耐剪切聚合物调剖技术研究及应用

徐浩，李百莹，刘全刚，王宏申，赖南君，唐雷

耐剪切聚合物调剖技术研究及应用

徐浩1，李百莹1，刘全刚1，王宏申1，赖南君2，唐雷2

（1. 中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452； 2. 西南石油大学化学化工学院，四川 成都 610500）

渤海湾油田大多区块经过多年的开采，已经处于高含水阶段，在开发至高含水的阶段中也应用了各种各样的调剖手段，效果不一。主要问题之一是聚合物剪切损失黏度大，经过剪切后与交联体系一同注入地层，造成不成胶或成胶效果差，难以对中高孔渗进行有效封堵，造成调剖效果不好。基于此，采用耐剪切的聚合物，配合交联体系，有效的对水流优势通道进行封堵，从而改善油水流度比，进而扩大波及体积，提高剩余储量动用程度，提高了注水开发效果。2020年先后在渤海湾X油田进行了2口调剖试验井，呈现了良好的降水增油效果。

黏度；耐剪切；调剖；试验；降水增油

渤海部分油田已经历长期注水开发，冲刷后的孔喉特征研究亟待开展。目前渤海油田综合含水已达75%（大部分主力油田含水80%以上，平均采出程度10.86%），整体进入中高含水期。其中近半数油田开发年限已达10年以上，储层已经过长期注水冲刷，高渗条带发育。注水开发效果下降明显，亟需稳油控水措施［1-4］。油田长期注水冲刷后，注采失衡矛盾突出，含水上升较快，造成注水低效、无效循环，控水挖潜是油田开发面临的重要课题。采用有效的提高采收率技术［5-8］，对油田进一步挖潜、三次采油、控制注采无效循环、注水开发调整等具有重要意义。调剖是油田开发重要的控水调整措施［9］。目前调剖体系多样化，大多涉及聚合物凝胶体系，体系在地层中不成胶或成胶强度低难以形成稳定封堵。因此，耐剪切性聚合物及其在地层条件下能稳定成胶，对于指导改善工艺技术体系、增强现场实施效果具有重要意义［10-11］。

近年来，液体酚醛体系凭借其优异的成胶性能以及对环境友好在海上油田广泛应用。但此类体系在低温条件下不易成胶。所以本文也针对此问题，调整交联剂为固体交联体系，在60～70 ℃下可以稳定成胶，从而获得稳油控水的效果。本文针对耐剪切聚合物以及基于其形成的交联体系进行了室内评价，并在65 ℃的渤海X油田进行了两口井的现场应用试验。

1 渤海X油田开发特征

1.1 油田高含水

渤海X油田主要发育I上油组的1、3小层以及I下油组的4.2、5小层，尤其是4.2小层相对更为发育。储层类型主要以水下分流河道、河口坝沉积为主，单层厚度大，最厚达21.4 m，平面连续性好。储层属于高孔高渗，平均渗透率为2 461 mD，油藏温度65 ℃。渤海X油田地下原油黏度（饱和压力下）介于50～150 mPa·s，原油性质较好。

截至2019年，注水井23口，受益井63口，目前日产液9 538 m3·d-1，日产油1 033 m3·d-1，含水89.2%。见图1。

图1 渤海X油田开发状况

1.2 具有一定的挖潜潜力

目前渤海X油田采出程度37%，标定采收率42%，注水井纵向上吸水不均，平面上存在水流优势通道，部分井区剩余油富集，具有进一步挖潜潜力。见图2。

2 耐剪切聚合物交联体系室内评价

实验药剂：耐剪切聚合物，分子量1 600 w；HPAM，分子量1 600 w；固体酚醛交联剂；促胶剂。

实验用水：离子组成如表1。

2.1 耐剪切聚合物室内评价

2.1.1 耐剪切性

分别配置3 000 mg·L-1的普通HPAM聚合物溶液和树枝聚合物溶液，将配置好的溶液分别在

3 600，7 200，11 000 r·min-1下剪切20 s，观察黏度保留率，结果如表2。由表中结果可知，在不同转速下剪切树枝聚合物的黏度保留率都要好于普通的HPAM，耐剪切聚合物表现出了良好的耐剪切性。

图2 渤海X油田含水率分布与顶部剩余油饱和度图

表1 实验用水离子组成

表2 耐剪切性能评价结果

2.1.2 注入性

实验条件：分别用石英砂制作长度为25 cm，直径为2.5 cm的填砂管，渗透率分别为625、5 662 mD。用X油田现场注入水配制耐剪切聚合物溶液，聚合物浓度为2 000 mg·L-1。在油藏温度65 ℃下注入，由图3可知，在两种渗透率下，耐剪切聚合物均有良好的注入性，并且耐剪切聚合物不会对填砂模型的入口造成堵塞。

图3 耐剪切聚合物注入性实验结果

2.2 凝胶体系室内评价

2.2.1 体系浓度优选

为保证体系封堵性能，进行室内成胶实验，耐剪切聚合物质量浓度筛选范围为2 000～4 000 mg·L-1，固体交联剂质量浓度筛选范围为1 200～1 800 mg·L-1，助剂质量浓度为500～1 500 mg·L-1。根据油藏条件及强度需求，采用中高等浓度的交联体系：耐剪切聚合物/固体交联剂/助剂=2 500～4 000/1 200～1 500/ 500～1 500 mg·L-1。实验结果见表3。

表3 凝胶强度评价结果

2.2.2 封堵性评价

实验条件：石英砂制作长度为25 cm，直径为2.5 cm的填砂管，渗透率为约为5 500 mD。用X油田现场注入水配制不同浓度凝胶体系。在油藏温度65 ℃下注入水，待压力平稳后，转注0.3 PV凝胶体系。静置7天后水驱至压力稳定，结果如表4所示。不同浓度的凝胶体系均对填砂管产生有效封堵，封堵率均大于75%。

2.3 工艺设计

根据油藏特征、连通关系及注采对应关系等资料，同时借鉴渤海湾同类型油藏认识成果，计算大孔道封堵剂用量。用量计算公式：=π212。

表4 封堵率实验结果

表5 用量计算

3 矿场实施

Q2井于2020年8月6号开始调剖作业，9月18日结束封段塞注入，累计注液量11 337.1 m³。Q3井于2020年8月22日开始调剖作业，10月12日结束封段塞注入，累计注液量12 318.3 m³。

3.1 注入特征

从图4中可以看出，凝胶注入前、注入后压降曲线变化明显：调剖前压降曲线程直线下降，说明注入井周围存在明显高渗条带。但是调剖后压降曲线明显变缓，说明调剖体系有效地对高渗条带进行了封堵。

图4 目标井调剖前后压降曲线

3.2 生产特征

两口目标井组实施调剖后，开发效果明显好转，井组含水率上升的势头得到了有效控制。各受益井日产油有所增加，其中单井最大增幅余12 m3·d-1，含水率最大降幅超过5%。截至2021年7月，9口调驱受益井累计增油9 369.81 m3。

4 结 论

1）针对渤海X油田油藏情况，调剖体系需要具有良好的耐剪切能力，从而建立沿程阻力能力，缓慢建立流动阻力，逐渐减小水驱优势通道的半径对整个优势通道形成有效封堵，延长封堵有效期。所以开发出耐剪切聚合物固体交联体系。

2）通过室内实验表明，耐剪切聚合物具有良好的耐剪切性，并且与交联剂成胶后，成胶强度较强。

3）通过矿场井组试验结果表明：耐剪切体系在渤海X油田中有效地对高渗透层进行了封堵，改善油水的流度比，从而扩大了波及体积，提高了剩余储量的动用程度，提高了注水开发效果。截至2021年7月，受益井累计增油9 369.81 m3。

4）耐剪切聚合物为渤海油田首次应用，取得了良好的效果，并且积累了丰富的现场经验，特别是在工艺和药剂体系等方面，从而为下步开展此类措施提供重要指导。

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Research and Application of Shear Resistant Polymer Profile Control Technology

1,1,1,1,2,2

(1. CNOOC Ener Tech-Drilling & Production Co., Ltd., Tianjin 300452, China; 2. School of Chemistry and Chemical Engineering, Southwest Petroleum University, Chengdu Sichuan 610500, China)

After years of exploitation, most blocks of Bohai Bay oilfield have been in the stage of high water cut. Various profile control methods have been applied in the development stage of high water cut, their effects were different. One of the main problems was that the polymer had high shear viscosity loss. After shearing, it was injected into the formation together with the cross-linking system, resulting in no gelling or poor gelling effect. It was difficult to effectively block medium and high porosity and permeability, resulting in poor profile control effect.Based on this, the shear resistant polymer and crosslinking system were used to effectively block the dominant channel of water flow, so as to improve the oil-water mobility ratio, expand the swept volume, improve the production degree of remaining reserves and improve the effect of water injection development. In 2020, profile control testsin two wells were successively carried out in X oilfield of Bohai Bay, showing good effect of water cut decrease and oil increase.

Viscosity; Shear resistance; Profile control; Test; Water cut decrease and oil increase

TE357.4

A

1004-0935（2022）04-0549-04

2021-11-08

徐浩（1989-），男，河北省沧州市人，中级工程师，硕士，2015年毕业于中国石油大学（北京）油气田开发工程专业，研究方向：提高采收率技术。