哈萨克斯坦AK油田高矿化度储层调堵工艺技术研究

高 甲，杨宝泉，邓贤文，朱 磊，李 琦，丰歆竹

（中国石油大庆油田有限责任公司采油工程研究院，黑龙江大庆 163453）

AK油田位于哈萨克斯坦南图尔盖盆地，可采地质储量为5 068.7×104t。油田地层温度为79 ℃，地层水矿化度为74 122.0～94 930.0 mg/L，属于典型的高温高盐储层。油田上部为滨岸砂沉积，向下逐渐过渡为湖相灰岩和灰质砂岩沉积，储层沉积环境复杂，非均质严重。在注水开发过程中，部分储层注水突进严重，含水上升过快，产量递减严重。目前，Ю–Ⅲ层平均月含水率上升1.4%，老井产量递减量达到30.4%，33口水淹解释井中70%为底部水淹井，底部水淹厚度占总厚度的45.2%。为解决上述问题，开展新型调堵工艺技术研究，以改善油田开发效果。

1 常规调堵剂耐温耐盐性能评价

目前，油田常规调堵剂主要有常规聚合物、凝胶型、沉淀型、树脂型和超细水泥型配方等，为了评价高温高盐条件下的成胶效果，开展成胶稳定性评价实验。

1.1 地层水水样配制

分析Ю–Ⅲ层地层水数据，实验室内配制与其离子浓度相近的地层水水样，结果见表1。

表1 AK油田Ю–Ⅲ层地层水分析数据

1.2 常规聚合物调剖剂体系性能评价

常规聚合物在高矿化度地层水中，高价金属阳离子（如Ca2+、Mg2+）与聚合物分子链上的羧基等官能团的结合，导致聚丙烯酰分子链发生卷曲而收缩、团聚沉淀，使聚合物失去增稠性能。常规聚合物在高温环境下会发生热降解，并且缩水破胶。表2是横向对比实验评价聚合物在高温高矿化度条件下的耐温耐盐性能。基于实验数据，横向对比多种聚合物的耐温、耐盐性能显示，DQ2500聚合物在矿化度为95 692.0 mg/L条件下，5 d后凝胶黏度可达5 000 mPa·s以上，10 d后出现一定程度的脱水现象，而其他聚合物凝胶均严重脱水、断裂、甚至不成胶[1]。

表2 聚合物进行高温、高矿化度下的耐温、耐盐横向对比实验

1.3 凝胶型调剖剂体系性能评价

对常规Cr3+交联和多元络合Cr3+交联聚合物凝胶体系，进行耐温耐盐性能评价实验（表3）。实验结果表明，配制的两种不同金属交联聚合物凝胶调剖剂体系黏度有所上升，但稳定性较差，10 d后出现不同程度的脱水现象，凝胶内部体型结构遭到破坏，成胶强度及稳定性在高温、高矿化度条件下较差[2]。

表3 Cr3+交联聚合物凝胶体系的耐温、耐盐性能评价

1.4 树脂型凝胶调剖体系性能评价

树脂型凝胶调剖体系交联反应起始温度较高，交联程度高，形成网络结构致密，凝胶的热稳定性较好；成胶后体系的抗剪切性能较好，成胶黏度受矿化度影响也较小。实验结果表明，4种不同配比的抗盐树脂I型调剖剂体系配制至10 d时，体系黏度不断增加，体系的挂壁性较好，20 d时黏度下降至10 d时黏度的一半（表4），体系的挂壁性也有所减弱。因此，需要调整聚合物及交联剂A的比例，以确保高温高盐条件下体系的长期成胶效果[3]。

表4 抗盐树脂Ⅰ型调剖剂体系抗温抗盐稳定性实验

1.5 超细水泥堵剂配方体系性能评价

普通水泥粒径大，不易进入地层深度，也无法渗入较小裂缝和通道中，堵水效果差。超细水泥的平均粒径为普通水泥的1/10，能够深入到微孔隙中，而且封堵强度高，穿透力强，能够有效地进行封堵。将配方组分充分溶解于水中（矿化度为95 692.0 mg/L）混合均匀后，再向其中加入活化剂，持续搅拌至体系均匀，之后置于79 ℃烘箱中，观察堵剂固化情况。超细水泥A型堵剂配制后持续观察48 h，堵剂始终未完全固化，上层有液体析出，堵剂强度不够而且易破碎，高温高矿化度条件下部分药剂未发生交联反应而直接析出，该配方耐温耐盐适应性较差。超细水泥B型堵剂24 h全部固化，呈坚硬固体、无弹性。此堵剂强度过高，固化后会导致后续堵剂持续注入困难，因此可以利用该堵剂进行浅堵，或在封堵后期作为封口剂使用（表5）。

表5 超细水泥堵剂配比

综上所述，目前油田在用常规聚合物、凝胶型、沉淀型、树脂型和超细水泥配方体系在高温高盐下的适应性差，需要开展新型高温高盐调堵剂配方体系研究。

2 新型高温高盐调堵剂配方体系

2.1 高温高盐调堵剂成胶机理

调堵剂主剂中的高分子衍生物在固化剂的作用下通过增强剂的连接形成三维网状体，网状体内空间由带有多价阳离子或极性基团的分子填充[4–5]。增稠剂中极性基团的极性作用和刚性性质，增强了主剂与主剂、主剂与增稠剂、增稠剂与增稠剂之间的连接，提高了三维网状体的耐温、耐盐性能。

实验表明，酚醛型凝胶调剖剂在矿化度为5×104mg/L时，初始黏度最高为23.7 mPa·s，随着反应时间的延长，体系黏度逐渐增加，3 d后黏度最高达到2 371.0 mPa·s，7 d后黏度超过4 000.0 mPa·s，20 d后黏度超过14 000 mPa·s（表6）；在矿化度为10×104mg/L时，初始黏度最高为16.2 mPa·s，3 d后黏度最高达到1 580.0 mPa·s，7 d后黏度超过2 000.0 mPa·s，20 d后黏度超过9 000 mPa·s（表7）。

表6 矿化度5×104 mg/L的耐温耐盐酚醛凝胶调剖剂性能评价

表7 矿化度10×104 mg/L的耐温、耐盐凝胶调剖剂体系性能评价

2.2 耐温耐盐酚醛调剖剂配方体系

在实验室研究了适合于矿化度为50 000.0 mg/L和100 000.0 mg/L的酚醛型调剖剂配方体系并完善和优选配方，形成适合高温高盐条件的凝胶调剖剂配方体系。酚醛调剖剂配方体系（60～90 ℃）：适应矿化度为50 000.0 mg/L的为0.3% BY901+0.2% 酚醛交联剂+0.2% 稳定剂（平均成胶黏度12 580.0 mPa·s）；适应矿化度100 000.0 mg/L的为 0.3%BY901+0.2%酚醛交联剂+0.2%稳定剂（平均成胶黏度8 333.0 mPa·s）。

2.3 耐温耐盐改性聚酰胺堵水剂配方体系

以改性聚酰胺为主剂，筛选增稠剂，加强堵水剂主剂、固化剂及功能性增强剂体系的协同作用。加强堵剂体系立体网状结构，保证堵剂体系在高温高矿化度环境下具有较高固化强度的同时仍具有较好的弹性。

2.3.1 主剂含量优选

不同含量主剂在不同固化时间下的固化强度不同（图1），主剂质量分数的增加，固化时间大幅度减少，固化强度随主剂质量分数的增加而增强。主剂质量分数超过14%后，主剂质量分数的增加，固化强度的增加幅度降低，因此，将主剂质量分数定为14%～17%较为合适（图2）。

图1 主剂优选实验

图2 固化剂优选实验

2.3.2 固化剂含量优选

固化剂可降低体系的固化时间，增加封堵强度，提高封堵效果。调剖体系固化时间随固化剂质量分数的增加而大幅度减少；固化剂含量占主剂含量超过1.0%后，随固化剂质量分数的增加，固化强度的增加幅度降低，因此将固化剂含量定为主剂含量的1.0%～1.2%较为合适。

2.3.3 增稠剂含量确定

高温、高矿化度环境会引发主剂中单体的析出，导致堵水剂出现分层现象，增稠剂可增加体系的长效稳定性能，有效避免体系固化后的分层现象。实验表明，添加1%的增稠剂后，分层现象得到极大改善。通过配方和添加剂实验，形成堵水剂配方体系：耐温耐盐堵水剂组成（60～90 ℃、矿化度74 121.9 mg/L）为：14.0%主剂+1.0%固化剂+1.0%增稠剂（图3）。

图3 增稠剂优选实验

2.4 堵水剂物理模拟实验

开展堵水剂岩心封堵物模拟实验评价堵水剂在高温、高盐环境下的封堵能力。堵水剂在高温、高矿化度条件下对岩心的封堵能力较好，岩心突破压力均高于12 MPa，岩心封堵率在97%以上，可满足现场的堵水需要（表8）。

表8 堵水剂模拟实验

3 对应调堵工艺研究

注水井调剖和采油井堵水技术是油田高含水后期剩余油挖潜的两项重要措施，其主要挖潜机理是改变驱替流场，扩大波及体积。深部调剖措施重点是挖潜厚油层内水井周围低渗透剩余油，以流场纵向调整为主，采油井堵水通过封堵高含水薄层或厚油层高含水层段挖潜剩余油，以流场平面调整为主[6]。针对AK油田的实际情况，采用3DSL流线数值模拟技术优化调堵参数设计，研究了一注三采情况下对应调堵的措施效果和采出特征，定量给出注采井间、层间流量关系，计算出水井注水量和其驱出油量关系，即水井驱油效率[7]。

3.1 模型参数设定

模型总厚度为20 m，注采井距为300 m，水平方向划分为30个小层。3个渗透率段，每10个小层为一个渗透率段，分别为100×10-3，500×10-3，1 400×10-3m2；垂直方向上的渗透率为水平方向渗透率的1%。地层孔隙度分别为20%、26%、30%；原始含油饱和度为75%，含水饱和度25%。原油密度和水密度分别为0.860 g/cm3和0.997 g/cm3；原油黏度和水黏度分别为10.0 mPa·s和0.4 mPa·s；地层压力和饱和压力分别为11.27 MPa和8.6 MPa；完井半径0.125 m[8]。

3.2 模拟措施方案及结果

从地质模型出发，模拟设计水驱，堵水、调剖、调堵结合等4个对比方案，在水驱综合含水率93%时开始，水井日注水量150 m3，水井注调剖剂与油井堵水同时进行。调堵结合措施目的层中、高渗透层。深部调剖深度为50 m，调剖方法采用传导率法和流体法相结合，即先将凝胶调剖剂注入地层，模拟调剖剂注入地层过程，然后通过降低波及区域传导率模拟调剖剂交联封堵过程，全面反映出凝胶调剖过程。堵水采用修改网格传导率方法，堵水深度10 m。依据室内和矿场经验，调剖剂有效期控制为720 d。

模拟结果对比显示（表9），与方案0对比，截止模拟时间结束，方案1增加采收率0.13%，综合含水高出0.12%；方案2增加采收率0.31%，综合含水下降1.27%；方案3增加采收率0.51%，其比方案2和方案1增加采收率之和还多出0.07%，模拟结束含水与方案3相当，说明调堵结合其中蕴藏两措施的协同效果。

表9 调堵结合数值模拟效果

3.3 井组区域模拟效果对比

模拟4套方案生产情况，方案3和方案1在措施开始后即刻出现产液下降，产液下降持续于调堵期，对生产后期影响小。方案3与调剖措施方案2在生产后期出现产液下降，对措施早期和中期影响不大，这是深调效果[9]。分析调堵井区综合含水曲线（图4），方案3措施后出现3个含水下降阶段。第1含水下降阶段出现于措施开始后，为堵水见效期，堵水封堵了水流通道，使驱替流体转向驱动剩余油富集区，含水综合下降；第3含水下降期为深调见效期，深调措施驱动水井低渗透剩余油带到达油井，含水下降，由于驱动剩余油距离油井远，运移时间长，所以到达油井时间最晚；第2含水下降期位于前两个含水下降期中间，从原理上分析，方案3封堵水流通道后，减少了调剖剂沿水窜通道方向侵入深度，增加其对剩余油富集区域波及范围，由于这部分油主要是调剖剂转向驱油效果，先于深调驱动的剩余油到达油井[10–11]。

图4 模拟方案产液特征曲线

4 结论

（1）哈萨克斯坦AK油田储层温度高，矿化度高，沉积环境复杂，非均质严重。现有调堵剂配方体系在高温高盐条件下成胶性能及体系稳定性差，断链脱水现象严重，难以适应海外高温高盐油藏剩余油挖潜的措施要求。

（2）高温高盐调剖剂研究实验优选满足矿化度50 000～100 000 mg/L及60～90 ℃酚醛体系调剖剂和堵水剂配方体系。岩心封堵物模评价实验表明，高温、高矿化度条件下对岩心的封堵能力较好，岩心突破压力均高于12 MPa，岩心封堵率在97%以上。

（3）利用流线模拟优化调堵工艺参数，模拟结果显示井组对应调堵后综合含水率降低1.18%，采收率提高0.51%。