油藏新型剖面治理技术的研究与应用

2020-11-23杨金峰陈小兵申振坤王国丞张进科

石油化工应用 2020年10期

杨金峰，陈小兵，申振坤，张满，王国丞，张进科

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

L1C8 东南部油藏为三角洲前缘沉积体系控制下的低渗透岩性油藏，主力开发层系为长层，油层厚度10.5 m，孔隙度9.32 %，渗透率0.57 mD。随着近10 年开发，受沉积韵律、储层非均质性及裂缝发育等因素影响，吸水不均井超过58.6 %，以层间、层内吸水不均，尖峰状和指状吸水为主。针对常规暂堵酸化施工周期长、安全环保风险大等问题，试验在线分流酸化新型剖面治理技术。同时针对尖峰状、指状等吸水不均问题，开展三种不同类型分流剂的现场试验，改善层间及层内吸水差异，缓解水驱开发矛盾，进一步提高油田开发效果。

1 面临的主要问题

1.1 L1C8东南部油藏开发矛盾

（1）剖面水驱状况变差。该区域井网基本完善，水驱控制程度稳定在96.9 %，剖面吸水状况有所变差，水驱动用程度由77.1 %下降到71.2 %。近三年吸水剖面测试成果58 口，其中吸水不均井34 口，占测试井数的58.6 %。

（2）见效比例高，但见水井逐年增多。区域储层物性好，油井见效比例77.1 %。但随着开发时间的延长，油井见效后见水，区域见水井比例31.8 %，水驱优势方向清晰，平面水驱不均加剧。

（3）含水上升速度加快，稳产形势严峻。目前区域综合含水39.7 %，含水持续缓慢上升，近两年来含水上升速度进一步加快，年含水上升率由2.8 %上升到3.1 %。

1.2 常规酸化工艺面临问题

常规酸化工艺主要有四方面缺点：工艺复杂，占井周期长，安全环保风险高；欠注井多次重复酸化，伤害半径越来越大，在地层酸化后，产生二、三次沉淀，造成储层伤害；由于各储层的物性、受伤害程度不同，可能存在低渗透层段或伤害严重层段不能进酸或进酸太少的问题，低渗透层得不到改善，酸化措施效果差；通过规模化应用精细分注、聚合物微球调驱、补孔及增注等技术，在一定程度上缓解了油藏开发矛盾，但剖面吸水不均问题仍然严峻[1，2]。

因此在L1C8 东南部油藏开展一种不停井、不动管柱、连续注入酸液和分流剂的在线分流酸化增注技术有重要意义。

2 在线分流酸化机理及分流剂适应性评价

2.1 在线分流酸化机理

该技术是在酸化施工作业时，先将暂堵剂泵入地层中，暂堵剂进入地层时，优先选择阻力最小的地层，即渗透率大的地层，因此裂缝、大孔道首先出现屏蔽桥堵，随着量的积累，最终形成不同厚度的封堵层。暂堵大孔道和裂缝后，酸液主要进入低渗层段进行解堵，起到分流酸化的效果，从而改善吸水剖面。

由于各小层（段）物性或受伤害程度，储层压力，所含流体的压缩性，流体黏度，天然或人工裂缝发育等可能不同，酸液线性流过产层小段时符合达西定律。在酸液中加入分流剂，注酸时暂时堵塞高渗层，酸化低渗层，实现在多层油藏或较厚层油藏或长井段（如水平井）中沿纵向的均匀布酸，或沿全井段储层均匀解堵改善纵向全井段出油剖面或吸水剖面。而要让酸液均匀进入每一小层（或小段），就必须满足各小层（或小段）单位面积上注酸速度相同[3]，即满足下列关系：

式中：K1、K2、KN-介质（各产层岩心）渗透率；ΔP1、ΔP2、ΔPN-介质（各层）压差；μ1、μ2、μN-液体黏度；L1、L2、LN-施加压差的距离。

2.2 分流剂适应性评价

分流酸化的核心就是分流暂堵剂的选择，依托前期的室内试验评价，目前主要形成了三种类型的分流暂堵剂，适用于不同的剖面类型治理及现场应用。

2.2.1 WS-1 分流堵剂 WS-1 是一种盐类水溶性物质，为无色或淡黄色澄清透明液体，遇酸产生白色颗粒起到暂堵作用，遇水后完全溶解，自动解堵。其基本性能（见表1、图1）。

采用激光粒度仪分别对不同HCl 浓度和不同分流剂WS-1 浓度的溶液的粒径分布进行检测，一共有六组，具体分组（见表2）。

WS-1 分流剂注入不同浓度，作用于同一岩心产生的作用效果不同，但是堵剂的注入浓度越大会增加现场施工成本，在试验中选取渗透率为5×10-3μm2左右的人造岩心，在相同的试验条件下（70 ℃，正注分流剂6 PV，正驱基液50 PV），研究分流剂浓度对人造岩心封堵率和解堵率的影响，试验结果（见表3）。

从表3 试验数据可以看出，在试验条件相同的情况下，分流剂浓度对封堵效果和解堵效果有一定的影响。随着分流剂浓度的增大，封堵率逐渐升高；但与此同时水对岩心的解堵率随之下降。这表明分流剂颗粒的浓度越大，分流剂颗粒在岩心端面形成滤饼越致密，封堵率就会提高；相反，岩心端面堆积的分流剂颗粒越多，滤饼越致密，对岩心正向解堵时所需水的量就越多，在正替相同PV 数水后，分流剂浓度越小，解堵率越大。因此，鉴于封堵率、解堵率、粒径和施工成本等多方面考虑，推荐WS-1 的注入浓度为50 %，主要用于尖峰状吸水水井治理。

表1 分流剂WS-1 基本性质

图1 分流剂WS-1 与HCl 混合

表2 粒径分布测定具体分组

表3 分流剂浓度对岩心封堵率和解堵率的影响

2.2.2 WS-2 分流堵剂 WS-2 为油溶性分流堵剂，是天然树脂工业产品和多元醇在高温下的反应产物，原始状态为淡黄色颗粒状，水溶液中加入该暂堵剂、表面活性剂及分散剂后搅拌均匀，得到淡黄色悬浮液体。通过试验可以发现，WS-2 分流堵剂在酸中和水中都不溶，但在油中有非常好的溶解性，鉴于微粒在水和酸中不反应，可采用水或酸作为携带液，将分流剂颗粒带入地层（见图2、图3）。

图2 剖面调整剂WS-2 颗粒

图3 剖面调整剂WS-2 溶液

采用激光粒度仪分别对两种不同粒径分布的WS-2 暂堵剂溶液进行检测，可以看出粒径分布范围广，从0.78 μm～300 μm 跨度，根据堵剂颗粒与孔喉的最佳匹配关系，对不同大小的孔喉均能有效封堵；其粒径主要集中在16 μm～120 μm，该区间颗粒累计分布达72 %，具有更强的适用性（见表4）。

表4 堵剂粒径分布范围

室内对该分流堵剂的浓度进行了评价分析，随着分流剂浓度的增大，岩心暂堵率逐渐升高；综合暂堵率、解堵率、粒径和施工成本等多方面考虑，推荐分流剂WS-2 浓度为50 %，主要用于尖峰状吸水水井治理（见表5）。

2.2.3 WS-3 分流堵剂 WS-3 是由溶解于流体的发泡类表面活性剂和稳泡类高分子处理剂通过界面张力、分子间力及其他作用，由物理化学作用自然形成的通道封堵材料，绒囊与其赖于生存的流体称为绒囊流体。

试验5 枚绒囊流体暂堵在宽度6 mm 人工裂缝的岩心柱塞（Φ38×100 mm），酸性（pH＜1）条件下，5 枚柱塞绒囊体系暂堵后承压能力均达到20 MPa 以上，最高达到23.09 MPa；5 枚柱塞绒囊体系在试验泵入排量0.5 mL/min 承压达20 MPa，现场高排量下承压结构起效快。综合封堵率、承压和施工成本等多方面考虑，其可适用于指状水井治理（见图4、图5）。

表5 WS-2 不同浓度下性能对比

图4 5#岩心封堵前后清水注入压力变化

图5 5 枚柱塞承压及承压达20 MPa 时间分布

3 现场应用评价

3.1 施工概括

针对L1C8 东南部油藏剖面吸水变差、平面水驱不均井，近两年总计实施25 口，施工成功率100 %。其中，WS-1 水溶性堵剂实施7 口，WS-2 油溶性堵剂实施13 口，WS-3 绒囊型堵剂实施5 口；堵剂用量根据进入储层近井带裂缝和孔隙的深度进行计算所得，螯合酸用量根据径向渗流理论、酸化解堵半径计算所得（见表6）。