高温高盐低渗透油藏调剖技术研究及应用

吴玉昆，邓明坚

（中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院，湖北武汉 430035）

江汉油区低渗透油藏主要是潜43油组，广泛分布在王场油田、黄场油田和广华油田，油藏埋深为2000～3500 m，平均有效厚度3～8 m，地层温度90～120℃，平均空气渗透率（26～47.5）×10－3μm2，地层水矿化度（28.5～32.8）×104mg／L。目前潜43油组已全面进入中高含水开发阶段，尤其是2005年以来，潜43油组含水上升势头加快，虽然不断地扩边和补充新井，但稳产形势仍然十分严峻。通过分析，导致潜43油组含水上升的主要原因一是天然和人工裂缝水窜；二是低渗透平面内孔隙水窜。为此，针对潜43油组的地质情况及地层水窜类型，研发了JCYJ－1和JCDC－1调剖剂，并在黄35斜－4井开展了现场试验，见到了较好的增油降水效果。

1 JCYJ－1调剖剂研究［1－5］

1.1 不同矿化度下JCYJ－1的膨胀性能（常温）

配制不同矿化度的矿化水，取500 mL倒入高温高压养护釜中，称取JCYJ－1样品2 g，用纱布包好，放入盛有矿化水的高温高压养护釜中密封浸泡，称量在常温下的滤干水分样品重量，计算经过不同时间后样品的膨胀倍数，实验结果见图1。从中可以看出：①在不同的矿化度下，JCYJ－1均具有较好的膨胀性能。②随着矿化度的升高，JCYJ－1膨胀倍数会有所降低，但弹性不受影响，仍具有较好的封堵性能。③随着时间的延长，JCYJ－1膨胀倍数逐渐增大，8～12 h内膨胀最快，24 h后膨胀倍数增加缓慢，72 h以内基本完成膨胀过程。

1.2 不同矿化度下JCYJ－1的膨胀性能（120℃）

图1 不同矿化度下JCYJ－1的膨胀性能实验（常温）

高温下的膨胀性能实验方法参照常温进行，实验结果见图2。从中可以看出：①与常温条件相比，12 h内高温下JCYJ－1膨胀速度加快，12 h后开始收缩。②JCYJ－1膨胀倍数呈现先增大后略降低现象，即调剖剂先涨大，后略收缩，但收缩比例不大（8%～14%），仍然具有较好的膨胀性能。③随着矿化度的升高，膨胀倍数会有所降低，但弹性不受影响，仍具有较好的封堵性能。

图2 不同矿化度下JCYJ－1的膨胀性能实验（高温）

1.3 岩心模拟实验

采用三轴岩心实验装置进行JCYJ－1模拟实验，使调剖剂可以直接与岩心断面接触，减少了容器及管线环节；另外该装置一次可同时并联三个不同类型的岩心，模拟不同渗透率级差实验，通过观察挤堵剂前后各岩心流量变化，来反映调剖剂改善剖面的能力，模拟情况更加接近实际工作。

1.3.1 不同渗透率级差岩心实验

为了观察JCYJ－1通过不同渗透率岩心后剖面调整情况，开展了相关实验，结果见表1、表2、图3。通过上述实验可以看出：JCYJ－1调剖后注入压力逐步升高，吸水剖面逐步得到改善，高吸水层相对吸水量逐渐降低，低吸水层相对吸水量逐渐升高，达到了改善吸水剖面的目的。

表1 三块不同渗透率岩心基本数据

表2 堵剂对不同渗透率岩心封堵实验结果

图3 模拟渗透率级差剖面吸水率变化情况

1.3.2 模拟裂缝岩心驱替状况

根据裂缝发育岩心不同情况（表3），开展了模拟裂缝岩心实验，结果见表4、图4。通过实验可以看出：JCYJ－1调剖剂对油水井直接连通的特大裂缝基本没有效果，关闭直通性裂缝岩心后，微小裂缝与非裂缝岩心吸水剖面发生较大的变化，吸水剖面改善较好。

表3 三块不同裂缝发育岩心基本数据

表4 堵剂对裂缝发育程度不同岩心封堵实验数据

图4 模拟裂缝地层调剖剖面吸水率变化情况

2 JCDC－1调剖剂研究

2.1 温度对JCDC－1的影响

由于温度决定JCDC－1的反应情况，因此，重点研究了温度对JCDC－1的影响。在密封恒温条件下，观察JCDC－1在不同温度下成胶时间，结果见表5。从中可以看出：随着温度的升高，反应时间缩短。

表5 不同温度下反应时间情况

2.2 浓度对JCDC－1的影响

通过研究不同浓度与反应时间的关系，发现随着浓度的升高，交联时间缩短。从凝胶生成量来看，随着主剂浓度的增加，形成的凝胶越多，上部游离水越少，凝胶从淡乳白色向白色过度，用玻璃棒沉降深度实验法观察其强度，发现凝胶强度越来越高，说明凝胶强度与主剂及交联剂浓度有关。

2.3 矿化度对JCDC－1的影响

将JCDC－1放置在不同矿化度水中（130℃）恒温30 d，结果见表6。从中可以看出：JCDC－1耐盐性能良好。

表6 不同矿化度对凝胶影响实验

2.4 岩心模拟实验

2.4.1 单管岩心封堵实验

选取潜43地层岩心，先用清水驱替测堵前渗透率K1，记录不同排量下启动压力，然后在1～3 mL／min的排量下驱替堵剂2 PV，或驱替至岩心出堵剂为止，然后停止挤堵剂，关闭岩心进出口闸门，密封静止，130℃下，反应12 h，必要时先清洗进口管线及岩心进口端面，然后用清水测水相渗透率K2及不同排量下启动压力，计算堵剂岩心的封堵率，实验结果见表7。从中可以看出：JCDC－1堵剂对潜43的岩心具有较好的封堵效果，封堵率达到95%以上。

2.4.2 双管岩心封堵实验

选取两块具有不同渗透率的地层岩心，采用两块岩心并联的驱替方式，开展JCDC－1调剖剂对高、低渗透率岩心的封堵情况实验，结果见表8。从中可以看出：不同渗透率的岩心挤堵前后分支流量及渗透率发生了较大变化，挤堵后渗透率高的岩心流量降低较大，渗透率低的岩心流量增加。从渗透率变化看，渗透率高的岩心渗透率降低较大，而渗透率低的岩心渗透率只略微降低，达到了封堵高渗透层保护低渗透层的目的。

表7 岩心封堵实验数据

表8 岩心实验数据

3 现场应用

3.1 调剖剂选择依据

对于低渗透裂缝油藏，开发初期和含水上升初期主要以裂缝水窜为主，可以只选择JCYJ－1调剖剂；对于注水压力高、层薄、注水压力随排量上升快的井，选择JCDC－1调剖剂；对于表现出裂缝水窜与低渗透孔隙水窜并存的状况，采用JCYJ－1调剖剂与JCDC－1调剖剂复合调剖，即先进行JCYJ－1调剖剂调剖，然后进行JCDC－1调剖剂调剖。JCYJ－1调剖剂主要封堵裂缝，裂缝前缘被封堵后注入水只能向水窜的孔隙推进，随后挤入的JCDC－1调剖剂就能够进一步封堵孔隙水窜，达到封堵水窜通道，提高注水波及面积和水驱效率的目的。

3.2 调剖施工设计

3.2.1 段塞设计及用量

JCYJ－1调剖段塞：清水－JCYJ－1调剖剂段塞－清水－关井反应5 d（压力扩散）。JCYJ－1调剖剂用量：油层0.8～1.5 t／m，根据水窜状况和压力确定浓度。

JCDC－1段塞：可采用多段塞的方式，段塞挤入顺序为：清水－前置液－调剖剂－后处理液－清水。JCDC－1调剖剂用量：根据水窜状况和压力确定用量，油层8～10 t／m。

段塞组合及段塞数的多少可根据地质情况和压力变化适当增减。

3.2.2 施工参数

施工排量控制：5～12 m3／h，施工压力：小于40 MPa，最高压力小于地层破裂压力的80%。

3.2.3 施工管柱及井口

施工管柱：根据井况决定是否下封隔器保护套管，为了保证JCYJ－1调剖剂不至于沉积埋住油层，一般管柱下到油层以下5～10 m。下封隔器施工，必须使用新的措施油管。

3.3 黄35斜－4井现场试验

3.3.1 基本情况

该井施工层位潜43，厚度2.0m／1层，井组对应3口油井，即黄36－1井、黄36－2井、黄35－1井。通过动态分析，黄35－2井至35－4井方向存在裂缝水窜，同时裂缝边缘存在水洗带，因此，决定利用JCYJ－1调剖剂抑制裂缝水窜，再使用JCDC－1调剖剂抑制裂缝边缘水洗带孔隙水窜。

3.3.2 施工简况

黄35斜－4井从2009年12月2日开始，历时8天，施工排量45～315 L／min，累计挤入液量1098 m3，其中，JCYJ－1调剖剂951 m3，JCDC－1调剖剂147 m3。JCYJ－1调剖剂施工压力从17 MPa上升到30.7 MPa，JCDC－1调剖剂施工压力从9.5 MPa上升到21.2 MPa。

3.3.3 调剖效果分析

（1）吸水指数下降。调剖前后吸水情况见图5，从中可以看出：调剖后指示曲线变陡，吸水指数降低，表明裂缝吸水特征得到抑制，调剖剂产生了一定的效果。

（2）压降曲线变缓。调剖前后压降曲线如图6。从中可以看出，调剖前关井后压力下降较快，调剖后关井后压力下降较为平缓，这也表明调剖见到了封堵效果。

图5 黄35斜－4井调剖前后吸水指示曲线

图6 黄35斜－4井调剖前后压降曲线

（3）井组产量上升。从调剖后的对应油井生产情况看，3口对应井均见到了增油效果，含水均有不同程度的下降，对应油井增产情况见表9。

表9 黄35斜－4井调剖增油效果

4 结论与建议

（1）通过动态分析及剩余油研究，江汉油田潜43油藏还存在相当多的“残油区”，开展以调剖为主的控水稳产技术研究十分必要。

（2）现场试验表明，研究的两种调剖剂能够满足江汉油田薄层低渗高温高矿化度油层调剖的需要。

（3）在单井调剖工艺成熟的基础上，建议选择合适的区块开展低渗透油藏区块整体调剖试验，综合运用示踪剂动态监测、调剖、堵水、解堵等多种手段，研究进一步提高区块采收率的技术。

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