低初黏调堵技术控制低效无效循环的应用

哈俊达（大庆油田有限责任公司第三采油厂）

某区块2010 年投产，2012 年注聚，目前处于后续水驱开发阶段，区块注入压力低，仅有11.3 MPa，吸入剖面不均匀，吸入量主要集中于渗透率大于800×10-3μ m2的高水淹油层，相对吸入量高达64.2%，导致部分采油井综合含水达到97.0%以上，接近了开发的经济极限，低效无效循环严重。通过识别低效无效循环条带，应用低初黏调堵技术，封堵高渗透率油层，现场应用26 个井组，取得了较好地控水增油开发效果。

1 低初黏调堵体系的室内评价

低初黏调堵体系的化学药剂是由聚合物、交联剂、功能性化学注剂组成。通过调节不同化学剂的浓度，可以使调堵体系的初始黏度保持在较低水平，延缓凝胶成胶周期；同时该体系还具有强度可调和长期热稳定性[1]。

1.1 污水配方体系的室内成胶实验

实验采用2 500 万超高分子聚合物，聚合物浓度500 mg/L，调堵体系稀释用水采用矿化度5 000 mg/L以上的某区块普通污水。实验通过调节体系不同化学剂浓度，在45 ℃温度条件下，利用流变仪测试不同时间内低初黏调堵体系黏度，并在45 ℃恒温箱内，测试体系成胶时间。实验结果表明，聚合物浓度500 mg/L的低初黏调堵体系，10天内保持初始黏度低于10 mPa·s，40 天时体系黏度达到1 800 mPa·s以上，说明成胶时间在40天内可控，有效延长了成胶时间。常规的凝胶调剖体系，初始黏度范围在60～120 mPa·s，注入油层成胶时间快[2-3]，通常24 h内即可实现成胶，注入油层后容易造成近井附近低渗透率油层的堵塞。与常规凝胶调剖体系相比，低初黏调堵体系由于初始黏度低和成胶时间的延缓，可以进入油层深部，实现有效封堵，同时避免了调堵体系对低渗透率油层的伤害，见图1。

图1 低初黏调堵剂室内成胶情况

1.2 室内分流实验评价

室内分流实验采用三层并联人造岩心模型，人造岩心空气渗透率分别为低渗透率岩心0.5 μ m2、中渗透率岩心2.0 μ m2、高渗透率岩心4.0 μ m2，对比水驱驱替条件下及低初黏调堵驱替条件下，不同渗透率油层的分流状况。实验结果表明：低初黏调堵剂驱替后，高渗透率岩心相对吸入量只有0.7%，下降了72.0个百分点，而中渗率岩心相对吸入量达到85.0%，提高了61.8 个百分点，低渗透率岩心相对吸入量14.3%，提高了10.2 个百分点。低初黏调堵剂对高渗透率油层起到了较好的封堵作用，扩大了波及体积，为探索后续水驱进一步提高采收率的途径提供了借鉴[4-5]，见图2。

图2 低初黏调堵剂驱替前后不同渗透率岩心吸入状况统计

2 低初黏调堵选井及低效无效循环条带识别

2.1 选井情况

结合油层连通、动用及水淹状况，在某后续水驱开发区块优选连通性好，选择河道砂一类连通率大于65%；油层非均质性严重，正韵律油层发育，油层底部高水淹，高水淹厚度比例60%以上；注入压力低、吸入能力强，视吸入指数在6.0 m3/(d·MPa)以上；周围采油井整体或部分方向含水高的井组，开展低初黏调堵试验。根据以上原则，共选择以注入井为中心的26个井组，井组一类连通率70.6%，比全区高17.4 个百分点；高水淹比例67.2%，比全区高7.6个百分点；视吸入指数6.7 m3/(d·MPa)，比全区高1.9 m3/(d·MPa)；井组综合含水97.2%，比全区高0.7 个百分点。总体上，井组吸入能力强，综合含水高，见表1。

表1 低初黏调堵井组注采状况与全区对比统计

2.2 低效无效循环条带识别

26个注入井组开采6个沉积单元，根据注采井水淹层解释资料及注采连通状况、吸水剖面、采油井含水及采聚浓度等参数识别判断低效无效循环条带［6-8］。具体判断标准：选择渗透率高且水淹级别为高水淹的层段；单层相对吸入量大于30%的层段；采聚浓度高于全区水平、连通油井综合含水大于96.5%的即为低效无效循环条带。根据以上原则，识别26 个井组共有77 个低效无效循环条带，主要分布在2#层、3#层，低效无效循环条带平均有效厚度3.7 m，平均有效渗透率0.787 μ m2，连通采油井综合含水均高于96.5%。由于低效无效循环条带的存在，使注入井具有强吸水层段，导致采油井综合含水高，无效注采严重，见表2。

3 现场实施效果

3.1 方案实施情况

对26 口注入井开展低初黏调堵现场试验，方案设计如下：聚合物采用炼化2 500 万分子量聚合物，聚合物浓度500～15 00 mg/L，稀释水为某油田普通污水稀释，交联剂浓度2 500～3 000 mg/L，功能性化学注剂浓度为100～500 mg/L，注入速度0.18 PV/a，调堵周期6个月。目前调堵方案已实施2 个月，试吸入指数由6.7 m3/(d·MPa)下降到5.5 m3/(d·MPa)，下降幅度17.9%；日注水由1 705 m3下 降 到1 358 m3， 累 计 节 约 注 水2.082×104m3；周围26口采油井综合含水得到有效控制，综合含水由调堵前的97.2%下降到调堵后的96.0%，累计少产液1.356×104t，累计增油0.066×104t（表3）。试吸入指数大幅度下降，高渗透率油层的吸入能力得到有效抑制，低效无效循环的状况得到改善；采油井综合含水下降，产油量上升，进一步发挥了中低渗透率油层作用，改善了开发效果。

表2 低初黏调堵井组低效无效循环条带统计

表3 低初黏调堵前后井组生产状况统计表

3.2 经济效益评价

目前低初黏调堵方案已实施2个月，累计节约注水2.082×104m3，累计控制无效产液1.356×104t，累计增油0.066×104t，控制了高渗透率油层的低效无效循环，初步见到了调堵效果。预计调堵结束后可累计节约注水6.281×104m3，累计控制无效产液7.131×104t，可实现增油0.56×104t，扣除药剂费用，可创经济效益291.20 万元[9]，投入产出比1 ∶1.243。

4 结论

1）污水配方低初黏调堵体系初始黏度低于常规凝胶体系，成胶时间有效延长至40 天内可控，与常规凝胶调剖体系相比，该调堵体系更容易进入油层深部，实现有效封堵。室内分流实验表明，低初黏调堵体系对高渗透率油层具有较强的封堵能力，低初黏调堵体系驱替后，中、低渗透率岩心得到了有效动用。

2）在后续水驱开发区块，根据注采井连通状况、水淹状况、动用状况及注采状况，可以综合识别低效无效循环条带，主要集中厚度大、渗透率高，具有较强吸入能力的油层。

3）对存在低效无效循环条带的井组应用低初黏调堵技术后，注入井吸入能力大幅度降低，抑制了注入水沿高渗透率油层的低效无效注入，采油井综合含水下降。该项技术为后续水驱进一步挖潜提供了有利借鉴。

西南油气分公司元坝气田净化厂