黏弹剂调剖在姬塬油田侏罗系油藏中的应用

张晓明，杨 华，陈德照，杨冠龙，肖 柯，狄晓磊，陈正辉，徐占军

（中国石油长庆油田分公司第八采油厂，陕西西安 710021）

姬塬油田侏罗系油藏是在鄂尔多斯盆地西倾单斜基础上形成的低渗透砂岩油藏，主要含油层系有延安组延10、延9、延8 等层系。纵向上受河流-三角洲平原河道沉积背景限制，油藏分布分散，平面砂体宽度窄，油藏规模小，规则井网布井受限多，注采系统不完善。

受沉积构造因素控制，姬塬油田侏罗系油藏纵向上油水关系复杂，油藏多有边底水。进入注水开发中后期，受注入水和油藏边底水推进双重影响，油井水淹现象严重。根据检查井密闭取心资料分析，姬塬油田侏罗系油藏水淹井多由孔隙型大孔道形成的水线推进造成，水淹治理难度大。注水井调剖是改善油藏水驱效果的主要手段之一[1]，但由于现有调剖体系主要是针对裂缝型见水或孔隙-裂缝型见水的注水井调剖设计，对于以孔隙型渗流为主形成的大孔道水淹适应性不强，油田先后实验多种调剖体系调剖，但效果不佳。2020 年以来，通过深入分析侏罗系油藏水淹机理，优化调剖体系，筛选了一种黏弹剂进行调剖，取得了良好的实施效果。调剖后90%的水淹井见到效果，月度含水率降幅达53%以上，取得了较好的实施效果。

1 油藏特征

姬塬油田侏罗系油藏埋深1 450～2 000 m，主要产油层侏罗系延安组延10、延9、延8 平均孔隙度17.8%，平均渗透率15.3 mD，储层温度53 ℃，地层水矿化度43 567 mg/L，地层原油黏度1.87 mPa·s。储层砂体规模小，平均砂体宽度2.8 km，砂体厚度11.3 m。油藏砂体纵横向渗透率变化大，平面非均质性严重。储层纵向变异系数较大于0.78，横向变异系数较大于0.85。

该区侏罗系油藏储层一般缺少大的裂缝，油水运移方式以孔隙型渗流为主，油藏多发育边底水。油藏进入开发中后期，油井水淹现象不断增多。从开发特征上看，采出端水淹井大多表现为孔隙型见水特征，油井含水率逐渐升高，动液面逐步上升。注入端表现为吸水不均，优势吸水段下移，吸水剖面出现指状或尖峰状吸水。根据油藏描述结果，该区侏罗系油藏大多采出程度为21.2%～29.6%，剩余储量占比高达68%～82%，开发调整潜力巨大。

2 注水井调剖机理

注水井调剖是治理油井水淹、提高油藏采收率的有效手段，而提高油藏的水驱波及体积和驱油效率是油藏注水井调剖主要机理。基于低渗油藏注入水沿大裂缝推进造成油井水淹的认识，依据达西定律及平面径向流达西公式：

式中：v-流速，m/s；k-渗透率，mD；μ-黏度，mPa·s；pe-外边界压力，MPa；pw-内边界压力，MPa；re-外边界半径，m；rw-内边界半径，m。

一般认为油井水淹主要由于裂缝渗透率k、注入剂黏度μ 和内外边界压差过大造成，因此，利用体膨颗粒降低裂缝渗透率k、利用聚合物增大注入剂黏度μ和降低注采强度，设计形成了“交联聚合物冻胶+体膨颗粒”和“PEG 单相凝胶调驱剂”、“纳米级微球”调剖体系[2-5]，这对于以裂缝型水淹为主的姬塬油田三叠系低渗-超低渗油藏控水起到很好的作用，但对于以孔隙型渗流为主的侏罗系低-中渗油藏控水效果有限，仅在降低油藏递减、控制含水率上升幅度方面取得了一定效果（表1），对于油井降含水率效果不明显。

表1 姬塬油田侏罗系油藏不同调剖工艺实施效果表

根据最新研究发现，姬塬油田油井水淹主要受微纳米尺度下的毛管力与达西定律共同控制。在注水过程中，注入水易沿渗透性相对较好的储层方向突进，形成指状水进，造成油井水淹。同时，在优势注水通道形成后，储层其他方向注入水波及程度降低，剩余油大量富集。侏罗系油藏调剖的目的就是通过黏弹剂降低注水优势通道渗透率，迫使注入水更多的进入其余部位的油层，降低其毛管力，从而达到提高注水波及体积，解放剩余油和提高采收率的目的。因此，需要研制一种既能堵塞高渗大孔道，又能解放小孔道中剩余油的特殊堵剂体系。

3 黏弹剂调剖机理及研制

3.1 黏弹剂调剖机理

黏弹剂调剖主要是利用黏弹剂连续相溶液的剪切流变性，即当黏弹剂连续相溶液通过较低渗储层时，由于低渗储层孔喉具有较大的剪切力，黏弹剂连续相溶液黏度降低，使其更容易进入渗透率较小的油层，实现扩大波及体积，提升油层能量的目的；当黏弹剂连续相溶液通过渗透率较大储层时，由于较大渗透率孔喉具有较小的剪切力，对黏弹剂连续相溶液黏度影响较小，使黏弹剂更容易滞留大孔道，从而起到提高后续注入水的液流阻力，迫使后续注入水转向，扩大注水波及体积的目的。

韩显卿[6]用岩心做过相关的实验，实验证明，利用孔隙介质中滞留聚合物分子的黏弹效应调剖是可行的，影响调剖效果的关键是聚合物的黏弹性，黏弹性愈强，调剖效果愈好。

同时，王德民等研究发现，黏弹性可以改变油藏储层孔隙盲端的流动速度场、应力场和压力场。而且黏弹性越大，盲端内的流速和应力越大，流体在盲端内的波及深度越大。因此，黏弹剂可以降低盲端内的含油饱和度，从而也可以提高洗油效率。

3.2 黏弹剂的研制

调剖用黏弹剂是一种高分子水溶性材料，主要成分为聚丙烯酰胺[7-9]。它黏度高，悬浮能力强，可以提高水的黏度，有效降低储层水相渗透率90%以上，而对油相渗透率降低不足10%[10]，是良好的化学黏弹剂。同时，由于黏弹剂具有遇剪切作用降解的特点，当剪切外力撤除后，黏弹性具有自恢复性[11]，因此，非常适合以孔隙型渗流为主的姬塬油田侏罗系油藏。

但是聚丙烯酰胺也有明显的缺点，主要是其存在耐盐性不高，遇高温化学降解的缺点[12]。为了适应姬塬油田侏罗系油藏特点，姬塬油田在普通聚丙烯酰胺基础上共聚2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体，形成新型黏弹剂，该新型黏弹剂的热稳定性及抗盐性均较聚丙烯酰胺有所提高。由于引入了刚性单体和疏水单体以及在合成过程中采取后水解工艺，使2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸单体黏弹剂分子保留了较好的线性结构，综合性能得到提升。

新型黏弹剂实验室制备步骤：

（1）取适量质量分数为25%～30%的丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）及疏水单体加入去离子水进行充分溶解，将温度降至0 ℃以下，并将冷却后的溶液加入到保温瓶中。

（2）通氮气30～40 min 至冷却后的溶液，然后加入0.05%～0.09%过硫酸铵、亚硫酸氢钠引发剂进行引发，控温在0 ℃以下，当溶液起黏后停止通氮气，密封反应。

（3）反应结束后，从保温瓶中取出胶块，粉碎，加入一定量的水解度为20%～30%的氢氧化钠，搅拌均匀，装入烧杯，放置于55～85 ℃的水浴锅中进行水解。

（4）水解完成后，将胶粒烘干，粉碎过筛，得到新型黏弹剂（HPAM）。

3.3 HPAM 的室内评价

为了确定HPAM 的性能，实验室开展了HPAM 的黏弹性、注入性能、黏度保留率、驱油效果等实验研究，取得较好的实验效果。

室内实验表明，HPAM 具有良好的黏弹性（图1），在高渗通道增黏、低渗基质变稀的特性，实现了扩大水驱波及，室内评价提高采收率达17.0%。

图1 不同剪切力及速率下HPAM 的黏度变化评价图

与常规2 500 万相对分子质量支链聚合物相比（图2），HPAM 在低渗岩心注入压力升幅仅为常规2 500 万相对分子质量支链聚合物的1/3，低渗储层注入性能较好。

图2 低渗岩心中注入压力变化

HPAM 多次吸附后具有较高的黏度保留率，在80～100 目油砂上，采用多次吸附方法评价不同调剖体系的抗吸附性能，实验结果表明（图3），相同浓度、相同吸附次数时，HPAM 经过5 次吸附后黏度保留率达60%以上。

图3 不同聚合物黏度保留率与吸附次数关系曲线

不同聚合物老化60 d 后在天然岩心再开展驱油实验，结果（表2）表明，3 种聚合物采收率提高值处于8.9%～13.8%，黏弹剂采收率提高值高于2 500 万相对分子质量支链聚合物和GL 耐盐聚合物。

表2 聚合物老化60 d 后在天然岩心驱油实验结果

3.4 注入参数优化

3.4.1 黏弹剂用量 黏弹剂用量为黏弹剂注入油层孔隙体积倍数和注入质量浓度的乘积。根据油藏模拟结果，随着黏弹剂用量的增加，预测采收率一直增加，但后期增速降低，考虑到姬塬油田吨油增油成本，合理黏弹剂用量应控制在5 t 左右。

3.4.2 黏弹剂质量浓度 数值模拟结果显示，黏弹剂用量一定的情况下，随着黏弹剂质量浓度的提高，预测采收率值增加，但当黏弹剂质量浓度超过0.1%后，黏弹剂采收率增幅减缓，同时黏度也增加，注入压力也同时提高，综合考虑油层条件和现场系统注入压力限制。因此，选择0.1%作为黏弹剂调剖浓度。

3.4.3 注入速度 黏弹剂通过储层孔隙时会被剪切降解，其黏度下降程度与储层的渗透率及其流速有关。室内实验表明，当渗透率一定的情况下，黏弹剂在孔隙中的流速越大，剪切降解越严重；在孔隙流速一定的条件下，渗透率越大，剪切降解越小。这说明较慢的注入速度对于降低黏弹剂的剪切降解是有利的。而黏弹剂本身又对温度和地层水矿化度较为敏感，较低的注入速度会使黏弹剂在地层中停留时间延长，从而会加剧黏弹剂的降解。一般黏弹剂在保持注采平衡的情况下效果较好。为确保温和注水要求，各段塞注入排量控制不高于正常注水排量的2.0 倍。调剖时的爬坡压力上升速度不宜过快，尽量保持低压注入。

3.4.4 注入段塞 主要包括段塞尺寸和注入方式的设计。段塞设计的原则是尽量减少黏弹剂用量，同时保证驱替的效果不降低。室内研究、矿场实践和数值模拟计算表明，合理有效的段塞设计能较好地改善开发效果。为了降低地层水矿化度对黏弹剂性能的影响，一般在黏弹剂段塞前加入低矿化度水预冲洗段塞，降低黏弹剂前缘之前的矿化度。在后置段塞注入清水以保护黏弹剂段塞。

3.5 施工步骤

（1）施工前测注水井吸水指示曲线和压降曲线，确定油层吸水情况。

（2）施工前对注水井口螺丝进行紧固，做好设备安装、配液等准备工作；接地面管线，试压合格。

（3）试注清水，观察泵压和排量的变化情况，确定地层吸水情况。

（4）按照设计泵注程序，段塞设前置段塞清水、主体段塞黏弹剂、后置段塞注入清水，采用2 个配液池交替配制黏弹剂。注入黏弹剂过程应该密切监测施工压力、排量以及对应油井产液变化，注入过程采用试注法，质量浓度随着压力变化调整。

（5）施工完成后，使用调剖设备注入后续段塞。

（6）清理现场，施工结束。

3.6 实施效果

2021—2022 年，姬塬油田侏罗系油藏共实验HPAM 调剖56 井组，对应油井270 口，其中见效油井242 口。实验井组月度递减率由2.59%下降至1.01%，月度含水率上升幅度由0.61%下降至0.08%，17 个月少递减原油9 250 t，稳油控水效果显著。同时水淹井含水率下降明显，平均降幅达62%，取得较好的实验效果。

典型井组效果：Y8-49 井组位于姬塬油田Y 油区，储层孔隙度为19.5%，渗透率为20.3 mD，采用反七点注采井网注水开发，井距250 m。采油井Y8-48 于2011 年4 月投产，初期日产油4.27 t，含水率15%，2020年9 月含水率开始上升至98%，日产油降至0.07 t，油井水淹。2021 年6 月—2021 年10 月，对应注水井Y8-49 使用HPAM 进行调剖，设计注入排量1.5 m3/h（为正常注水排量的2.4 倍），HPAM 注入浓度0.1%、注入量5.0 t，注入周期155 d。2021 年10 月，采油井Y8-48 含水率开始下降，产油量上升，至2021 年11 月，该井日产油3.77 t，含水率24%，取得了较好的调剖效果，注水井Y8-49 调剖前后注水压力上升1.2 MPa。从调剖前后吸水剖面测试结果（图4）可以看出，Y8-49 井油层尖峰状吸水剖面得到明显改善，纵向上吸水更加均匀。

图4 姬塬油田Y8-49 井使用HPAM 调剖前后吸水剖面变化图

3.7 经济效益评价

通过对56 个实验井组效益分析，单井调剖施工费用为97 625 元，单井AMPS 使用费用为140 000 元，井组平均有效期增油226 t，按照油价45 美元/桶计算，投入产出比1.00∶2.11，实施效益较好。

4 结论

（1）本文合成的新型黏弹剂（HPAM）具有耐盐、耐高温及黏弹特性，室内实验表明黏弹性、注入性能、黏度保留率、驱油效果均较好，适用于以孔隙型渗流为主的姬塬油田侏罗系油藏，HPAM 不仅可以降低油田递减，在降低油井含水率方面也具有良好的效果。

（2）为确保调剖效果，HPAM 调剖应严格执行泵注程序，段塞设前置段塞清水、主体段塞黏弹剂、后置段塞注入清水。

（3）HPAM 调剖在注水井端剖面调整方面表现为，调剖前后注水压力上升，吸水剖面变得更加均匀；在水淹井端表现为含水率下降，油量上升。

（4）按照油价45 美元/桶计算，姬塬油田侏罗系油藏黏弹剂调剖，投入产出比可达1.00∶2.11，实施效果较好。