苏北盆地ZC油田废弃钻井液再利用调剖工艺

卓龙成，王 波，张金焕，胡文东，张露曼

(中国石化华东油气分公司泰州采油厂，江苏泰州 225300)

ZC油田位于苏北盆地东台坳陷溱潼凹陷，主要含油层系为Es1油藏。油藏中部深度1 584.00 m，渗透率103～5 862 mD，孔隙度15.5%～34.7%，原始地层温度74 ℃，地下原油黏度26.8 mPa·s，地层水矿化度19 780～21 360 mg/L，水型Na2SO4，含油面积0.5 km2，原油地质储量178×104t，属于高孔、中—高渗小断块油藏。ZC油田已进入高含水开发后期，截至2017年底，该油田有采油井17口，注水井6口，日产油量20.0 t，综合含水率95.5%，采油速度0.57%，地质储量采出程度36.92%，属于典型的“双高”油藏。储层整体以正韵律为主，注水开发时多表现为底部高渗带水淹，水窜现象严重，水驱动用程度低，注水井需要采取调剖措施，提高低渗层的动用程度。

ZC油田现已进入注水开发后期，由于油藏非均质性较强，导致注入水波及系数较小，大量注入水沿着高渗透层窜流，低渗透层很少被波及到，注入水利用率低。目前，国内已经开展了各种调剖堵水工艺研究，研究出了冻胶类、沉淀类等调剖堵水剂，现场应用取得了一定效果，但也存在施工周期长、有效期短、需要进行大剂量多段塞深部处理、调堵剂用量大和成本高等问题，制约了调剖堵水工艺的应用[1-2]。

笔者针对ZC油田高含水期的开发特征及剩余油分布特征[3-5]，借鉴国内不同的调剖堵水工艺[6-13]，研发了废弃钻井液调剖体系，形成了废弃钻井液再利用调剖工艺，即向地层注入废弃钻井液，在地层的大孔道中堆积颗粒形成封堵，使注入水转向中低渗含油较多的区域，驱替其中的剩余油，提高注入水的利用率,从而提高采收率；同时，利用废弃钻井液配制调剖体系既可减轻钻井液对环境的污染，又可降低调剖成本。

1 废弃钻井液调剖体系的研制

1.1 试验设备

主要仪器设备有NB-1型钻井液密度计、NDJ-8S旋转黏度计、雷磁PHS-25型pH计、NGJ-3S型数显高速搅拌机、BSRD-1252A(C)型稠化仪和DF-101Z集热式恒温加热磁力搅拌器。

1.2 废弃钻井液调剖体系的配方优选

现场采集的废弃钻井液密度为1.12 g/cm3，含水率76.67%，含油率8.29%，固相含量15.04%。因其颗粒物质较多，容易形成沉淀堆积，导致堵塞井筒及近井地带，所以废弃钻井液调剖体系要具有一定的悬浮性、分散性，从而达到较好的调剖效果。

1.2.1 悬浮剂优选

对油田常用的羧甲基纤维素(CMC)、非离子聚丙烯酰胺(NPAM)和阴离子聚丙烯酰胺(APAM)等3种悬浮剂进行悬浮性能评价试验，结果如图1和图2所示。

图1 悬浮剂加量与初始沉降时间的关系Fig.1 Relation between the dosage of suspending agent and the initial settling time

图2 悬浮剂加量与完全沉降时间的关系Fig.2 Relation between the dosage of suspending agent and the full settling time

从图1可以看出，APAM的悬浮性能优于CMC，但三者的变化趋势相似，沉降时间随加量增大先缩短后增长。从图2可以看出，悬浮剂加量均较小时，聚丙烯酰胺(PAM)的悬浮性能优于CMC，但随着加量增大，CMC的完全沉降时间远大于PAM。因此，通过综合考虑，选用CMC作为悬浮剂。

1.2.2 分散剂优选

对筛选出的纯碱(Na2CO3)和表面活性剂(油酸钠)2种分散剂进行性能评价，结果如图3所示。从图3可以看出，纯碱的悬浮性能较差，油酸钠的悬浮性能较好，沉降时间较长，且随着加量增大，性能更好。因此，选用油酸钠作为分散剂。

图3 分散剂加量与沉降时间的关系Fig.3 Relation between the dosage of dispersant and the settling time

1.2.3 固化剂优选

对初选的2种固化剂配方进行抗压强度性能评价，用压力试验机测其破裂压力，计算抗压强度，测试2种配方在不同养护时间下的抗压强度。

配方1初选废弃钻井液固相和水泥，并按照不同质量比加入增强剂，加压成模后养护3 d，测试其抗压强度，结果见表1。从表1可以看出，加入增强剂CaO后能够提高配方1的抗压强度，根据测试结果确定配方1中废弃钻井液固相、水泥和增强剂的质量比为1∶2∶0.01。

表1 配方1抗压强度测试结果Table 1 Result of the compressive strength test with formula 1

配方2初选废弃钻井液固相和稀土矿粉，按照不同质量比进行配制，加压成模后养护3 d，测试其抗压强度，结果见表2。根据测试结果确定配方2中废弃钻井液固相和稀土矿粉的质量比为1∶1。

表2 配方2抗压强度测试结果Table 2 Result of the compressive strength test with formula 2

对上述2种配方进行固化试验，由试验结果(见图4)可知，加入固化剂后，其抗压强度随着养护时间增长而增强，且配方1的固化效果优于配方2，因此采用配方1作为固化剂。

图4 固化剂抗压强度与养护时间的关系Fig.4 Relationship between the compressive strength and the maintenance time of curing agents

1.2.4 缓凝剂优选

根据固化剂优选结果，在室温、常压下，使用稠化仪测定固化剂在不同缓凝剂(磷酸盐和丙烯酰胺衍生物)加量条件下废弃钻井液的稠化时间，评价其缓凝性能，结果如图5所示。

图5 缓凝剂加量与稠化时间的关系Fig.5 Relation between the dosage of retarder and the thickening time

从图5可以看出：随着缓凝剂加量增大，废弃钻井液调剖体系的稠化时间逐渐增长，丙烯酰胺衍生物的缓凝效果优于磷酸盐。因此，选用丙烯酰胺衍生物作为缓凝剂。

1.3 废弃钻井液调剖体系配方确定

根据上述优选结果，确定废弃钻井液调剖体系的配方为钻井液固相+水泥+增强剂CaO+0.02%CMC(悬浮剂)+0.30%油酸钠(分散剂)+0.20%丙烯酰胺衍生物(缓凝剂)，其中钻井液固相、水泥和增强剂CaO的质量比为1∶2∶0.01。按此配方配制的废弃钻井液调剖体系的悬浮性能和分散性能良好，能够满足调剖要求。

2 调剖体系封堵性能影响因素

苏北盆地ZC油田的地层渗透率主要为300～500 mD，因此采用渗透率为300～500 mD的填砂管进行室内模拟试验，分析搅拌速率和pH值对废弃钻井液调剖体系封堵性能的影响。

2.1 搅拌速率

配制好的废弃钻井液调剖体系在室内采用不同搅拌转速搅拌后，进行岩心封堵试验，结果见表3和表4。

表3废弃钻井液调剖体系经1000r/min转速搅拌后的封堵结果

Table3Resultofwasteddrillingfluidprofilecontrolpluggingafterstirringathighspeedof1000r/min

注浆量/孔隙体积渗透率/mD封堵前封堵后封堵率,%最大注水压力/MPa0.1305.67176.1942.366.150.3341.33147.3256.8414.230.5327.84123.9662.1915.64

表4废弃钻井液调剖体系经10000r/min转速搅拌后的封堵结果

Table4Resultofwasteddrillingfluidprofilecontrolpluggingafterstirringathighspeedof10000r/min

注浆量/孔隙体积渗透率/mD封堵前封堵后封堵率,%最大注水压力/MPa0.1412.78151.6163.279.250.3386.2692.1276.1518.690.5359.4349.1786.3219.66

从表3和表4可以看出，经过不同转速搅拌处理后调剖体系的封堵性能有了明显改善，转速越高，封堵性能越好，注入调剖体系后再次注水时的压力最高峰值也越大。

2.2 pH值

配制不同pH值的废弃钻井液调剖体系，进行岩心封堵试验，结果见表5和表6。从表5和表6可以看出，当废弃钻井液调剖体系的pH值为8.0～9.0时，其封堵性能并没有明显提高；但当废弃钻井液调剖体系的pH值提高至9.5以上时，其封堵性能得到了明显的增强，仅注入0.1倍孔隙体积的废弃钻井液调剖体系，后续注水的最大压力已超过20 MPa，这是因为pH值改变后，会使废弃钻井液调剖体系内的固相颗粒的粒径分布发生变化，可以提高其黏度，从而能够改善其封堵性能。

表5pH值为8.16时废弃钻井液调剖体系的封堵结果

Table5ResultofwasteddrillingfluidprofilecontrolandpluggingunderpHvalueof8.16

注浆量/孔隙体积渗透率/mD封堵前封堵后封堵率,%最大注水压力/MPa0.1365.55200.0745.274.250.3407.24205.2149.618.130.5426.79177.4258.4313.71

表6pH值为9.75时废弃钻井液调剖体系的封堵结果

Table6ResultofwasteddrillingfluidprofilecontrolandpluggingunderpHvalueof9.75

注浆量/孔隙体积渗透率/mD封堵前封堵后封堵率,%最大注水压力/MPa0.1475.410100.0020.130.3517.570100.0020.65

从表5和表6可以看出，提高废弃钻井液调剖体系的pH值，可以增强其封堵效果。

3 现场试验

ZC油田投产至今已历时27年，目前综合含水率已经高达95.5%。由于储层整体以正韵律为主，注水开发时多表现为底部高渗带水淹，水窜现象严重，层间、层内矛盾加剧，导致油井含水率上升过快，产量下降，因此在该油田开展了废弃钻井液调剖试验。

2016—2017年，废弃钻井液调剖体系在QK-23井取得了显著的调剖效果，此后进一步优化了废弃钻井液调剖体系，又在QK-11井、Z7B井和CZ14井等井进行了试验，累计注入废弃钻井液10 487 m3，3口井调剖前注水压力为10.7～11.0 MPa，调剖后注水压力为12.3～15.5 MPa，平均注水压力提高4.1 MPa，油井累计增油358.23 t，节约钻井液处理费419万，效益显著，基本情况见表7。

表7 调剖前后注入压力对比结果Table 7 Comparison on injection pressure before and after profile control

常规堵剂成本为570～600元/m3，废弃钻井液仅为运输费用(62.5元/m3)，累计节约63.5万元。废弃钻井液固化对环境有一定影响，且固化处理费用高，废弃钻井液处理费按400元/m3计算，节约废弃钻井液处理费用50.08万元。

3.1 典型井试验

QK-23井于2004年6月开始注水，吸水剖面监测显示层间吸水差异较大；2005年9月前注水量为60 m3/d，注水压力为4.5 MPa，9月开展化学药剂调剖，调剖后注水量60 m3/d，注水压力为7.8 MPa； 2008年调剖失效，注水压力逐渐恢复至4.5 MPa。

此次调剖拟封堵半径为5.00 m，封堵层段厚度为37.40 m，处理层孔隙度为26%，计算出调剖剂用量为763 m3。

设置爬坡压力为0.3 MPa/d，门限压力为15.0 MPa，初始注入密度1.03 g/cm3，上限注入密度1.09 g/cm3，首先选择注入速度100 m3/d，并加入0.2%CMC+0.3%油酸钠，在加药罐稀释后泵入井内。

注入过程中不断分析调整，累计注入密度为1.15 g/cm3的废弃钻井液调剖体系1 252 m3，注入排量72 m3/d，注入泵压由7.0 MPa升至11.0 MPa。由于废弃钻井液不足，废弃钻井液调剖体系注入量未达到设计预定值，决定用膨润土、水泥和粉煤灰配制调剖体系，注入过程中不断上调密度，将密度调整至1.07～1.18 g/cm3，共计注入698 m3，注入压力升至15.8 MPa，达到设计压力，结束调剖施工，随后转入注水。

3.2 效果评价

通过同位素吸水剖面测试可知，QK-23井采用废弃钻井液调剖后原主吸水层吸水比例由52.1%降至14.3%，难吸水层吸水比例由17.6%升至35.7%(见图6)。从图6可以看出，采用废弃钻井液调剖体系调剖后封堵了原注水大孔道，提高了注水压力，同时使原来几乎不吸水的层位开始吸水，进而改善了吸水剖面，达到了调剖的目的。

图6 QK-23井调剖前后吸水剖面对比Fig.6 Comparison on the water injection profiles before and after profile control in Well QK-23

4 结论与建议

1) 利用废弃钻井液调剖体系在ZC油田高渗透油藏进行了注水井调剖，实现了注水井大孔道的封堵，改善了注水井的吸水剖面，使原来难动用的剩余油得到动用，提高了采收率；同时,实现了废弃钻井液再利用，降低了调剖成本，节省了废弃钻井液处理费用。

2) 由于试验条件的限制，该技术研究过程中未能对封堵的填砂管进行调剖深度研究，也未考虑废弃钻井液与地层孔喉的配伍性，建议在现有研究的基础上，考虑上述因素后，建立适合华东地区油藏条件的物理模型，进行进一步研究，以更好地指导现场施工。