特低渗透裂缝油藏调剖实践与认识

吴笃俊

（中国石化股份有限公司江汉油田分公司石油工程技术研究院 ，湖北 武汉430035）

引 言

坪北油田位于陕西省延安市安塞县和子长县境内，地处我国黄土高原中部，地面海拔1 250～1 651m，构造位于鄂尔多斯盆地东部的陕北斜坡，属岩性油藏，主要开发层系为 C4＋52、C61、C62，平均孔隙度为 11.9%，渗透率为1.5×10－3μm2，油层温度为50℃，地层水为 CaCI2型，总矿化度为8.4×104mg／L，CI－含量为5.3×104mg／L。

坪北油田属于特低渗透裂缝油藏，地层微裂缝发育，种类为天然裂缝和人工裂缝。其中：天然裂缝主要有两组，一组方位为 NE25°～NE45°，一组方位为 NW20°～NW45°，个别井有NW70°的微裂缝；人工裂缝主要方位为NE75°。因这些微裂缝都具有不稳定性的特性，从而加大了调剖工艺控水难度。坪北油田微裂缝通常情况下呈闭合状态，稳定性差，开启压力低，随注水压力升高微裂缝具有弹性扩张特性。大部分注水井在3～6MPa下不吸水，停泵后井口压力扩散慢，一旦压力高出启动压力后吸水能力大大提高，压力随注水量变化不明显。裂缝的这一特性给调剖工艺有效地抑制裂缝水窜带来一定困难，主要存在以下三个方面的问题。

1）裂缝水窜通道大，对堵剂强度要求高。

2）裂缝的不稳定性引起继续水窜。调剖后堵剂在裂缝中形成一定程度堵塞，引起注水压力上升，但压力上升后裂缝继续扩张，致使裂缝壁面与堵剂脱离，形成新的水窜通道。

3）调剖带来的污染减产。由于坪北油田微裂缝存在易张开的特性，水窜裂缝与含油裂缝启动压力差异较小，堵剂在封堵水窜裂缝的同时可能进入含油裂缝而造成污染。

为了解决坪北油田裂缝水窜问题，长庆油田坪北经理部先后研究和试验了三种类型的调剖剂，即颗粒凝胶、铬冻胶、地下合成凝胶。现场试验证明，地下合成凝胶调剖剂试验效果较好。

1 实验部分

1.1 试验条件

试验温度为20℃和50℃。

1.2 试验配方

（10%～12%）AM＋0.1%YFJ＋0.02%JLJ＋0.02%稳定剂。

1.3 试验方法

先将丙烯酰胺单体用清水溶解，然后按配方要求加各种添加剂，搅拌均匀。将配好的堵剂装入带塞比色管中密封，分别在20℃ 和50℃ 的温度下保持恒温，观察在常温和地层温度条件下发生聚合反应的时间。

1.4 堵剂交联时间及性状

室内实验证实，堵剂在20℃ 和50℃下发生聚合反应的时间分别为72h和5h，聚合反应前液体粘度为1mPa·s（如清水），聚合反应后堵剂成整体凝胶（如橡皮块状），凝胶体具有较好的压缩和弯曲弹性变形特性。

1.5 堵剂对裂缝的封堵性能

在人造岩心上用锯条在平行于岩心轴心处锯入深度为7～8mm，宽度为2～3mm的裂缝。将人造裂缝岩心装入岩心夹持器，然后挤入堵剂，关闭岩心夹持器两端阀门，将岩心夹持器置于水浴锅中，在50℃ 温度条件下恒温10h，然后取出岩心，小心清理岩心表面堵剂；再将岩心装入岩心夹持器，在2mL／min排量下挤入清水，测定在裂缝中最高突破压力，计算岩心突破压力梯度（图1）。

图1 模拟裂缝岩心实验流程图

突破压力梯度表征调剖剂的强度，为单位长度上的突破压力。

式中：PL－突破压力梯度，MPa／m；Pb－调剖剂在裂缝中被突破时的最大压力，MPa；L－调剖剂段塞长度，m。

依据岩心模拟试验数据，计算出不同堵剂对同尺寸裂缝岩心的封堵情况（表1）。

表1 不同堵剂对同尺寸裂缝岩心封堵情况数据表

2 聚合反应及调剖机理

2.1 聚合反应机理

凝胶是由丙烯酰胺单体、交联剂、引发剂及稳定剂通过聚合反应形成的，反应大致分两步进行。

第一步：丙烯酰胺单体（CH2＝CHCONH2）在引发剂作用下 “C＝C”双键断开并相互连接聚合成长链分子（粘度升高）。

第二步：长链分子上的酰胺基团“C＝O”双键断裂，产生桥连，形成网架结构的弹性凝胶。

2.2 调剖机理

该工艺是将单体、引发剂等化学试剂用清水分别溶解，现场施工时按一定比例混合均匀后注入地层，调剖剂在施工参数（低排量、低压力）下优先进入水窜通道，在地层条件下经过一定时间发生聚合反应，形成网状结构的弹性凝胶（图2）。凝胶在注水压力作用下被压缩膨胀后紧贴扩张的裂缝壁面，避免了调剖后因裂缝扩张产生的堵剂与裂缝壁面脱离现象，有效地抑制易扩张裂缝水窜，达到提高水驱效率的目的。

图2 凝胶实验照片

3 现场应用效果

坪北油田自2006年开始地下合成凝胶调剖试验，于2009年取得突破性进展，试验4井次，当年累计增油1 250t。于2010年开始规模化推广应用，同时改进现场试验设备，截至2014年11月已累计进行现场试验71井次，工艺成功率100%，有效率80%，累计增油8 630t。

调剖技术的应用较好地控制了裂缝水窜，使得因严重水窜而停注的6口注水井恢复了连续注水，控制了8条水窜通道和两条注水外溢通道，主向水窜得到控制，侧向油井见效较好。特别是在试验井数较多的北二区实现产量稳中有升，综合含水上升率低于全油田0.7个百分点，自然递减低于全油田2个百分点，开发效果变好。

4 典型井例

4.1 抑制了由裂缝引起的强水窜通道，对应油井增油效果明显的井组

4.1.1 P50－108井组

调剖前：P50－108井注水引起P50－110井水淹（裂缝方向见图3），只能间歇注水，每月注水时间为15d，日注水量为5m3，注水压力为0MPa。P50－108井于2010年10月12日施工，累计注调剖剂50m3，其中，地下合成凝胶为30m3。

图3 P50－108井组对应关系平面图

调剖后：可连续注水，注水压力为5MPa。不仅控制了P50－110方向含水，而且与之反方向的P50－106井含水从62%下降到20%，日产油则从0.4t最高上升到1.9t，目前，稳定在1.3t左右，累计增油430t（图4）。

图4 P50－106井组采油曲线

4.1.2 P41－77井组

P41－77井于2001年9月注水，日注水量为10 m3，2003年引起P41－79水淹（图5），随后改间歇注水（月注水为10d），2006年4月停注。2012年5月7日进行调剖施工，调剖后水窜方向油井P41－79井产油量上升，含水下降，日产油从0.3t上升到1.2t，综合含水从78%下降到52%，截至2014年11月累计增油560t。

P41－77井调剖后能够恢复连续注水，主向水窜得到抑制，增油效果较好，能量得到有效补充，侧向油井产量稳定，达到了调剖目的。

图5 P41－77井组对应关系平面图

4.1.3 P40－92井组

P40－92井于2006年转注3个月后引起P41－91水淹（图6），此后，一直处于停注状态。2011年3月进行调剖，累计注调剖剂60m3，其中地下合成凝胶40m3。调剖后在连续注水情况下主向油井没有水窜，P41－91井产量稳定，侧向油井P39－91、P39－92、P41－90井见到增油效果，日增油0.7t，累计增油347t。

图6 P40－92井组对应关系平面图

4.2 抑制了注水外溢通道，促使本油区油井见效的井组

P58－82井位于本油田西南边部，与延长油矿相邻，于1998年开始注水，累计注水达5.7×104m3，长期以来该井组所对应的油井不见效，而相邻的延长油矿油井产量较好。分析认为，P58－82井注入水在沿裂缝方向（NE75°左右）向延长油矿方向外溢，才使得本油区油井见不到注水效果。2011年4月对该井进行调剖，一个月后周围的3口油井（P3426、P59－83、P57－83井）都见到动态反应，日产液量、油量也明显上升，井组日增油0.9t，累计增油345t。

5 结论与认识

1）坪北油田地层微裂缝的不稳定特性加大了调剖控水难度，常规的调剖剂不能抑制裂缝继续扩张引起的水窜，只有利用高强度弹性凝胶的弹性变形才能抑制不稳定裂缝水窜。

2）地下合成凝胶调剖剂地面配液后粘度低，可泵性好，有利于选择性地进入吸水能力强的水窜裂缝，但必须在低排量、低压力下施工，否则堵剂会进入非窜层段造成污染，引起调剖后井组减产。

3）地下合成凝胶调剖剂强度高，弹性变形好的特点，对坪北油田不稳定裂缝水窜封堵效果较好，增油控水效果明显，同时对与鄂尔多斯盆地油藏同类的长庆油田、延长油矿也具有推广价值。

4）本工艺适合于地层温度低于60℃的地层施工。既可以笼统施工，也可以在不动原分层注水管柱的情况下分层施工。聚合反应是一个连锁的快速反应，一旦反应开始即难以控制，因此必须有可靠的配套调剖施工设备，并在专业人员指导下施工。

［1］刘一江.化学调剖堵水技术［M］.北京：石油工人出版社，1999：6－10.

［2］杨立民，侯吉瑞，宋新民，等.低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究［J］.油田化学，2006，23（04）：338－340.

［3］郭虹，黎晓茸，王伟.对低渗透油藏裂缝的认识及治理对策探讨［J］.石油化工应用，2013，32（10）：15－17.