含油污泥精细深部调驱技术在吴起采油厂的应用

高超利，鲁永辉，梁 锋，彭海东，王长伟，汪昌尧，蔡永孝，齐晓霞，刘晶静.

(延长油田股份有限公司吴起采油厂，陕西延安 717600)

对于低渗、特低渗油藏，由于其致密的基质体系、复杂的裂缝网络，油藏非均质性非常严重，因此，经过多年的注水开发，油水井水窜水淹严重。利用油田生产过程中产生的含油污泥进行调剖调驱是污泥资源化利用和水驱效果改善的高效手段[1-3]。近年来，含油污泥调驱技术虽然在国内部分油田开展了小规模的矿场先导性试验，但是由于调驱体系配伍性、污泥与地层适应性等多重因素，含油污泥调剖技术的应用效果不尽理想[4-6]。

为提高含油污泥调剖技术的应用效果，吴起采油厂通过结合井间示踪技术、优化含油污泥调驱体系，形成了一套以油藏非均质性特征及开发过程中注入流体分布的信息为基础的多尺度含油污泥深部调驱技术，并在吴起采油厂获得了较好的增油降水的矿场应用效果，其中49-469井组由措施前的综合含水73.71%下降到50.42%，日产油由原来的4.30 t上升至9.24 t。

1 井间示踪分析技术

油田进入注水开发后期，由于油藏的各向异性、油水黏度差及水动力场的不平衡，造成注入水在纵向上的单层突进和平面上的舌进，使生产井过早见水，大量的剩余油残留在油藏中；而含油污泥调驱技术的特点就决定了其在应用过程中应当考虑含油污泥本身及不同类型含油污泥调驱体系与水窜通道的适应性问题，从而提高含油污泥调驱剂组合对水窜通道封堵的有效性。通过检测周围油井中示踪剂的浓度产出曲线，应用各种分析手段，便能反馈出油层地质参数和注入水的流动特征，为含油污泥调驱技术的高效应用提供重要依据[7-8]。

1.1 井间连通特征

2017年3月10日，吴起采油厂对49-469井组进行了示踪剂检测，其中49-1127井、49-1128井、49-291井3口油井未检测到示踪剂，油井49-293井(Y10)无样；从已监测得到的数据判断，49-374井、49-468井、49-470井、49-1126井4口油井见到了示踪剂，说明这4口监测油井和49-469井之间存在连通通道。结合本次示踪监测结果及曲线拟合出的高渗透通道等情况，得出在示踪监测期间该井组的纵向连通情况，如图1所示。

图1 49-469井组纵向上连通示意Fig.1 Diagram of vertical connection of 49-469 well group

1.2 平面上非均质性特征

通过采用示踪剂峰值所对应的时间来计算注水推进速度，由表1可以看出，49-1126井的推进速度最快，高达46.8 m/d；49-468、49-470井次之，分别为42.83 m/d、32.7 m/d；49-347井为10.08 m/d。说明在该井组注入水沿裂缝通道快速到达采油井，东北—西南方向裂缝发育较好，注入在平面的推进是不均匀的，沿裂缝方向指进。水驱在平面上的推进方向为西南方向，长61层段的示踪剂流动方向为西南方向。

表1 49-469井组示踪剂推进速度Table 1 49-469 well group tracer propelling speed

1.3 油藏纵向上的非均质性分析

利用示踪剂解释软件，对示踪检测结果进行拟合计算，井间主渗通道的渗透率、厚度等参数结果如下。

1.3.1 注入水对受效井的贡献情况

通过拟合计算出示踪剂的回采量，可计算出各井示踪剂的分配水量比例和回采率(回采量与注入量的比值)，分配水量比例与各井的回采量成正比。用日注水量乘以分配水量比例可得分得日注水量，这些参数可表明注入井的注入水对各受效井的贡献情况。由表2数据可以看出：49-469井的注入水被注入49-1126井和49-468井中，为主要受效井；说明49-469井注入水各井的分配是极不均衡的，其平面非均质性比较严重。

表2 49-469井注入水对各受效井的贡献情况Table 2 Contribution of injected water from 49-469 well to each effective wells

1.3.2 主流通道物性参数

在计算物性参数时，首先要对示踪剂产出曲线进行拟合计算，在拟合产出浓度的过程中，利用计算浓度与实测浓度的差的平方和作为目标函数，确定的目标函数如下：

min(z)=∑(c计算-c实测)2

(1)

由表3可以看出，49-469井与47-1126井、49-468的连通通道的渗透率很大，分别为1 679.5 mD、4 061.3 mD，见示踪剂的时间较快，说明该井与注入井间存在连通性非常好的裂缝通道，注入水主要进入该通道中，说明存在高渗透甚至是裂缝通道。

表3 49-469井组井间主流通道物性参数Table 3 Physical parameters of main channel between the wells of 49-469 well group

1.3.3 非均质性参数

按照油藏非均质评价方法，计算得到相关非均质系数(洛伦兹常数、渗透率变异系数)。

表4 49-469井组油藏非均质系数Table 4 Heterogeneity coefficient of well 49-469 reservoir

由表4可以看出，49-469井组平面上非均质性较强，说明其注水指进现象严重。

2 含油污泥深部调驱剂体系研究

调剖剂的性能除了与地层水匹配外，还应具有良好的注入性和良好的稳定性[9-10]。针对吴起采油厂产生的含油污泥特性，研发了乳液型含油污泥调剖剂、体膨颗粒型含油污泥调剖剂和冻胶型含油污泥调剖剂，并优化出最佳配方。

2.1 乳液型含油污泥调剖剂

经室内反复实验，最终得到乳液型含油污泥调剖剂体系各组分适合的用量范围，并最终确定最佳配方，具体配方见表5。

表5 乳液型含油污泥调剖剂配方组成Table 5 Formulation of emulsion type oily sludge profile control agent

按标准《调剖剂性能评价方法》(SY/T 5590—2004)[12]中规定的析水率与沉降速率的测定方法[11-12]，经24 h沉降，析出清液体积4.7 mL，测得析水率为18.8%，沉降速率为0.003 mL/min。

2.2 体膨颗粒型含油污泥调剖剂

在室内，对含油污泥、单体、交联剂等用量进行反复配比，并根据吴起油田的地层温度，最终确定体膨颗粒型含油污泥调剖剂各组分用量范围与最佳配方，具体配方见表6。

2.2.1 抗盐性能评价

取按照表7配方合成的体膨颗粒型含油污泥调剖剂若干，将其置于不同离子浓度的水中，评价其吸水性能。

表6 体膨颗粒型含油污泥调剖剂配方组成Table 6 Composition of the formula of body granulated oily sludge adjuster

表7 试验用水阳离子组成Table 7 Experimental water cation composition

图2 吸水率与吸水时间的关系Fig.2 Relationship between water absorption rate and water absorption time

由图2可以看出，体膨颗粒型含油污泥调剖剂在一价阳离子高矿化度水中仍然有较好的吸水率。颗粒初期(16 h前)吸水速率较慢，有利于泵送至目标位置，注入性能良好。而二价阳离子对其膨胀倍数有较大的影响。

2.2.2 热稳定性能评价

将饱和吸水的体膨颗粒型含油污泥调剖剂分别置于50 ℃、70 ℃、90 ℃、120 ℃的恒温箱中100 d后，观测样品颗粒的强度变化，结果见表8。

由表8可知，在不同温度下体膨颗粒型含油污泥调剖剂饱和吸水后，挤压不易破碎，同时具有良好的弹性和弹性恢复，说明其具有良好的热稳定性。

表8 不同温度下吸水饱和样品的颗粒强度Table 8 Granular strength of saturated water samples at different temperatures

2.2.3 保水性能评价

图3 体膨颗粒型含油污泥调剖剂保水性能测试Fig.3 Test of water retention performance of granular oil-containing sludge modification agent

由图3可知，体膨颗粒型含油污泥调剖剂的保水率和加热时间成反比，但是失水率很小，加热到30 d时，其保水率仍然高达91.3%。说明该调剖剂在现场矿化水中有良好的保水性能。

2.2.4 吸水速率评价

称取相同质量的含油污泥体膨颗粒和普通体膨颗粒(HTYT-1)同时放入烧杯，加入等量的现场矿化水，常温下每隔固定时间测量其吸水倍数，实验结果如图4所示。

图4 含油污泥体膨颗粒和普通体膨颗粒吸水率对比Fig.4 Comparison of water absorption ratio between oil-containing sludge pump and general pump

从图4中可以看出，普通体膨颗粒在24 h前膨胀倍数高于含油污泥体膨颗粒，24 h时二者持平，到96 h二者基本持平。由于含油污泥体膨颗粒16 h前吸水速率慢，膨胀倍数小，随携带液很容易进入深部地层裂缝中，之后才开始吸水膨胀，而普通颗粒16 h基本达到最大膨胀倍数，因此普通颗粒不利于进入深部地层。

2.3 冻胶型含油污泥调剖剂

在室内，对复合离子、交联剂、强度改进剂、含油污泥、乳化剂等用量进行反复配比实验后，最终确定冻胶型含油污泥调剖剂的最佳配方，具体配方见表9。

表9 冻胶型含油污泥调驱剂配方组成Table 9 Composition of formula of oil-containing sludge flooding system

2.3.1 温度对调剖剂性能的影响

吴起采油厂的地层温度在45～65℃之间。试验结果(表10)表明：温度在45～65℃时，体系成胶时间和成胶强度变化不大，调剖剂能够正常交联，其成胶性不受温度限制的影响。

2.3.2 矿化度对调剖剂性能的影响

吴起采油厂取油层水为CaCl2型，矿化度为63 030 mg/L。为模拟矿化度变化对本调剖剂的影响，实验采用CaCl2配制不同浓度的溶液模拟地层水的矿化度。实验结果如图5所示，冻胶型含油污泥调剖剂成胶时间基本不受矿化度影响，当矿化度达到60 000 mg/L时，调剖体系仍有40 000 mPa·s的黏度，因此该调剖剂能满足吴起采油厂的实际需要。

图5 矿化度对调剖剂性能的影响(55 ℃)Fig.5 Effect of mineralization on the performance of the modulator (55 ℃)

2.3.3 pH值对调剖剂性能的影响

用柠檬酸或碳酸钠调节pH值，在50 ℃下考察pH值对成胶性能的影响。

表11 pH值对调剖剂性能的影响Table 11 Effect of pH on the performance of the causing agent

由表11中可以看出，当pH值小于10时，成胶速度和pH值成反比。强酸强碱都不利于成胶，在pH值介于4～7时，调剖剂性能良好。吴起采油厂地层水的pH值在6.0左右，该调剖剂适用于吴起采油厂。

2.3.4 剪切作用对调剖剂性能的影响

按以上配方配置好的溶液在150 s-1的转速下剪切不同时间，待成胶后测定其黏度。由图6可以看出，剪切时间与成胶强度成反比，与成胶时间成正比。当剪切时间小于20 min时，对冻胶整体成胶性能影响不大；当剪切时间大于30 min时，成胶强度急剧下降。所以在现场施工中，配液时搅拌时间不宜过长，搅拌速度不宜过快。注入过程中也要控制好压力和排量，减少剪切对胶体进入地层后成胶性能的影响。

图6 剪切作用对调剖剂性能的影响Fig.6 Effect of shear action on the performance of the causing agent

2.3.5 抗老化性能

图7 调剖剂抗老化实验Fig.7 Anti-aging experiment of the adjuster

用吴起采油厂现场矿化水按优选配方配制成冻胶型含油污泥调剖剂。分别将其置入不同密封容器中，将密封容器放入80 ℃的恒温箱，定期测量其黏度值，并记录。由图7可以看出，调剖剂的抗老化性能好，恒温180 d后黏度保留率仍有53%，能保持长期稳定。

2.4 调剖剂段塞组合封堵性能评价

使用单一乳液型含油污泥调剖剂不能长期稳定地封堵高渗透层，而单纯使用冻胶型含油污泥调剖剂时污泥使用量太小，不能达到大量处理含油污泥的目的。下面就两种含油污泥调剖剂组成2个段塞注入，先向岩芯注入0.5倍孔隙体积的冻胶液，再向岩芯注入0.5倍孔隙体积的污泥乳液，评价其对地层的封堵性能。

表12 岩芯流动实验记录Table 12 Core flow test record

从表12中可知，调剖剂段塞注入后对岩芯均起到较好的封堵作用，封堵率都在98%以上，证明冻胶型含油污泥调剖剂和乳液型含油污泥调剖剂配合使用，对不同渗透率的地层均有较好的封堵作用。初始水相渗透率越大，RRF越大，突破压力也随之增长，岩芯封堵率也越大。这说明，初始水相渗透率越大，岩芯对冻胶的吸附作用越强，越难以突破。

3 矿场应用

49-469井施工自2017年8月18日开始至2017年9月25日结束，累计注入调驱剂1 500 m3。具体注入段塞见表13。

该井在施工过程中注入压力随累计注入量的增加缓慢提升，至第五段塞HPAM400注入完成后，施工压力上升到6.0 MPa，达到现场注入工艺要求，具体变化如图8所示。

表13 49-469井现场施工实际段塞Table 13 49-469 actual well site construction plug

3.1 调剖前后吸水指数与压降曲线变化

图8 施工压力变化Fig.8 Change in construction pressure

图9 调剖前后吸水指数变化Fig.9 Changes of water absorption index before and after profile adjustment

该井措施前后的吸水指数曲线测试结果如图9所示，调剖前启动压力为0.97 MPa，吸水指数为79.37 m3∕(d·MPa)；调剖后，启动压力上升到3.58 MPa，吸水指数下降到39.84 m3∕(d·MPa)，且注水压力随注水量的增加而升高，不存在拐点，说明裂缝及高渗透大孔道已被有效封堵。从调剖后启动压力大小3.58 MPa来看，该井注水井口压力达到3.6 MPa后可以正常注水。关井300 min，调前压力由2.0 MPa下降到0.0 MPa，调后压力由4.5 MPa下降到4.1 MPa，说明调剖后裂缝封堵，扩散速度降低并启动了新层，压力比之前有所升高。

3.2 井组增油降水效果

分析对比49-469井组 8月(措施前)与 12月(措施后)的平均日产液、日产油及平均含水，井组7口受益井在调驱措施后日产油均有明显提升，合计日产油由2.44 t上升到3.474 t，日增油1.03 t，增长42.2%；综合含水则由 84.1%下降到74.24 %，下降了10.1%，增油降水效果明显。

4 结论

(1)通过监测井组示踪剂的浓度产出曲线，反馈出井组横向与纵向的连通特性，以了解油层地质参数和注入水的流动特征，为含油污泥调驱技术的高效应用提供了重要依据。

(2)乳液型含油污泥调剖剂分散悬浮性能好，堵水率超过90%；体膨颗粒型含油污泥调剖剂黏弹性好，强度佳，膨胀倍数满足现场使用需求，针对裂缝型油藏有较好的封堵效果；冻胶型含油污泥调剖剂抗盐性、耐温性、成胶性好，封堵性强，耐冲刷。

表14 49-469井组增油降水表Table 14 49-469 well group oil increase water drop meter

(3)在49-469井组的应用效果表明，含油污泥精细深部调驱技术具有较好的增油降水效果，同时也高效地处理了油田生产过程中产生的含油污泥。