率在99%以上，突破压力梯度在10MPa/m以上。

3 现场应用及效果分析

3.1 现场试验简况

K-11井2007年10月2日由采油井改为注水井，注水层位：Es143-4。2013年2月25日，补开Es145与Es143-4合注，注水初期压力10.5 MPa，调驱前压力7 MPa（图4），注水压力下降也验证了水淹通道的形成。

K-11井于2014年5月28至2014年6月14日进行施工，现场分四个段塞进行注入，共挤入堵剂2 060 m3（表4），采用笼统注入方式。

图4 调前注水压力变化Fig.4 Injection pressure variation before profile control

表4 现场施工简况Table 4 Field construction profile

3.2 效果分析

3.2.1 “等压降梯度”逐级调驱工艺效果显著

从K-11井的压降曲线（图5）可以看出：90分钟后，油压从15 MPa降至14 MPa，且每个阶段的压降梯度基本相同，约为0.25 MPa，完全符合“等压降梯度”逐级调驱工艺的原则，说明各段塞选用的堵剂强度适合，段塞组合设计合理。因此，该堵剂体系在苏北中高渗油藏具有较好的推广前景。

图5 K-11井试注压降曲线Fig.5 Drawdown curve of injection test well K-11

3.2.2 层内、层间矛盾有所改善

在注水开发过程中，注入水沿储层底部突进，层内矛盾突出，对比调前调后的吸水剖面（图6）可以看出，K-11井Es143层单层突进的情况得到缓解，相对吸水百分比下降了24.07%；同时Es144层的吸水百分比上升了27.47%，说明K-11井的吸水剖面有所改善。还可以看出，在前置液阶段注入的低浓度聚合物溶胶已进入地层深部，达到了液流转向的目的。

图6 K-11井调驱前后吸水剖面Fig.6 Intake profile contrast before and after profile control of well K-11

K-11井于2014年6月20日启注，调前注水压力为7 MPa，目前注水压力为11.5 MPa，总注水量1 214.25 m3。注水压力的提高说明：主堵剂、封口堵剂所注入的强度较高的预交联体膨型颗粒堵剂和聚合物冻胶堵剂体系已进入远井及近井地带，较好解决了层间矛盾突出的问题。

图7 K-14井日产油变化Fig.7 Daily oil production variation of well K-14

图8 K-14井含水率变化Fig.8 Water content variation of well K-14

3.2.3 对应油井增油效果明显

其对应油井K-14井的日产油量由4.06 t增加到7.59 t，已持续稳产5个月，累计增油439.34 t（图7），含水率下降了9.48%（图8），增油控水效果明显。目前该区块的产油、产液效果还在进一步观察中。

4 结论

1）预交联体膨型颗粒堵剂和聚合物冻胶体系可以满足洲城油田高含水期调驱的需要，能够对裂缝大孔道进行有效封堵，解决层内、层间矛盾。

2）现场对k-11井进行调驱施工后，注水压力上升、对应油井油量上升、吸水剖面得到改善，说明施工达到了液流转向的目的，控水稳油效果明显。同时也验证了“等压降梯度”逐级调驱的原则是正确可行的。

[1]刘一江，王香增.化学调剖堵水技术[M].北京：石油工业出版社，1999：56-57.

[2]靳志霞，苏道敏，周跃忠，等.复杂断块砂岩油藏提高水驱采收率技术研究[J].江汉石油学院学报，2003，25（S1）：89-90.

[3]赵娟，张健，戴彩丽，等.等压降梯度逐级深部调驱方法研究与应用[J].油田化学，2014，31（1）:47-50.

[4]王志瑶，李颖，吕昌森，等.预交联体膨颗粒类调剖剂性能评价方法研究[J].大庆石油地质与开发，2005，24（6）：77-79.

（编辑：尹淑容）

Research on deep profile control technology of complex fault block reservoir in North Jiangsu oilfield

Zhang Xue,Ma Xiumin,Huang Bo and Wang Rong
(Petroleum Engineering Technology Research Institute,East China Company,SINOPEC,Nanjing,Jiangsu 210031,China)

Since Zhoucheng oilfield enters medium high water cut stage,the contradiction between intrabed and intraformation is aggravated.According to geological characteristics of multifaults and complicated structure,and combined with water breakthrough condition,displacement control technology of constant pressure drop gradient suitable to North Jiangsu medium to high permeabili⁃ty was researched indoor,thereby determining precrosslinking swell particle plugging agent and polymer gel plugging agent system of fine temperature and salt resistance,strong injectivity and plugging performance.After applying this technology to water well K-11,intake profile is improved and injection pressure is increased by 4.5 MPa.Daily oil production of its corresponding oil well K-14 increases from 4.06 t to 7.59 t and water content decreases 9.48%.In this way,deep profile control is completed and the effect of oil production stabilization and water cut control is obvious.This technology provides technical support for the development of in⁃jection wells in North Jiangsu oilfield.

Zhoucheng oilfield,medium to high permeability,deep profile control,constant pressure drop gradient

TE357

A

2015-03-09。

张雪（1990—），女，助理工程师，采油工艺研究。