吳晨宇

（1.大慶油田有限責任公司采油工程研究院；2.黑龍江省油氣藏增產(chǎn)增注重點實驗室）

塔木察格油藏主要為砂巖油藏，主力產(chǎn)區(qū)在地質(zhì)上呈現(xiàn)“地層傾角大、非均質(zhì)性強、主力層相對單一”的特征。在開發(fā)過程中，受層間非均質(zhì)性強影響，注水沿高滲流條帶或人工裂縫方位指進，造成儲層整體動用效果差，層間矛盾突出；受地層傾角大影響，水驅(qū)重力作用明顯，造成低部位油井注水突進和高部位油井供液不足問題突出，常規(guī)注水調(diào)整效果較差。顆粒類調(diào)剖劑目前被廣泛應用于國內(nèi)各油田進行調(diào)剖施工[1-5]，對于大孔道及存在裂縫的地層，通過顆粒類調(diào)剖劑[6-10]可獲得明顯的調(diào)剖效果。針對塔木察格區(qū)塊層間矛盾突出、重力作用明顯的水驅(qū)開發(fā)井組，優(yōu)選出適合該類地層條件的顆粒類調(diào)剖劑，并利用其開展水井調(diào)剖作業(yè)，提高井組儲層整體動用情況，改善調(diào)剖井組的開發(fā)效果，同時為塔木察格油田大傾角油藏含水迅速上升階段的開發(fā)調(diào)整提供實踐依據(jù)。

1 室內(nèi)研究

1.1 實驗藥劑和儀器

1）實驗藥劑。緩膨顆粒；陰離子型聚丙烯酰胺，相對分子質(zhì)量1 900×104。

2）實驗用水為模擬地層水，總礦化度為6 111.5 mg/L，其中Cl-為1 099.3 mg/L，K++Na+為1 865.3 mg/L，HCO3-為2 623.9 mg/L，Ca2+為20.0 mg/L，Mg2+為9.7 mg/L，CO32-為330.0 mg/L和SO42-為163.3 mg/L；實驗溫度為地層溫度（90℃）。封堵實驗采用?3.8 cm×30 cm石英砂人造巖心模型，水測滲透率為510×10-3μm2。

3）主要儀器。鼓風烘箱、電子分析天平、磁力攪拌器、顆粒過孔強度測定裝置、抽空加壓飽和裝置、驅(qū)替裝置等。

1.2 實驗方法

顆粒過孔壓力測定：稱取一定質(zhì)量緩膨顆粒樣品，放入廣口瓶中，按實驗要求加入一定量的模擬地層水，保證顆粒完全浸泡于地層水中。密封置于90℃烘箱中，待顆粒質(zhì)量不再發(fā)生變化，取一定質(zhì)量浸泡好的顆粒樣品放入過孔強度測定裝置中，安裝上孔板，測量顆粒通過孔板的壓力，即為顆粒的過孔強度。

顆粒巖心驅(qū)替實驗：將巖心抽真空飽和水，測定巖心的孔隙體積和水相滲透率。將一定濃度的緩膨顆粒調(diào)剖劑樣品注入巖心，恒溫放置5 d后，對巖心進行后續(xù)水驅(qū)。當巖心出口流出第一滴水時，記錄壓力表壓力，繼續(xù)驅(qū)替10 PV，記錄驅(qū)替過程中的穩(wěn)定壓力。

1.3 實驗結(jié)果與討論

1.3.1 緩膨顆粒膨脹性能評價

采用質(zhì)量法進行緩膨顆粒膨脹倍數(shù)的測定。在90℃條件下，稱取質(zhì)量為M的緩膨顆粒樣品放入試劑瓶，加入一定量的模擬地層水，在顆粒溶脹的不同時間內(nèi)持續(xù)測量顆粒吸水后的質(zhì)量M1。緩膨顆粒的體積膨脹倍數(shù)為(M1-M)/M。

顆粒膨脹時間與膨脹倍數(shù)關(guān)系見圖1，顆粒1#初膨時間為7 d，體積初始膨脹7倍，隨著浸泡時間增加，顆粒不斷吸水膨脹，終膨時間為55 d，終膨倍數(shù)為32倍；顆粒2#初膨時間為7 d，體積初始膨脹3倍，終膨時間為30 d，終膨倍數(shù)為12倍；通過對比兩種顆粒的浸泡膨脹情況可知，顆粒1#達到終膨時間更長，終膨倍數(shù)更高，說明該顆粒在高溫條件下表現(xiàn)出較好的膨脹性能，抗高溫能力較好。

圖1 顆粒膨脹時間與膨脹倍數(shù)關(guān)系Fig.1 Relationship between particle expansion time and expansion multiple

1.3.2 緩膨顆粒過孔強度評價

采用過孔壓力測試法對顆粒強度進行評價。對于達到終膨倍數(shù)的顆粒分別使其通過0.3 mm、0.4 mm的孔板，觀察其通過孔板時的壓力。

過孔強度數(shù)據(jù)見表1，顆粒1#在過孔板過程中未發(fā)生破碎，表明顆粒強度較高，有較好的彈性，可以進行裂縫及大孔道的封堵。然而顆粒2#通過孔板時，發(fā)生破碎，未能準確記錄過孔壓力，標明顆粒彈性較弱，抗壓能力有待改善。

表1 過孔強度數(shù)據(jù)Tab.1 Perforation strength data

1.3.3 緩膨顆粒抗剪切性能評價

通過上述對兩顆粒的膨脹性能及過孔強度進行評價及對比，優(yōu)選出膨脹性能好、抗壓能力高的顆粒1#進行后續(xù)評價實驗。顆粒類調(diào)剖劑注入地層后，會受到地層及巖石顆粒的摩擦，粒徑有所損失，進而影響顆粒的封堵性能。通過利用巖心及高速攪拌器對緩膨顆粒進行剪切，觀察顆粒粒徑剪切前后的變化借以評價緩膨顆粒的抗剪切性能。

顆粒經(jīng)巖心剪切實驗結(jié)果見圖2，用?3.8 cm×30 cm石英砂人造巖心模型進行緩膨顆粒的過巖心反復剪切實驗后，由于緩膨顆粒具有緩慢膨脹特性，經(jīng)過巖心剪切后顆粒能夠再次膨脹，過巖心十二次剪切后，粒徑損失低于18%，表明其抗剪切性能好，注入到油層深部后粒徑保留率較高。

圖2 顆粒經(jīng)巖心剪切實驗結(jié)果Fig.2 Experimental results of particle shear through core

顆粒在高速攪拌器不同轉(zhuǎn)速下粒徑變化對比見表2，將在水中浸泡達到終膨的緩膨顆粒用高速攪拌器進行不同轉(zhuǎn)速攪拌剪切實驗后，由于緩膨顆粒韌性較好，攪拌轉(zhuǎn)速為2 000 r剪切3 min后，粒徑未發(fā)生變化；隨著攪拌轉(zhuǎn)速增加，顆粒粒徑減??；但即使攪拌轉(zhuǎn)速達10 000 r剪切3 min后，顆粒仍能保持一定的粒徑，表明其抗剪切性能較好。

表2 顆粒在高速攪拌器不同轉(zhuǎn)速下粒徑變化對比Tab.2 Comparison of particle size variation under different speed of high speed agitator

1.3.4 緩膨顆?；謴托阅茉u價

將達到終膨的緩膨顆粒進行回彈性能實驗以此評價顆粒的恢復性能，回彈率為：回彈高度/下壓高度×100%。緩膨顆?；謴托阅芤姳?，緩膨顆粒的回彈率可以達到70%以上，恢復性能較好。

表3 緩膨顆?；謴托阅躎ab.3 Recovery performance of slow swell particles

1.3.5 緩膨顆粒封堵性能評價

室內(nèi)用?3.8 cm×30 cm石英砂人造巖心模型，對緩膨顆粒進行了巖心封堵評價。該顆粒突破壓力大于11 MPa，可大幅提高后續(xù)水驅(qū)注入壓力，能滿足封堵高滲透部位的需要，巖心封堵率在99%以上顆粒巖心實驗數(shù)據(jù)見表4。

表4 顆粒巖心實驗數(shù)據(jù)Tab.4 Particle core test data

2 調(diào)剖施工工藝研究

由于需采用聚合物攜帶顆粒調(diào)剖體系進行調(diào)剖施工，聚合物需使用現(xiàn)場水進行配制，該區(qū)塊調(diào)剖施工環(huán)境較為惡劣，現(xiàn)場來水管線壓力失穩(wěn)，導致配制水中經(jīng)常伴有地層返吐油和雜質(zhì)，聚合物黏度低，聚合物性能受到影響。此外，施工現(xiàn)場位于草原深處，為環(huán)境敏感區(qū)域，環(huán)保要求嚴格。為解決施工現(xiàn)場存在的以上問題，研究并建立了與其配套的施工工藝。

2.1 對現(xiàn)有調(diào)剖工藝流程進行設(shè)計優(yōu)化

通過設(shè)計增加自動加藥控制系統(tǒng)，人工加藥時間由之前的3 h/d縮減至目前的0.5 h/d，解決了人工操作繁瑣、勞動強度大的問題，改良后的調(diào)剖工藝示意見圖3。定期對設(shè)備進行維護和保養(yǎng)，確保施工過程無漏、滴現(xiàn)象。對于高壓管線要固定牢固，施工中嚴禁敲打。

圖3 改良后的調(diào)剖工藝Fig.3 Profile control technology after improvement

針對施工現(xiàn)場水質(zhì)變化大的問題，利用靜止沉淀原理對沉降罐中大塊原油進行懸浮處理，通過篩網(wǎng)進行過濾，對污水中原油進行預處理，實現(xiàn)水與油的分離，利用該方法反復進行3次，對原油進行去除。

2.2 加強管控現(xiàn)場施工藥劑

設(shè)計了“隔離水泥槽+防水布”雙重施工藥品臨時儲存方式，既能防止藥品外泄造成環(huán)境污染，又便于日常管理。利用電子液位計的監(jiān)測方式，能防止配制過程中冒罐造成料液外泄，降低對環(huán)境造成污染。配備專車專人嚴格執(zhí)行藥劑包裝回收制度，不許排入附近農(nóng)田或生活區(qū)，滿足施工現(xiàn)場環(huán)保要求。配制藥劑、取樣等過程，操作人員必須穿戴勞動保護用品，避免藥劑對人體造成的傷害。

3 調(diào)剖方案及現(xiàn)場應用效果評價

3.1 調(diào)剖方案

由于調(diào)剖井屬于低滲透類型油藏，壓裂人工裂縫發(fā)育，調(diào)剖過程中可能出現(xiàn)以下幾種情況：

1）調(diào)剖劑注入壓力上升較快，造成注入量達不到方案設(shè)計要求。

2）調(diào)剖劑注入裂縫時注入能力強，裂縫封堵后地層基質(zhì)注入能力差，造成注入量達不到方案設(shè)計要求。

3）調(diào)剖過程中壓力升幅慢，調(diào)剖劑沿裂縫竄流。

針對上述可能出現(xiàn)的情況，采取以下針對措施：

1）如果以現(xiàn)場注入能力和壓力升幅為主要考核指標，現(xiàn)場壓力達到設(shè)計方案要求后，無法繼續(xù)完成注入，按照方案設(shè)計提前注入替擠液。結(jié)束調(diào)剖施工之后按照地質(zhì)方案恢復后續(xù)注水。

2）如果注入壓力升幅慢，調(diào)剖劑存在沿裂縫竄流的情況，需提高調(diào)剖劑的封堵強度，增加顆粒的濃度，達到注入壓力緩慢上升的目的。

3）注入過程中根據(jù)壓力升幅情況，及時調(diào)整調(diào)剖劑的注入濃度、日注入量、總注入量等參數(shù)，達到壓力平穩(wěn)升幅的目的，確保調(diào)剖措施效果。

3.2 現(xiàn)場試驗及評價

根據(jù)對井組油層發(fā)育特征及開發(fā)狀況的認識，對塔木察格某區(qū)塊的4個井組進行了現(xiàn)場調(diào)剖施工。現(xiàn)場試驗過程中調(diào)剖劑日注入量在不超過干線注入壓力的情況下，接近調(diào)剖前配注，避免地層虧空，影響調(diào)剖效果的評價。進行施工后，與4口措施井連通的17口生產(chǎn)井中，受效井比例超過58%，受效井平均含水下降了14.06%，連通采出井受效統(tǒng)計見表5。措施后累計增油14 735 t，直接經(jīng)濟效益2 136.84萬元。

表5 連通采出井受效統(tǒng)計Tab.5 Efficiency statistical of connected produced wells

以措施井3#及其連通油井為例，3#對應4口油井，調(diào)剖后有3口井受效，1口井未受效；調(diào)剖后注入剖面改善，非主力層吸液量增加，連通油井增油降水效果明顯；3#對應其中1口連通油井調(diào)剖后日產(chǎn)油由0.1 t上升到7.3 t，含水由99.7%降到54.6%，3#連通油井動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)見圖4。

圖4 3#連通油井動態(tài)生產(chǎn)數(shù)據(jù)Fig.4 Dynamic production data of 3#connected well

4 結(jié)論

1）適用于塔木察格復雜油藏的緩膨顆粒調(diào)剖劑初膨時間7 d，終膨時間55 d，終膨倍數(shù)為32倍，緩膨顆粒在高溫條件下表現(xiàn)出較好的膨脹性能。

2）顆粒過孔強度大于或等于1.9 MPa，彈性好；經(jīng)剪切后粒徑損失低于18%，抗剪切性能高，恢復性能較好；可以用于進行裂縫及大孔道的封堵。

3）對現(xiàn)場調(diào)剖工藝進行優(yōu)化，對塔木察格現(xiàn)場4口注入井進行調(diào)剖施工，受效井平均含水下降了14.06%，受效井比例超過58%，累計增油14 735 t，直接經(jīng)濟效益2 136.84萬元。