秦家屯油田低渗裂缝油藏调剖技术优化探索

许 雅



秦家屯油田低渗裂缝油藏调剖技术优化探索

许 雅

（中国石化东北油气分公司石油工程技术研究院；吉林长春 130062）

通过分析秦家屯油田SN142低渗裂缝油藏区块近两年的调剖现场实践，在对储层特征及注水水质与堵调剂配伍性实验分析的基础上，进行了调剖剂的优选及相关堵调工艺参数的优化，通过“乳液聚合物+聚合物微球”、“铬冻胶+核壳体”两种调剖体系现场实施效果，开展适合秦家屯低渗裂缝油藏区块调剖技术研究。现场试验结果表明，优化后的调剖体系和注入工艺降水增油效果显著。

秦家屯油田；低渗裂缝储层；深部调剖；效果分析

1 油藏特征及开发现状

秦家屯油田为两侧凹、中间隆起的构造格局，经历了多次构造运动，构造断裂系统发育，断层呈多、碎、杂状态分布。秦家屯油田SN142区块油藏埋深930～1 200 m，开发层系多，主力小层为农V2、农V3，农VI1，层间非均质强，储层单层厚度差异大，厚度1～6 m，平均孔隙度为17%，平均渗透率19.5×10-3μm2，为中孔低渗储层；地层水平均矿化度3 392.5 mg/L，主要为NaHCO3水型，地温梯度为3.3 ℃/100 m，压力梯度为1.09 MPa/100 m，属于常温常压系统。

秦家屯油田SN142区块的储层为低渗储层，以压裂方式投产，天然裂缝与人工裂缝交错分布。SN142区块于2006年投入注水开发，目前区块注采比高，井网相对完善，已处于中、高含水期，含水呈“凸”型上升趋势，区块总体开发效果较差，呈现“三高两低”特点，即：累积注采比高（1.8）、综合含水高（86.7%）、自然递减率高（39.4%）、平均单井日产油低（1.1 t/d）、采出程度低（6.2%），急需采取有效控水稳油措施，实施有效注水 ，提高低渗裂缝油藏采收率[1-3]。

2 一次调剖试验及认识

2.1 一次调剖试验简况

为提高水驱开发效果，首次在秦家屯油田SN142区块开展2口井调剖现场试验。在调剖体系设计上，主要考虑储层低渗特征，选用纳米级聚合物微球，通过聚合物微球独特结构（三层内部凝胶核的强度较高；中间不同交联比控制的聚合物层，可控制微球的膨胀时间；最外部水化层，保证微球在水中分散均匀），在控制其最佳膨胀时间基础上，达到既能使堵剂进入低渗储层内，又可以进入地层深部完成封堵[4]；调剖参数设计上，针对聚合物微球性能特征，采用注入装置直接连接配水间或井口的在线注入方式，低排量注入。

现场实施后，调剖未见效。以QK142-2井调剖为例，现场调剖施工排量3 L/h，累积注入堵剂517 m3，爬坡压力上升1.6 MPa，比较该井调剖前、后测试的吸水剖面变化情况（表1），调剖后日注量增加的情况下，该井各层吸水状况并未得到有效改善。

2.2 影响因素分析

（1）调剖体系方面。从实际现场试验效果分析，在此调剖体系选择侧重于储层低渗特征，缺少对储层断层及裂缝等水窜影响因素的考虑。实施过程中发现施工井爬坡压力较低，分析为聚合物微球堵剂进入地层后，已通过裂缝或断层等高渗通道窜进，未满足体系预期的有效膨胀封堵起压时间（室内静态条件下，微球最佳膨胀时间为15天左右）。

（2）注入工艺方面。QK142-2井调剖前、后压降和吸水指示曲线显示，在日注水量保持不变的情况下， 调剖后QK142-2井压降曲线与吸水指示曲线均较调剖前变缓，斜率变小，但截距增大（如图1），反映出施工后该井吸水变好，但启动压力升高。

图1 QK142-2井施工前后吸水指示曲线

2.3 测试结果原因分析

考虑到室内配伍性实验现场取水样时，水样具有较浓的油气味，一段时间后水发黑且臭，且调剖体系为在线注入，分析应为现场注入水水质不达标，引起近井堵塞，调剖时高黏度的调剖剂将近井地带冲刷干净，解除了近井堵塞，所以出现调剖后，启动压力升高、但吸水变好现象。

通过对同一区块邻近水井酸化解堵情况对比，可以较好地证明该观点。对SN142区块中QK142-12井和QK142-15井进行了酸化解堵作业，两口水井酸化作业后，油压均大幅下降，酸化效果明显，表明近井地带及储层中污染堵塞严重，在一定程度上反映出不达标的注入水对近井地带储层的污染作用[5-6]，影响调剖施工效果。

表1 QK142-2井调剖前、后吸水剖面测试数据

3 调剖技术优化

结合一次调剖现场试验分析，认为储层非均值性强及裂缝发育是SN142区块窜流、开发低效的主要原因，同时，调剖注入水质也是影响施工效果的重要因素。二次调剖在前期调剖现场试验经验认识的基础上，开展低渗裂缝性油藏调剖工艺探索性研究，对调剖体系及调剖工艺进行了优化，采用“冻胶+核壳体”调剖体系，地面清水配液注入的方式调剖。

3.1 调剖体系优化

在“冻胶+核壳体”调剖体系中，冻胶是由聚合物、铬交联剂等组分组成，无机铬交联剂适用于油藏低温环境，在一定条件下两者交联聚合，形成高强的冻胶体系来控制高渗通道；交联助剂用于改善体系成胶环境，有助于成胶。核壳体是一种带内核的刚性物质，悬浮于冻胶体系中进入地层，在地层裂缝处形成物理堵塞，同时用于增强封堵体系强度。

3.1.1 调剖剂配方优化

（1）聚合物浓度优化。在温度40 ℃、交联剂浓度1 000 mg/L、助剂浓度1 000 mg/L的条件下，分别向体系中添加不同浓度的聚合物溶液，测试体系成胶后的复合黏度。实验表明体系的复合黏度随聚合物溶液浓度的增大呈现增长的趋势，根据实际情况，确定了所选聚合物溶液的浓度为3 000～4 000 mg/L。

（2）交联剂浓度优化。在温度40 ℃、聚合物浓度3 000 mg/L、助剂浓度1 000 mg/L的条件下，分别向体系中添加不同浓度的铬交联剂，测试体系成胶后的复合黏度，体系黏度随铬交联剂浓度的变化情况。实验表明体系的复合黏度随铬交联剂浓度的增大，呈现出增长的趋势。根据实际情况，确定铬交联剂的浓度为2 500～3 000 mg/L。

（3）助剂浓度优化。在温度40 ℃、聚合物浓度3 000 mg/L、铬交联剂浓度1 000 mg/L的条件下，分别向体系中添加不同浓度的助剂，测试体系成胶后的复合黏度。随助剂浓度的增大，体系成胶后的黏度呈现出先增大后趋于平稳的趋势，确定助剂的浓度为2 500～3 000 mg/L。

（4）核壳体。核壳体为带内核的刚性物质，粒径可根据不同地层条件进行调整，悬浮性好，耐温耐盐性好，主要用于增强封堵体系强度，体系在地层裂缝或断层中堆积，形成物理堵塞。其主要特点是粒径小，可悬浮性好；刚性强，不易破碎；封堵性、运移性好。对于裂缝性储层，确定核壳体的浓度为2 000～10 000 mg/L。

3.1.2 物模评价实验

结合一次调剖实践，油田处理后的水质与调剖体系不相适应，因此，本次采用清水实验，温度40 ℃（模拟油藏温度），进行室内调剖体系实验评价。

根据前期调剖剂优化实验，选取两种体系配方，分别进行岩心实验，测试封堵前后渗透率的变化情况，计算封堵率（表2）。实验结果表明，清水配置的不同浓度的铬冻胶，在40 ℃条件下对岩心封堵率均大于95%，冻胶体系性能较好。

表2 两种调剖体系配方岩心封堵性能实验

注：配方1：聚合物0.4 g/L+交联剂3 g/L+助剂3 g/L；配方2：聚合物0.3 g/L+交联剂2.5 g/L+助剂2.5 g/L；

3.1.3 物性评价实验

依据配方优化结果，考察铬冻胶体系在油藏条件下的溶解性、增黏性、流变性、触变性、热稳定性等。

（1）溶解性测试及体系增黏性测试：聚合物干粉溶液在40 ℃温度条件下，测试不同放置时间下的溶液电导率，聚合物干粉在室内实验中的溶解时间为50 min；测试体系黏度随聚合物浓度的变化情况，结果表明随着聚合物浓度的增加，溶液的黏度迅速上升，体系具有良好的增黏性。

（2）流变性及热稳定性测试：在40 ℃条件下，分别测试不同的剪切速度下，聚合物溶液黏度的变化情况，聚合物溶液呈现出具有明显剪切变稀的假塑性流变特征，该特性有利于聚合物现场注入；在40 ℃条件下，分别测试放置不同时间下的体系的黏度变化情况。并计算出黏度保留率（表3），表明冻胶体系在40 ℃下放置180 d时黏度保留率大于93%，稳定性较强。

3.2 调剖施工工艺优化

根据调剖体系性能不同，调剖剂注入量、爬坡压力[7-10]、施工排量及注入工艺，均较一次调剖有相应改进（表4）。

根据对一次调剖效果的分析，现场注入水质影响调剖药剂的性能，同时存在一定的地层污染。所以二次调剖时对注入水质处理方面进行了改进，同时，在现场调剖施工前洗井，施工过程中采用清水配液体并加入交联助剂，改善地层环境，保证了调剖药剂性能。

表3 冻胶体系黏度保留率情况

表4 调剖工艺设计情况对比

4 优化后现场试验效果跟踪

调剖技术优化后，3个月内陆续在秦家屯油田SN142区块开展了5口井调剖施工，对应14口油井中有11口油井明显见效，综合含水下降10%，累计增油1 512.2 t，投入产出比1∶5（按油价￥5 000 /t计算）。井组平均增油280.90 t，提高采收率0.25%，现场试验效果明显。

以实验井组中以QK142-1调剖井组为例，对井组实施调剖，调剖施工18 d，施工排量3~4 L/h，累积注入堵剂1 735 m3，爬坡压力上升5.5 MPa，施工后压降曲线明显升高、变缓，调剖见效，其周围对应的QK142-27降水增油效果显著，单井累积增油167.1 t。

5 结论与认识

（1）秦家屯油田SN142区块开展了两次现场调剖试验，一次调剖效果不明显，二次调剖在调剖基础上进行优化调整，并取得了显著效果。

（2）一次调剖体系设计注重储层低渗透及储层非均值性强特征，采用“乳液聚合物+聚合物微球”调剖体系，目的是有效注入低渗层并进行深部调剖。

（3）在一次调剖实践效果分析的基础上，认识到储层断层及裂缝发育是SN142区块窜流、开发低效的重要原因。因此，二次调剖通过优化调剖体系，采用“铬冻胶+核壳体”调剖体系，能有效封堵大孔道和裂缝等高渗通道，有效调整吸水剖面。

（4）通过对秦家屯油田SN142区块现场调剖实施效果分析认为，清水现场配液、变频泵小排量注入聚合物冻胶调剖体系，能较好改善SN142区块水驱开发效果。

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编辑：王金旗

1673–8217（2017）05–0110–04

TE348

A

2017–04–18

许雅，工程师，硕士，1983年生，2010年毕业于长江大学地球化学专业，现从事采油气工程专业工作。