凝胶颗粒调剖剂评价及矿场应用

舒俊峰，张 磊，陈 勇

(1.中国石化中原油田采油四厂，濮阳 457001;2.中国石油大学(北京)，北京 102249)

文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内，是一个异常高压、高温复杂断块油气藏，具有储层埋藏深、发育不稳定、油藏类型多等地质特征。经过多年的开发，已进入高含水开发期，受复杂地质特征的影响，文南油田动用状况较好的一类主力层目前已大面积水淹，而储层物性较差的二类层水驱动用困难。

在油井开采过程中，含水率快速上升，无水采油期短，表明油层中存在着大量的天然裂缝，且钻井取芯资料显示储层非均质性极强，高渗层渗透率超过 2.02 μm2(2.0 达西)，渗透率级差 20。为改善油田开发效果，笔者对用于深部调剖的调剖剂进行筛选评价，选出能满足文南油田深部调剖的调剖剂，并将其用于矿场试验。

1 深部调剖调剖剂筛选

从深部调剖考虑，选择了高温抗盐凝胶型颗粒调剖剂、无机凝胶调剖剂、橡胶颗粒调剖剂等3种调剖剂，在现场实施过程中发现，无机凝胶调剖剂在施工时注入压力上升较快，后续调剖剂注入困难;橡胶颗粒调剖剂虽然具有耐温、抗剪切的优点，是一种机械堵塞较强的体系，但在施工过程中增压快、压力高、注入困难，不适应文南油田高压低渗的油藏调剖。而耐盐抗温凝胶颗粒调剖剂中由于含有大量的羧基、酰胺基等吸水基团，吸水量大，具有良好的保水性能，可在体层中滞留，并且溶胀后的凝胶为弹性体，在压力等作用下能变形，向地层孔隙中运移，达到调剖堵水的目的。现场实施过程中发现，用预交联凝胶型颗粒调剖剂调剖后，水井吸水剖面有明显改善，主力吸水层得到有效控制，新层得以启动。

2 凝胶型颗粒调剖剂性能评价

2.1 凝胶型颗粒调剖剂的制备

高温抗盐凝胶型颗粒调剖剂是一种高分子聚合物，工业合成方法如下［1－3］:向反应釜中加入一定比例的2－丙烯酰胺基 －2－甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)、聚氨脂、活性功能单体及交联剂和引发剂等组分，在水中均匀混合，然后在一定温度下聚合形成凝胶团，经造粒、烘干、粉碎、筛分等工艺过程，形成具有一定强度和膨胀倍数的凝胶颗粒。通过调整各单体配比、合成反应条件及加工工艺，可生产出具有不同吸水倍数、吸水速度、颗粒半径和强度的抗高温抗盐的凝胶颗粒调剖剂系列产品。

针对文南油田高温高盐的特性，高温抗盐凝胶型颗粒调剖剂必须达到以下技术要求［4，5］:耐温70～120℃;抗盐大于20×104mg/L;颗粒呈细粉砂状，分别制备 1#粒径 0.019～0.04 mm，2#粒径0.04～0.3 mm，3#粒径0.3～0.6 mm 的凝胶颗粒;膨胀倍数3～15倍。

2.2 凝胶型颗粒调剖剂室内静态评价实验

凝胶型颗粒调剖剂的耐温性和抗盐性评价实验均在模拟地层水的环境中进行，评价结果见表1［6］。

表1 凝胶型颗粒调剖剂静态评价性能

2.3 调剖剂室内动态评价实验［7］

用不同目数的石英砂填砂管(2.5 cm×30 cm)模拟不同渗透率的地层，考察凝胶型颗粒调剖剂的注入性、耐冲刷性和封堵能力，之后将填砂管并联，考察该调剖剂提高采收率情况。

2.3.1 物理模拟实验装置流程

物理模拟实验装置流程示意见图1。

图1 物理模拟装置流程示意

2.3.2 实验条件和材料

室内模拟的实验温度90℃;实验用地层水选用室内配制的模拟地层水(氯化钙型)，矿化度为22 ×104mg/L，90 ℃下黏度为1.6 mPa·s;实验用油取用四厂采出原油，90℃下黏度为1.2 mPa·s;凝胶型颗粒调剖剂1#粒径 0.019～0.040 mm，2#粒径0.04～0.30 mm，3#粒径0.3～0.6 mm。

2.3.3 结果与分析

2.3.3.1 颗粒调剖剂粒径对注入压力的影响［8，9］

填砂管渗透率模拟文南油田高渗层渗透率，选用不同目数的石英砂充填填砂管，测定其孔隙度33%，渗透率 2.55 μm2，在 3 种不同粒径的调剖剂含量均为0.3%，注入速度2 mL/min的条件下，考察了调剖剂颗粒粒径对注入压力的影响，结果见图2。

图2 凝胶颗粒粒径对注入压力的影响

由图2可见，1#和2#调剖剂在注入初期，入口压力不断上升，其原因是颗粒堆积堵塞入口，在注入压力达到一定值(突破压力)后，颗粒调剖剂发生形变进入地层孔隙，此时压力得到释放，压力下降，在压力低于突破压力后调剖剂再次堆积堵塞，压力上升，形成运移规律。

3#调剖剂由于颗粒粒径过大，与地层空隙不配伍，调剖剂颗粒发生形变后仍然不能突破运移，几乎全部堵塞在入口端面导致注入压力过高。结合油田现场实际，考虑油藏中裂缝的存在，认为1#调剖剂颗粒粒径偏小，不能有效封堵裂缝;3#调剖剂的注入压力太高，不适合油藏的深部调剖;2#调剖剂的粒径符合深部调剖和现场施工要求，因此，凝胶型颗粒调剖剂含量为0.3%时其粒径选择0.04～0.30 mm 较合适。

2.3.3.2 调剖剂固含量对注入压力的影响

实验条件不变，只是将1#调剖剂和2#调剖剂固含量由0.30%增加到0.45%，考察调剖剂含量对注入压力的影响，结果见图3。

图3 调剖剂固含量对注入压力的影响

由图3可见，由于固相含量增加，颗粒在入口端的堆积量增加，入口端孔喉处的桥塞作用加强，注入压力大幅增加，因而固相含量为0.45%的2#调剖剂适宜近井调剖，不适宜用作深部调剖。

比较分析后认为，固相含量0.3%，粒径范围0.04～0.30 mm的颗粒调剖剂最适宜文南油田深部调剖的需求。

2.3.3.3 凝胶型颗粒调剖剂封堵率评价

选用直径2.5 cm，长30 cm的填砂管，用不同目数的石英砂充填得到表2所示3种不同的渗透率，分别以2 mL/min的流速注入0.2 PV的固含量0.3%粒径0.04～0.3 mm的颗粒型调剖剂后，再用模拟地层水测定渗透率，考察凝胶调剖剂的封堵性能，结果见表2。

表2 调剖剂的封堵性能

由表2可见，凝胶型颗粒调剖剂调剖后，渗透率下降幅度均很大，封堵率96%以上。

2.3.3.4 凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性

选用直径2.5 cm，长30 cm的填砂管，渗透率为2.55 μm2，以1 mL/min 的流速注入固含量0.3%，粒径0.04～0.30 mm的颗粒调剖剂，连续注入8 d，考察凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性，结果见图4。由图4可见，注入压力保持稳定，说明凝胶型颗粒调剖剂有很强的耐冲刷性能。

图4 凝胶型颗粒调剖剂的耐冲刷性

2.3.3.5 凝胶型颗粒调剖剂对提高采收率的影响

将两根填砂管并联，先用模拟地层水驱油，在水驱程度达到98%后注入0.3 PV的固含量0.3%，粒径 0.04～0.3 mm 的颗粒调剖剂;注入后再用模拟地层水驱，直至水驱程度达到98%时停止，考察凝胶颗粒调剖剂对提高采收率的影响，结果见表3。

表3 凝胶型颗粒调剖剂对提高采收率的影响

由表3可见，凝胶型颗粒调剖剂调剂后，提高采收率效果明显，尤其对渗透率低的填砂管，驱油效果更明显。对耐温抗盐凝胶颗粒调剖剂的室内评价结果表明，固含量 0.3%，粒径0.04～0.30 mm的颗粒调剖剂能够适应文南油田深部调剖的需要。该调剖体系属于地面交联产物，解决了常规地下交联调剖剂进入地层后，因稀释、降解、吸附等各种复杂原因造成的不成胶问题，并且该技术配制简单，施工方便，无毒安全。在近井地带，因压差较大，颗粒在水驱压差作用下产生变形，驱动孔隙内的剩余油向生产井运移，起到驱油的效果;同时在油层深部，由于生产压差较小，颗粒将在孔隙内滞留，堵塞孔隙通道使液流转向，起到了深部调剖的作用［10］。

3 矿场应用

3.1 文33－28井组应用

3.1.1 文33－28井组概况

文33－28井是文33断块沙二下油藏的一口注水井。文33块沙二下储集岩主要为长石粗粉砂岩。油藏平均孔隙度30.5%，平均孔喉直径0.006 mm，平均渗透率387.3 ×10－3μm2，地层温度为85.68～103.7℃。由于层间物性差异大，经过20多年的注水开发后，地下油水关系十分复杂，油藏剩余油挖潜难度大，分类储层储量动用不均衡。

沙二下2砂组顶部基本已水淹，沙二下3尚存在一定剩余油。为控制含水上升，充分挖掘沙二下2层内的剩余油，有效启动沙二下3，达到进一步提高水驱采收率的目的，需要对该井实施深部调剖，调整目的主要为层间调剖，目的层为沙二下，射孔层段2 652.0～2 658.2 m，射孔厚度6.2 m。

3.1.2 驱油效果

文33－28井累计注入调驱剂2 464 m3，注入凝胶颗粒14.8 t，压力由调驱初期的13 MPa上升至目前的34 MPa，对应油井文33－411含水率由95%下降至75%，油量由措施前的4.4 t/d上升到目前的 10.1 t/d，累计增油 256.5 t。

3.2 文79－184井组应用

3.2.1 文79－184井组概况

文79－184井是文79－85块沙二下和沙三上油藏的一口注水井。该块储集层岩性主要为长石粉砂岩，主要流动喉道平均孔径8.7 μm，储层平均渗透率 438.3 ×10－3μm2，地层水为 CaCl2型，总矿化度(25～26)×104mg/L，地层温度94℃，吸水层注水量50 m3/d，吸水状况见表4。

表4 文79－184井吸水剖面状况

由表4可以看出，大量注入水进入少数层内，少数层见水淹，大多数层动用程度差，富集剩余油。由于层内非均质性突出，造成垂向上的层内突进，降低了水驱油厚度，致使井组水驱油效率大大降低，油井较快见水淹，综合分析认为，文79－184井有较大调驱增油潜力。通过调驱封堵水井一类主力吸水层大孔道，提高注水压力，增大水驱扫油面积和厚度，提高一类层注水驱替效果。从而降低井组自然递减，达到改善油藏开发效果的目的。

3.2.2 驱油效果

文79－184井累计注入调驱剂2 390 m3，累计注入凝胶颗粒12.6 t。注入压力由17 MPa上升至32 MPa，对应油井文79－197含水率由93%降至78%，产油量由措施前的6.7 t/d上升至14.8 t/d，累计增油 338.1 t。

4 结论

(1)该凝胶型颗粒调剖体系在现场的应用结果表明，该调剖剂能够满足文南油田深部调剖的需要，调剖后水井吸水剖面有明显改善，注入压力上升，主力吸水层得到有效控制，新层得以启动。

(2)现场实施过程中也发现一些不足:黑色凝胶颗粒虽然有耐异常高温的优点，但悬浮性较差，进入井筒后易堆积在炮眼附近造成堵塞，影响正常施工。针对出现的问题，笔者认为，下步工作对调剖剂进行改良，进一步提高调剖剂的适应性。同时，选井选层工作也是决定施工成败的重要环节，加大对类似井的地质参数和工程参数分析，以准确把握储层地质特征，为工程施工提供指导。

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