三元复合驱区块整体调剖实验研究及现场应用

张世东,李 国,禹 影,张丽梅

（(1.大庆油田有限责任公司 采油工程研究院，黑龙江 大庆163311；2.大庆油田 第二采油厂，黑龙江 大庆163311）

三元复合驱区块整体调剖实验研究及现场应用

张世东1,李 国1,禹 影2,张丽梅1

（(1.大庆油田有限责任公司 采油工程研究院，黑龙江 大庆163311；2.大庆油田 第二采油厂，黑龙江 大庆163311）

针对大庆油田某三元复合驱区块，注入井剖面动用不均匀，低压井所占比例大；采出井受效不均衡，区块高含水油井所占比例高等问题，开展了三元复合驱区块整体调剖技术攻关应用。由于三元复合驱储层中同时存在碱、表活剂，近井地带pH值高，整体调剖选择了耐碱颗粒调剖剂及抗碱多元络合凝胶，进行段塞组合应用，即先大剂量注入耐碱颗粒调剖剂，再注入凝胶型调剖剂使其充填到颗粒调剖剂形成的骨架内，可阻止后续注入液的窜流，并与颗粒调剖剂协同作用形成具有较高强度和较强耐冲刷的调剖剂屏障，从而强化段塞整体流动性，既可提高调剖后水驱突破压力梯度，又能明显改善其封堵率。

三元复合驱;整体调剖

大庆油田已经成功地进行了三元复合驱先导性及工业性矿场试验,目前，正处于工业化应用阶段,在水驱基础上可提高采收率接近20%，自2014年起大庆油田三元复合驱原油年产量突破200万t，取得了较好的增油降水效果。但由于油层厚度大、平面和纵向上的非均质性比较严重,加之三元复合驱本身的驱替特性，致使三元复合驱体系在注入过程中出现窜流十分严重，为了保障区块开发效果，开展了三元复合驱区块整体调剖技术应用。

1 剖剂性能特点

1.1 耐碱颗粒调剖剂

耐碱球颗粒调剖剂为粒径可调的抗碱聚合物类颗粒调剖剂[1]，其合成方式是在原有聚合物合成方式的基础之上降低了丙烯酰胺的用量，增加了N,N-二甲基丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸盐（AMPS）的用量，通过对丙烯酰胺的接枝聚合改性,使颗粒具有更强抗碱性能。

1.1.1 耐碱颗粒调剖剂理化性能 用清水配制不同粒径耐碱颗粒调剖剂，放置在45℃烘箱，熟化3～

4h后，采用激光粒度分析仪测粒径中值。实验结果表明，耐碱颗粒的粒径随着水化时间的延长，粒径略有增大。这是由于随着水化时间的延长，分散介质水进入微球内部使其膨胀，粒径增大，溶胀5h后颗粒的粒径变化不大（180～450μm），稳定性好，性能具体见表1。

表1 耐碱颗粒调剖剂的理化性能表Tab.1 Physical and chemical properties of alkali resisting particle profile control agent

1.1.2 耐碱聚合物微球调剖剂与三元液配伍性实验针对目标区块，对耐碱颗粒调剖剂进行了配伍性评价。采用现场注入水+表活剂+NaOH作为配制介质，考察耐碱颗粒调剖剂的性能。

实验设计：（1）配制液：1000mg·L-1聚合物 +0.3%表活剂+1.2%碱液；（2）颗粒在配制液中的膨胀性能；（3）颗粒在三元液浸泡下的强度变化；（4）颗粒浸泡后，三元体系的粘度及界面张力变化。

先用清水配制5000mg·L-1的缔合聚合物溶液，取适量的碱及表活性配制成碱表活剂溶液，最终配制成三元液（1.2%NaOH＋0.3%表面活性剂＋1000mg·L-1聚合物），研究耐碱颗粒调剖剂与此三元液的配伍性。

实验结果表明：耐碱颗粒调剖剂在三元环境下终膨倍数20倍左右，过孔强度可达1.2MPa左右。同时经过颗粒浸泡后的三元溶液与三元空白样相比，体系性质没有太大变化，30d界面张力保持超低，结果见图1、表2。

图1 耐碱颗粒调剖剂与三元溶液30d界面张力稳定性评价Fig.1 30day IFT-stability evaluation of alkali resisting particle profile control agent and ASP solution

1.2 抗碱多元凝胶

1.2.1 体系配方总体性能 根据优选的交联剂体系配方，对调剖体系配方的性能进行了评价，结果表明：该体系在清水中聚合物浓度从500～3000mg·L-1均可成胶，成胶时间为1～5d，成胶粘度大于3800mPa·s（见表 3）。

表2 三元体系下颗粒调剖剂的性能Tab.2 Performance of the particle profile control agent in ASP flooding system

表3 交联剂性能评价实验结果表Tab.3 Test result of cross linking agent's performance evaluation

1.2.2 多元络合凝胶体系与三元体系配伍性 为考察多元络合凝胶体系与三元体系配伍性，在体系溶液中混入0.1%～0.3%的弱碱表活剂，结果表明：多元络合凝胶体系在pH值8～9的碱性环境下成胶，在表活剂存在下体系仍然可以成胶，说明后续三元液对胶体破坏性较小（见表4）。

表4 多元络合凝胶体系与三元体系配伍性实验Tab.4 Compatibility test between multivariate complex gel system and ASP system

1.3 调剖剂段塞组合应用模拟实验

为保证确定最优段塞组合考察调剖剂的调剖能力，采用平行三管岩心实验装置进行剖面调整能力的测定。实验方案：水驱→0.57PV三元驱→0.3PV调剖剂段塞组合→水驱[2]。

表5 三管岩心实验结果Tab.5 Result of triple-barreled core experiment

从表5中可以看出，通过在三元复合驱调剖过程中注入耐碱颗粒调剖剂段塞，再注耐碱凝胶深度调剖剂的段塞组合封堵方式，对高渗透岩心的堵塞率较大，具有较好的调剖能力，调后高渗透率岩心的分流量下降35.32%，中、低渗透率岩心分流量分别提高27.52%、7.8%。

2 区块整体调剖应用

大庆某试验区块于2014年进行了主段塞阶段区块整体调剖，施工周期118d，调剖剂采用多段塞混合注入方式：（20%）聚合物微球调剖剂＋（40%）凝胶调剖剂+（15%）聚合物微球调剖剂＋（25%）高强度凝胶封口调剖剂。

2.1 注入井压力大幅度上升，注入剖面明显改善

9口井的平均注入压力由试验前的7.5MPa逐渐上升到9.8MPa，从注入压力变化情况看，调剖前后注入压力上升2.5MPa，说明调剖剂起到了封堵的作用。

从单井调剖前后的剖面对比来看：有效厚度动用比例由72.3%提高到81.3%，调剖目的层相对吸水比例由49.3%下降到17.4%。

2.2 连通油井降水明显

调剖前区块处于含水回升阶段，调剖后区块增油降水明显：16口连通油井12口井受效，6口井含水降幅明显，区块平均日增油12t，含水降幅4.17%；4口中心井3口见效，受效比例75%，中心井含水降幅5.79%，平均日增油5t。截至2015年12月，该区块累计增油2472t。

图3 连通油井生产曲线Fig.3 Connected oil well production curve

图4 中心井生产曲线Fig.4 Center well production curve

3 结论

（1）耐碱颗粒调剖剂与抗碱多元络合凝胶具有较好的抗碱性能，与三元液配伍性较好；抗碱多元络合凝胶抗剪切性能强，热稳定性能好。

（2）室内实验表明：耐碱颗粒调剖剂与抗碱多元络合凝胶段塞组合具有较好的调控能力，可大幅度降低高渗透层的吸入量；现场剖面测试结果较好的反应了段塞组合应用的剖面改善能力。

（3）整体调剖技术增油降水效果明显，控制了区块含水回升速度，保障了区块整体开发效果，累计增油2472t。

［1］ 陈远.耐碱聚合物微球颗粒调剖技术［J］.油气田地面工程，2011,（30）：86-87.

［2］ 李建阁，吴文祥，张丽梅.耐碱凝胶体系的研制与应用［J］.科学技术与工程，2010，10（25）：23-25.

Integral profile control technology in ASP flooding block experiment research and field application

ZHANG Shi-dong1,LI Guo1,YU Ying2,ZHANG Li-mei1
（1.Daqing Oil Field Limited-Liability Company Institute of Oil Recovery Engineering,Daqing 163318,China；2.The 2th Oil Production Factory in Daqing，Daqing 163318,China）

In view of a certain ASP-flooding block's problems in Daqing oilfield,including injection-well uneven producing profile,high proportion of low-pressure wells,unbalanced production-well response,and high proportion of high water cut wells,the application of integral profile control technology in ASP flooding block is launched.The alkali-resisting particle profile control agent and alkali-resisting multivariate complex gel are selected for the integral profile control because of the existence of alkali,surfactant and immediate vicinity of wellbore's high-HP environment.Slug's combining application is launched by injecting high-dosage alkaliresisting particle profile control agent first and injecting gel then so that gel would be able to fill the particleformed framework,stop the follow-up injection grout's channeling,form a high-intensity&high-washing-outresistance profile controlling barriers.It's able to enhance the slug's integral fluidity,improve the after-profilecontrol breakthrough pressure gradient and significantly improve blank off efficiency.

ASP flooding；integral profile control

TE133

A

10.16247/j.cnki.23-1171/tq.20171037

2017-06-22

张世东（1977-），男，高级工程师，2000年毕业于齐齐哈尔大学化学工程专业，现任大庆油田采油工程研究院油田化学室堵水项目研究员，研究方向：动力工程及工程热物理。