卓龍成，王 波，張金煥，胡文東，張露曼

(中國(guó)石化華東油氣分公司泰州采油廠，江蘇泰州 225300)

ZC油田位于蘇北盆地東臺(tái)坳陷溱潼凹陷，主要含油層系為Es1油藏。油藏中部深度1 584.00 m，滲透率103～5 862 mD，孔隙度15.5%～34.7%，原始地層溫度74 ℃，地下原油黏度26.8 mPa·s，地層水礦化度19 780～21 360 mg/L，水型Na2SO4，含油面積0.5 km2，原油地質(zhì)儲(chǔ)量178×104t，屬于高孔、中—高滲小斷塊油藏。ZC油田已進(jìn)入高含水開(kāi)發(fā)后期，截至2017年底，該油田有采油井17口，注水井6口，日產(chǎn)油量20.0 t，綜合含水率95.5%，采油速度0.57%，地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度36.92%，屬于典型的“雙高”油藏。儲(chǔ)層整體以正韻律為主，注水開(kāi)發(fā)時(shí)多表現(xiàn)為底部高滲帶水淹，水竄現(xiàn)象嚴(yán)重，水驅(qū)動(dòng)用程度低，注水井需要采取調(diào)剖措施，提高低滲層的動(dòng)用程度。

ZC油田現(xiàn)已進(jìn)入注水開(kāi)發(fā)后期，由于油藏非均質(zhì)性較強(qiáng)，導(dǎo)致注入水波及系數(shù)較小，大量注入水沿著高滲透層竄流，低滲透層很少被波及到，注入水利用率低。目前，國(guó)內(nèi)已經(jīng)開(kāi)展了各種調(diào)剖堵水工藝研究，研究出了凍膠類(lèi)、沉淀類(lèi)等調(diào)剖堵水劑，現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用取得了一定效果，但也存在施工周期長(zhǎng)、有效期短、需要進(jìn)行大劑量多段塞深部處理、調(diào)堵劑用量大和成本高等問(wèn)題，制約了調(diào)剖堵水工藝的應(yīng)用[1-2]。

筆者針對(duì)ZC油田高含水期的開(kāi)發(fā)特征及剩余油分布特征[3-5]，借鑒國(guó)內(nèi)不同的調(diào)剖堵水工藝[6-13]，研發(fā)了廢棄鉆井液調(diào)剖體系，形成了廢棄鉆井液再利用調(diào)剖工藝，即向地層注入廢棄鉆井液，在地層的大孔道中堆積顆粒形成封堵，使注入水轉(zhuǎn)向中低滲含油較多的區(qū)域，驅(qū)替其中的剩余油，提高注入水的利用率,從而提高采收率；同時(shí)，利用廢棄鉆井液配制調(diào)剖體系既可減輕鉆井液對(duì)環(huán)境的污染，又可降低調(diào)剖成本。

1 廢棄鉆井液調(diào)剖體系的研制

1.1 試驗(yàn)設(shè)備

主要儀器設(shè)備有NB-1型鉆井液密度計(jì)、NDJ-8S旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)、雷磁PHS-25型pH計(jì)、NGJ-3S型數(shù)顯高速攪拌機(jī)、BSRD-1252A(C)型稠化儀和DF-101Z集熱式恒溫加熱磁力攪拌器。

1.2 廢棄鉆井液調(diào)剖體系的配方優(yōu)選

現(xiàn)場(chǎng)采集的廢棄鉆井液密度為1.12 g/cm3，含水率76.67%，含油率8.29%，固相含量15.04%。因其顆粒物質(zhì)較多，容易形成沉淀堆積，導(dǎo)致堵塞井筒及近井地帶，所以廢棄鉆井液調(diào)剖體系要具有一定的懸浮性、分散性，從而達(dá)到較好的調(diào)剖效果。

1.2.1 懸浮劑優(yōu)選

對(duì)油田常用的羧甲基纖維素(CMC)、非離子聚丙烯酰胺(NPAM)和陰離子聚丙烯酰胺(APAM)等3種懸浮劑進(jìn)行懸浮性能評(píng)價(jià)試驗(yàn)，結(jié)果如圖1和圖2所示。

圖1 懸浮劑加量與初始沉降時(shí)間的關(guān)系Fig.1 Relation between the dosage of suspending agent and the initial settling time

圖2 懸浮劑加量與完全沉降時(shí)間的關(guān)系Fig.2 Relation between the dosage of suspending agent and the full settling time

從圖1可以看出，APAM的懸浮性能優(yōu)于CMC，但三者的變化趨勢(shì)相似，沉降時(shí)間隨加量增大先縮短后增長(zhǎng)。從圖2可以看出，懸浮劑加量均較小時(shí)，聚丙烯酰胺(PAM)的懸浮性能優(yōu)于CMC，但隨著加量增大，CMC的完全沉降時(shí)間遠(yuǎn)大于PAM。因此，通過(guò)綜合考慮，選用CMC作為懸浮劑。

1.2.2 分散劑優(yōu)選

對(duì)篩選出的純堿(Na2CO3)和表面活性劑(油酸鈉)2種分散劑進(jìn)行性能評(píng)價(jià)，結(jié)果如圖3所示。從圖3可以看出，純堿的懸浮性能較差，油酸鈉的懸浮性能較好，沉降時(shí)間較長(zhǎng)，且隨著加量增大，性能更好。因此，選用油酸鈉作為分散劑。

圖3 分散劑加量與沉降時(shí)間的關(guān)系Fig.3 Relation between the dosage of dispersant and the settling time

1.2.3 固化劑優(yōu)選

對(duì)初選的2種固化劑配方進(jìn)行抗壓強(qiáng)度性能評(píng)價(jià)，用壓力試驗(yàn)機(jī)測(cè)其破裂壓力，計(jì)算抗壓強(qiáng)度，測(cè)試2種配方在不同養(yǎng)護(hù)時(shí)間下的抗壓強(qiáng)度。

配方1初選廢棄鉆井液固相和水泥，并按照不同質(zhì)量比加入增強(qiáng)劑，加壓成模后養(yǎng)護(hù)3 d，測(cè)試其抗壓強(qiáng)度，結(jié)果見(jiàn)表1。從表1可以看出，加入增強(qiáng)劑CaO后能夠提高配方1的抗壓強(qiáng)度，根據(jù)測(cè)試結(jié)果確定配方1中廢棄鉆井液固相、水泥和增強(qiáng)劑的質(zhì)量比為1∶2∶0.01。

表1 配方1抗壓強(qiáng)度測(cè)試結(jié)果Table 1 Result of the compressive strength test with formula 1

配方2初選廢棄鉆井液固相和稀土礦粉，按照不同質(zhì)量比進(jìn)行配制，加壓成模后養(yǎng)護(hù)3 d，測(cè)試其抗壓強(qiáng)度，結(jié)果見(jiàn)表2。根據(jù)測(cè)試結(jié)果確定配方2中廢棄鉆井液固相和稀土礦粉的質(zhì)量比為1∶1。

表2 配方2抗壓強(qiáng)度測(cè)試結(jié)果Table 2 Result of the compressive strength test with formula 2

對(duì)上述2種配方進(jìn)行固化試驗(yàn)，由試驗(yàn)結(jié)果(見(jiàn)圖4)可知，加入固化劑后，其抗壓強(qiáng)度隨著養(yǎng)護(hù)時(shí)間增長(zhǎng)而增強(qiáng)，且配方1的固化效果優(yōu)于配方2，因此采用配方1作為固化劑。

圖4 固化劑抗壓強(qiáng)度與養(yǎng)護(hù)時(shí)間的關(guān)系Fig.4 Relationship between the compressive strength and the maintenance time of curing agents

1.2.4 緩凝劑優(yōu)選

根據(jù)固化劑優(yōu)選結(jié)果，在室溫、常壓下，使用稠化儀測(cè)定固化劑在不同緩凝劑(磷酸鹽和丙烯酰胺衍生物)加量條件下廢棄鉆井液的稠化時(shí)間，評(píng)價(jià)其緩凝性能，結(jié)果如圖5所示。

圖5 緩凝劑加量與稠化時(shí)間的關(guān)系Fig.5 Relation between the dosage of retarder and the thickening time

從圖5可以看出：隨著緩凝劑加量增大，廢棄鉆井液調(diào)剖體系的稠化時(shí)間逐漸增長(zhǎng)，丙烯酰胺衍生物的緩凝效果優(yōu)于磷酸鹽。因此，選用丙烯酰胺衍生物作為緩凝劑。

1.3 廢棄鉆井液調(diào)剖體系配方確定

根據(jù)上述優(yōu)選結(jié)果，確定廢棄鉆井液調(diào)剖體系的配方為鉆井液固相+水泥+增強(qiáng)劑CaO+0.02%CMC(懸浮劑)+0.30%油酸鈉(分散劑)+0.20%丙烯酰胺衍生物(緩凝劑)，其中鉆井液固相、水泥和增強(qiáng)劑CaO的質(zhì)量比為1∶2∶0.01。按此配方配制的廢棄鉆井液調(diào)剖體系的懸浮性能和分散性能良好，能夠滿足調(diào)剖要求。

2 調(diào)剖體系封堵性能影響因素

蘇北盆地ZC油田的地層滲透率主要為300～500 mD，因此采用滲透率為300～500 mD的填砂管進(jìn)行室內(nèi)模擬試驗(yàn)，分析攪拌速率和pH值對(duì)廢棄鉆井液調(diào)剖體系封堵性能的影響。

2.1 攪拌速率

配制好的廢棄鉆井液調(diào)剖體系在室內(nèi)采用不同攪拌轉(zhuǎn)速攪拌后，進(jìn)行巖心封堵試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表3和表4。

表3廢棄鉆井液調(diào)剖體系經(jīng)1000r/min轉(zhuǎn)速攪拌后的封堵結(jié)果

Table3Resultofwasteddrillingfluidprofilecontrolpluggingafterstirringathighspeedof1000r/min

注漿量/孔隙體積滲透率/mD封堵前封堵后封堵率,%最大注水壓力/MPa0.1305.67176.1942.366.150.3341.33147.3256.8414.230.5327.84123.9662.1915.64

表4廢棄鉆井液調(diào)剖體系經(jīng)10000r/min轉(zhuǎn)速攪拌后的封堵結(jié)果

Table4Resultofwasteddrillingfluidprofilecontrolpluggingafterstirringathighspeedof10000r/min

注漿量/孔隙體積滲透率/mD封堵前封堵后封堵率,%最大注水壓力/MPa0.1412.78151.6163.279.250.3386.2692.1276.1518.690.5359.4349.1786.3219.66

從表3和表4可以看出，經(jīng)過(guò)不同轉(zhuǎn)速攪拌處理后調(diào)剖體系的封堵性能有了明顯改善，轉(zhuǎn)速越高，封堵性能越好，注入調(diào)剖體系后再次注水時(shí)的壓力最高峰值也越大。

2.2 pH值

配制不同pH值的廢棄鉆井液調(diào)剖體系，進(jìn)行巖心封堵試驗(yàn)，結(jié)果見(jiàn)表5和表6。從表5和表6可以看出，當(dāng)廢棄鉆井液調(diào)剖體系的pH值為8.0～9.0時(shí)，其封堵性能并沒(méi)有明顯提高；但當(dāng)廢棄鉆井液調(diào)剖體系的pH值提高至9.5以上時(shí)，其封堵性能得到了明顯的增強(qiáng)，僅注入0.1倍孔隙體積的廢棄鉆井液調(diào)剖體系，后續(xù)注水的最大壓力已超過(guò)20 MPa，這是因?yàn)閜H值改變后，會(huì)使廢棄鉆井液調(diào)剖體系內(nèi)的固相顆粒的粒徑分布發(fā)生變化，可以提高其黏度，從而能夠改善其封堵性能。

表5pH值為8.16時(shí)廢棄鉆井液調(diào)剖體系的封堵結(jié)果

Table5ResultofwasteddrillingfluidprofilecontrolandpluggingunderpHvalueof8.16

注漿量/孔隙體積滲透率/mD封堵前封堵后封堵率,%最大注水壓力/MPa0.1365.55200.0745.274.250.3407.24205.2149.618.130.5426.79177.4258.4313.71

表6pH值為9.75時(shí)廢棄鉆井液調(diào)剖體系的封堵結(jié)果

Table6ResultofwasteddrillingfluidprofilecontrolandpluggingunderpHvalueof9.75

注漿量/孔隙體積滲透率/mD封堵前封堵后封堵率,%最大注水壓力/MPa0.1475.410100.0020.130.3517.570100.0020.65

從表5和表6可以看出，提高廢棄鉆井液調(diào)剖體系的pH值，可以增強(qiáng)其封堵效果。

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

ZC油田投產(chǎn)至今已歷時(shí)27年，目前綜合含水率已經(jīng)高達(dá)95.5%。由于儲(chǔ)層整體以正韻律為主，注水開(kāi)發(fā)時(shí)多表現(xiàn)為底部高滲帶水淹，水竄現(xiàn)象嚴(yán)重，層間、層內(nèi)矛盾加劇，導(dǎo)致油井含水率上升過(guò)快，產(chǎn)量下降，因此在該油田開(kāi)展了廢棄鉆井液調(diào)剖試驗(yàn)。

2016—2017年，廢棄鉆井液調(diào)剖體系在QK-23井取得了顯著的調(diào)剖效果，此后進(jìn)一步優(yōu)化了廢棄鉆井液調(diào)剖體系，又在QK-11井、Z7B井和CZ14井等井進(jìn)行了試驗(yàn)，累計(jì)注入廢棄鉆井液10 487 m3，3口井調(diào)剖前注水壓力為10.7～11.0 MPa，調(diào)剖后注水壓力為12.3～15.5 MPa，平均注水壓力提高4.1 MPa，油井累計(jì)增油358.23 t，節(jié)約鉆井液處理費(fèi)419萬(wàn)，效益顯著，基本情況見(jiàn)表7。

表7 調(diào)剖前后注入壓力對(duì)比結(jié)果Table 7 Comparison on injection pressure before and after profile control

常規(guī)堵劑成本為570～600元/m3，廢棄鉆井液僅為運(yùn)輸費(fèi)用(62.5元/m3)，累計(jì)節(jié)約63.5萬(wàn)元。廢棄鉆井液固化對(duì)環(huán)境有一定影響，且固化處理費(fèi)用高，廢棄鉆井液處理費(fèi)按400元/m3計(jì)算，節(jié)約廢棄鉆井液處理費(fèi)用50.08萬(wàn)元。

3.1 典型井試驗(yàn)

QK-23井于2004年6月開(kāi)始注水，吸水剖面監(jiān)測(cè)顯示層間吸水差異較大；2005年9月前注水量為60 m3/d，注水壓力為4.5 MPa，9月開(kāi)展化學(xué)藥劑調(diào)剖，調(diào)剖后注水量60 m3/d，注水壓力為7.8 MPa； 2008年調(diào)剖失效，注水壓力逐漸恢復(fù)至4.5 MPa。

此次調(diào)剖擬封堵半徑為5.00 m，封堵層段厚度為37.40 m，處理層孔隙度為26%，計(jì)算出調(diào)剖劑用量為763 m3。

設(shè)置爬坡壓力為0.3 MPa/d，門(mén)限壓力為15.0 MPa，初始注入密度1.03 g/cm3，上限注入密度1.09 g/cm3，首先選擇注入速度100 m3/d，并加入0.2%CMC+0.3%油酸鈉，在加藥罐稀釋后泵入井內(nèi)。

注入過(guò)程中不斷分析調(diào)整，累計(jì)注入密度為1.15 g/cm3的廢棄鉆井液調(diào)剖體系1 252 m3，注入排量72 m3/d，注入泵壓由7.0 MPa升至11.0 MPa。由于廢棄鉆井液不足，廢棄鉆井液調(diào)剖體系注入量未達(dá)到設(shè)計(jì)預(yù)定值，決定用膨潤(rùn)土、水泥和粉煤灰配制調(diào)剖體系，注入過(guò)程中不斷上調(diào)密度，將密度調(diào)整至1.07～1.18 g/cm3，共計(jì)注入698 m3，注入壓力升至15.8 MPa，達(dá)到設(shè)計(jì)壓力，結(jié)束調(diào)剖施工，隨后轉(zhuǎn)入注水。

3.2 效果評(píng)價(jià)

通過(guò)同位素吸水剖面測(cè)試可知，QK-23井采用廢棄鉆井液調(diào)剖后原主吸水層吸水比例由52.1%降至14.3%，難吸水層吸水比例由17.6%升至35.7%(見(jiàn)圖6)。從圖6可以看出，采用廢棄鉆井液調(diào)剖體系調(diào)剖后封堵了原注水大孔道，提高了注水壓力，同時(shí)使原來(lái)幾乎不吸水的層位開(kāi)始吸水，進(jìn)而改善了吸水剖面，達(dá)到了調(diào)剖的目的。

圖6 QK-23井調(diào)剖前后吸水剖面對(duì)比Fig.6 Comparison on the water injection profiles before and after profile control in Well QK-23

4 結(jié)論與建議

1) 利用廢棄鉆井液調(diào)剖體系在ZC油田高滲透油藏進(jìn)行了注水井調(diào)剖，實(shí)現(xiàn)了注水井大孔道的封堵，改善了注水井的吸水剖面，使原來(lái)難動(dòng)用的剩余油得到動(dòng)用，提高了采收率；同時(shí),實(shí)現(xiàn)了廢棄鉆井液再利用，降低了調(diào)剖成本，節(jié)省了廢棄鉆井液處理費(fèi)用。

2) 由于試驗(yàn)條件的限制，該技術(shù)研究過(guò)程中未能對(duì)封堵的填砂管進(jìn)行調(diào)剖深度研究，也未考慮廢棄鉆井液與地層孔喉的配伍性，建議在現(xiàn)有研究的基礎(chǔ)上，考慮上述因素后，建立適合華東地區(qū)油藏條件的物理模型，進(jìn)行進(jìn)一步研究，以更好地指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)施工。