楊金峰，陳小兵，申振坤，張 滿(mǎn)，王國(guó)丞，張進(jìn)科

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第五采油廠(chǎng)，陜西西安 710200）

L1C8 東南部油藏為三角洲前緣沉積體系控制下的低滲透巖性油藏，主力開(kāi)發(fā)層系為長(zhǎng)層，油層厚度10.5 m，孔隙度9.32 %，滲透率0.57 mD。隨著近10 年開(kāi)發(fā)，受沉積韻律、儲(chǔ)層非均質(zhì)性及裂縫發(fā)育等因素影響，吸水不均井超過(guò)58.6 %，以層間、層內(nèi)吸水不均，尖峰狀和指狀吸水為主。針對(duì)常規(guī)暫堵酸化施工周期長(zhǎng)、安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)大等問(wèn)題，試驗(yàn)在線(xiàn)分流酸化新型剖面治理技術(shù)。同時(shí)針對(duì)尖峰狀、指狀等吸水不均問(wèn)題，開(kāi)展三種不同類(lèi)型分流劑的現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，改善層間及層內(nèi)吸水差異，緩解水驅(qū)開(kāi)發(fā)矛盾，進(jìn)一步提高油田開(kāi)發(fā)效果。

1 面臨的主要問(wèn)題

1.1 L1C8東南部油藏開(kāi)發(fā)矛盾

（1）剖面水驅(qū)狀況變差。該區(qū)域井網(wǎng)基本完善，水驅(qū)控制程度穩(wěn)定在96.9 %，剖面吸水狀況有所變差，水驅(qū)動(dòng)用程度由77.1 %下降到71.2 %。近三年吸水剖面測(cè)試成果58 口，其中吸水不均井34 口，占測(cè)試井?dāng)?shù)的58.6 %。

（2）見(jiàn)效比例高，但見(jiàn)水井逐年增多。區(qū)域儲(chǔ)層物性好，油井見(jiàn)效比例77.1 %。但隨著開(kāi)發(fā)時(shí)間的延長(zhǎng)，油井見(jiàn)效后見(jiàn)水，區(qū)域見(jiàn)水井比例31.8 %，水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向清晰，平面水驅(qū)不均加劇。

（3）含水上升速度加快，穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。目前區(qū)域綜合含水39.7 %，含水持續(xù)緩慢上升，近兩年來(lái)含水上升速度進(jìn)一步加快，年含水上升率由2.8 %上升到3.1 %。

1.2 常規(guī)酸化工藝面臨問(wèn)題

常規(guī)酸化工藝主要有四方面缺點(diǎn)：工藝復(fù)雜，占井周期長(zhǎng)，安全環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)高；欠注井多次重復(fù)酸化，傷害半徑越來(lái)越大，在地層酸化后，產(chǎn)生二、三次沉淀，造成儲(chǔ)層傷害；由于各儲(chǔ)層的物性、受傷害程度不同，可能存在低滲透層段或傷害嚴(yán)重層段不能進(jìn)酸或進(jìn)酸太少的問(wèn)題，低滲透層得不到改善，酸化措施效果差；通過(guò)規(guī)模化應(yīng)用精細(xì)分注、聚合物微球調(diào)驅(qū)、補(bǔ)孔及增注等技術(shù)，在一定程度上緩解了油藏開(kāi)發(fā)矛盾，但剖面吸水不均問(wèn)題仍然嚴(yán)峻[1，2]。

因此在L1C8 東南部油藏開(kāi)展一種不停井、不動(dòng)管柱、連續(xù)注入酸液和分流劑的在線(xiàn)分流酸化增注技術(shù)有重要意義。

2 在線(xiàn)分流酸化機(jī)理及分流劑適應(yīng)性評(píng)價(jià)

2.1 在線(xiàn)分流酸化機(jī)理

該技術(shù)是在酸化施工作業(yè)時(shí)，先將暫堵劑泵入地層中，暫堵劑進(jìn)入地層時(shí)，優(yōu)先選擇阻力最小的地層，即滲透率大的地層，因此裂縫、大孔道首先出現(xiàn)屏蔽橋堵，隨著量的積累，最終形成不同厚度的封堵層。暫堵大孔道和裂縫后，酸液主要進(jìn)入低滲層段進(jìn)行解堵，起到分流酸化的效果，從而改善吸水剖面。

由于各小層（段）物性或受傷害程度，儲(chǔ)層壓力，所含流體的壓縮性，流體黏度，天然或人工裂縫發(fā)育等可能不同，酸液線(xiàn)性流過(guò)產(chǎn)層小段時(shí)符合達(dá)西定律。在酸液中加入分流劑，注酸時(shí)暫時(shí)堵塞高滲層，酸化低滲層，實(shí)現(xiàn)在多層油藏或較厚層油藏或長(zhǎng)井段（如水平井）中沿縱向的均勻布酸，或沿全井段儲(chǔ)層均勻解堵改善縱向全井段出油剖面或吸水剖面。而要讓酸液均勻進(jìn)入每一小層（或小段），就必須滿(mǎn)足各小層（或小段）單位面積上注酸速度相同[3]，即滿(mǎn)足下列關(guān)系：

式中：K1、K2、KN-介質(zhì)（各產(chǎn)層巖心）滲透率；ΔP1、ΔP2、ΔPN-介質(zhì)（各層）壓差；μ1、μ2、μN(yùn)-液體黏度；L1、L2、LN-施加壓差的距離。

2.2 分流劑適應(yīng)性評(píng)價(jià)

分流酸化的核心就是分流暫堵劑的選擇，依托前期的室內(nèi)試驗(yàn)評(píng)價(jià)，目前主要形成了三種類(lèi)型的分流暫堵劑，適用于不同的剖面類(lèi)型治理及現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用。

2.2.1 WS-1 分流堵劑 WS-1 是一種鹽類(lèi)水溶性物質(zhì)，為無(wú)色或淡黃色澄清透明液體，遇酸產(chǎn)生白色顆粒起到暫堵作用，遇水后完全溶解，自動(dòng)解堵。其基本性能（見(jiàn)表1、圖1）。

采用激光粒度儀分別對(duì)不同HCl 濃度和不同分流劑WS-1 濃度的溶液的粒徑分布進(jìn)行檢測(cè)，一共有六組，具體分組（見(jiàn)表2）。

WS-1 分流劑注入不同濃度，作用于同一巖心產(chǎn)生的作用效果不同，但是堵劑的注入濃度越大會(huì)增加現(xiàn)場(chǎng)施工成本，在試驗(yàn)中選取滲透率為5×10-3μm2左右的人造巖心，在相同的試驗(yàn)條件下（70 ℃，正注分流劑6 PV，正驅(qū)基液50 PV），研究分流劑濃度對(duì)人造巖心封堵率和解堵率的影響，試驗(yàn)結(jié)果（見(jiàn)表3）。

從表3 試驗(yàn)數(shù)據(jù)可以看出，在試驗(yàn)條件相同的情況下，分流劑濃度對(duì)封堵效果和解堵效果有一定的影響。隨著分流劑濃度的增大，封堵率逐漸升高；但與此同時(shí)水對(duì)巖心的解堵率隨之下降。這表明分流劑顆粒的濃度越大，分流劑顆粒在巖心端面形成濾餅越致密，封堵率就會(huì)提高；相反，巖心端面堆積的分流劑顆粒越多，濾餅越致密，對(duì)巖心正向解堵時(shí)所需水的量就越多，在正替相同PV 數(shù)水后，分流劑濃度越小，解堵率越大。因此，鑒于封堵率、解堵率、粒徑和施工成本等多方面考慮，推薦WS-1 的注入濃度為50 %，主要用于尖峰狀吸水水井治理。

表1 分流劑WS-1 基本性質(zhì)

圖1 分流劑WS-1 與HCl 混合

表2 粒徑分布測(cè)定具體分組

表3 分流劑濃度對(duì)巖心封堵率和解堵率的影響

2.2.2 WS-2 分流堵劑 WS-2 為油溶性分流堵劑，是天然樹(shù)脂工業(yè)產(chǎn)品和多元醇在高溫下的反應(yīng)產(chǎn)物，原始狀態(tài)為淡黃色顆粒狀，水溶液中加入該暫堵劑、表面活性劑及分散劑后攪拌均勻，得到淡黃色懸浮液體。通過(guò)試驗(yàn)可以發(fā)現(xiàn)，WS-2 分流堵劑在酸中和水中都不溶，但在油中有非常好的溶解性，鑒于微粒在水和酸中不反應(yīng)，可采用水或酸作為攜帶液，將分流劑顆粒帶入地層（見(jiàn)圖2、圖3）。

圖2 剖面調(diào)整劑WS-2 顆粒

圖3 剖面調(diào)整劑WS-2 溶液

采用激光粒度儀分別對(duì)兩種不同粒徑分布的WS-2 暫堵劑溶液進(jìn)行檢測(cè)，可以看出粒徑分布范圍廣，從0.78 μm～300 μm 跨度，根據(jù)堵劑顆粒與孔喉的最佳匹配關(guān)系，對(duì)不同大小的孔喉均能有效封堵；其粒徑主要集中在16 μm～120 μm，該區(qū)間顆粒累計(jì)分布達(dá)72 %，具有更強(qiáng)的適用性（見(jiàn)表4）。

表4 堵劑粒徑分布范圍

室內(nèi)對(duì)該分流堵劑的濃度進(jìn)行了評(píng)價(jià)分析，隨著分流劑濃度的增大，巖心暫堵率逐漸升高；綜合暫堵率、解堵率、粒徑和施工成本等多方面考慮，推薦分流劑WS-2 濃度為50 %，主要用于尖峰狀吸水水井治理（見(jiàn)表5）。

2.2.3 WS-3 分流堵劑 WS-3 是由溶解于流體的發(fā)泡類(lèi)表面活性劑和穩(wěn)泡類(lèi)高分子處理劑通過(guò)界面張力、分子間力及其他作用，由物理化學(xué)作用自然形成的通道封堵材料，絨囊與其賴(lài)于生存的流體稱(chēng)為絨囊流體。

試驗(yàn)5 枚絨囊流體暫堵在寬度6 mm 人工裂縫的巖心柱塞（Φ38×100 mm），酸性（pH＜1）條件下，5 枚柱塞絨囊體系暫堵后承壓能力均達(dá)到20 MPa 以上，最高達(dá)到23.09 MPa；5 枚柱塞絨囊體系在試驗(yàn)泵入排量0.5 mL/min 承壓達(dá)20 MPa，現(xiàn)場(chǎng)高排量下承壓結(jié)構(gòu)起效快。綜合封堵率、承壓和施工成本等多方面考慮，其可適用于指狀水井治理（見(jiàn)圖4、圖5）。

表5 WS-2 不同濃度下性能對(duì)比

圖4 5#巖心封堵前后清水注入壓力變化

圖5 5 枚柱塞承壓及承壓達(dá)20 MPa 時(shí)間分布

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用評(píng)價(jià)

3.1 施工概括

針對(duì)L1C8 東南部油藏剖面吸水變差、平面水驅(qū)不均井，近兩年總計(jì)實(shí)施25 口，施工成功率100 %。其中，WS-1 水溶性堵劑實(shí)施7 口，WS-2 油溶性堵劑實(shí)施13 口，WS-3 絨囊型堵劑實(shí)施5 口；堵劑用量根據(jù)進(jìn)入儲(chǔ)層近井帶裂縫和孔隙的深度進(jìn)行計(jì)算所得，螯合酸用量根據(jù)徑向滲流理論、酸化解堵半徑計(jì)算所得（見(jiàn)表6）。

3.2 施工效果

3.2.1 剖面矛盾改善明顯 對(duì)其中已實(shí)施的15 口井進(jìn)行吸水剖面測(cè)試，吸水形態(tài)明顯改善13 口，平均吸水厚度由8.1 m 上升到9.0 m，水驅(qū)動(dòng)用程度由67.7 %上升到73.2 %，有效的緩解了該區(qū)塊的剖面矛盾（見(jiàn)表7）。

3.2.2 壓力保持水平上升 對(duì)已實(shí)施井進(jìn)行壓力測(cè)試，壓力降落明顯變緩，區(qū)域壓力保持水平由65.8 %上升到71.3 %。

3.2.3 控水穩(wěn)油效果明顯 該區(qū)塊未治理前含水從27.4 %（2018 年1 月）上升至33.2 %（2018 年9 月），上升了5.8 %；治理后目前區(qū)域綜合含水35.8 %，與措施前相比含水上升2.6 %，有效遏制了含水上升速度；同時(shí)日增油保持平穩(wěn)，有效抑制了見(jiàn)水井的增加（見(jiàn)圖6）。

3.2.4 經(jīng)濟(jì)效益顯著 分流酸化技術(shù)依托較為成熟的在線(xiàn)酸化技術(shù)，可以實(shí)現(xiàn)不動(dòng)管柱帶壓作業(yè)，同時(shí)措施后無(wú)需返排，整個(gè)作業(yè)安全環(huán)保。相比常規(guī)的水井暫堵酸化，單井可節(jié)約費(fèi)用5 萬(wàn)元。

表6 實(shí)施情況總表

表7 在線(xiàn)分流酸化實(shí)施效果表

圖6 L1C8 東南部區(qū)分流酸化井組生產(chǎn)曲線(xiàn)

4 結(jié)論

（1）針對(duì)L1C8 東南部區(qū)水驅(qū)狀況變差、含水上升速度加快等問(wèn)題，對(duì)不同形態(tài)較差水井采用WS-1、WS-2、WS-3 三種不同類(lèi)型的分流劑分類(lèi)治理，整體適應(yīng)性較好，實(shí)現(xiàn)了控水增油的目的。

（2）通過(guò)措施前后吸水剖面測(cè)試結(jié)果分析，WS-1、WS-2 在治理尖峰狀吸水水井效果較好，WS-3 在治理指狀吸水、井口壓力較低水井有較好的適應(yīng)性。

（3）獨(dú)特新型的在線(xiàn)剖面治理工藝，既降低了作業(yè)安全、環(huán)保風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)又有效的節(jié)約了成本。