N油田裂缝性油藏调剖技术研究

孔德月

辽河油田兴隆台采油厂工艺研究所，辽宁盘锦 124010

N油田是辽河盆地西部凹陷的小型油田，位于辽河断陷西部凹陷西斜坡北端。动用含油面积5.4 km2，石油地质储量1 328×104t，可采储量286.7×104t，标定采收率21.6%，油藏埋深1 500～2 200 m，有效厚度41.5 m，为裂缝-孔隙双重介质低孔低渗边水非均质高凝稠油油藏。油层碎屑岩储层在岩性上主要为岩屑长石砂岩，及少量的长石砂岩和混合砂岩。根据取心井油层物性样品分析，平均孔隙度11.3%，平均渗透率26.7×10-3μm2；储层孔喉分布状况差，结构复杂，喉道细小且不均匀，该油藏的润湿性为强亲水。

地层中的裂缝一般可分为超微观裂缝、微观裂缝和宏观裂缝3类[1]。油层的主要储集空间为粒间溶孔、组分内溶孔、晶间溶孔及部分原生孔隙。同时由于构造断裂活动频繁而形成了复杂裂缝，这些裂缝对沟通孔隙、改善渗流能力起到了一定的作用，也可成为油气聚集的场所。裂缝主要发育的岩性为砂砾岩和砂岩，而泥质白云岩、泥灰岩和白云岩中裂缝也很发育。

N油藏为低孔、低渗、裂缝-孔隙双重介质发育的高凝稠油油藏，非均质性严重，经多年的注水开发，目前已进入注水开发的中高含水期开发阶段，吸水剖面、产液剖面持续恶化，层间、层内开发矛盾加剧，低渗透层难动用，含水继续上升，产量快速递减。如何控制含水的快速上升，达到稳油控水的目的，是目前N油田面临的最大问题，又因该块原油及油藏物性(具有孔隙、裂缝双重介质特征，储层物性较差，属于低孔低渗高凝稠油油藏)差的限制，研究可以有效提高N油层注入水波及系数、提高注水驱替效率、控制N油层含水上升的配套技术，是目前急需解决的难题。

调剖是解决这一问题的有效方法之一，该油藏进行注水井调剖作业。从目前开采情况看来，常规化学调剖注水压力上升快，有效期短，后续注水易发生绕流，措施效果差。

1 调剖剂配方体系研究

1.1 交联体系

聚丙烯酰胺(HPAM)/有机交联体系可以通过3种不同的方法来实施，方法之一是将HPAM直接与酚和甲醛的单体以一定的比例混合，在一定的温度条件下反应生成交联凝胶。酚和甲醛在不同的pH下能够发生缩合反应，生成不同结构的酚醛树脂。这些酚醛树脂中的经甲基能同聚丙烯酰胺中的酰胺基缩合生成凝胶[2]。有机交联体系有以下优点：

1)具有很好的耐温抗盐性。有机交联体系生成的凝胶在140 ℃的地层中，22 000 mg/L矿化度下，仍然具有良好的注入能力[3]。

2)具有良好的热稳定性。由于聚丙烯酰胺分子链中能够发生水解的酰胺基已经和交联剂发生反应，且引入的苯环也限制了酰胺基的水解，所以该体系形成的凝胶在高温下也不会发生脱水缩合[4]。

3)可以实现延缓交联。根据交联体系的这一特点，可以人为控制凝胶的交联程度。并且根据地层的不同条件达到驱油与调剖的目的。

由于现场实施中，调剖后注水压力上升过快，实验将重点研究体系配方调整，延缓酚醛体系交联。

1.2 配方调整

实验中选用聚合物的相对分子质量为250×106；酚醛交联剂：甲醛溶液、酚、酸；溶剂水为现场注水样。设计实验配方A：0.25%聚合物+0.2%甲醛+0.02%间苯二酚+0.1%酸；配方B：0.25%聚合物+0.2%乌洛托品+0.02%酚+0.1%酸。配方中各组分的用量均以溶液的总质量计，下同。

根据调剖剂设计配方，用ES-120电子天平称量各化学药剂质量。用容量瓶量出所需溶剂水，装入烧杯中，利用KJ-1型搅拌器搅拌，将称量好的聚合物配制成溶液。搅拌时间为2 h左右，待其搅拌均匀后，取下熟化10 h以上。熟化完毕后，将称量好的交联剂分别加入聚合物溶液。用旋转黏度计测量调剖剂初始黏度。在2 h左右后，再次测量其黏度，置于70 ℃恒温箱内，定期测量其黏度。

通过实验，得到不同体系配方黏度与时间的关系曲线，见图1。

图1 不同配方溶液黏度与时间的关系

由图1可以看出，采用酚醛型交联剂，使用乌洛托品代替甲醛可以延长交联时间。

1.3 交联剂质量浓度的筛选

1.3.1 实验方案

实验选用聚合物的相对分子质量为250×106；酚醛交联剂：乌洛托品溶液、酚、酸；溶剂水为现场注水样。设计实验配方见表1。

表1 交联剂质量浓度实验配方 %

1.3.2 实验结果及分析

N油层属于低孔低渗、双重介质油藏，非均质性严重，天然裂缝发育。针对此种情况，需要研制凝胶冻胶类调剖剂，使其成胶前具有较好的注入性，成胶后强度较大(大于8 000 mPa·s,小于20 000 mPa·s)，这样能够有效地封堵天然裂缝。实验测得不同配方溶液的黏度与时间的关系曲线，见图2。

图2 不同配方溶液黏度与时间的关系

综合实验结果，配方5黏度可以保持在10 000～20 000 mPa·s，黏度稳定，因此选择交联剂配方为乌洛托品0.4%+0.2%酚+0.1%酸。

2 室内岩心模拟实验

2.1 实验步骤

选择配方5进行岩心模拟实验。

1)用游标卡尺测量岩心长度(由于是标准岩心，直径都为2.5 cm)；将岩心置于恒温箱中70 ℃进行烘干，大约5 h后将岩心取出称重；将广口瓶中装入标准地层水，将烘干后的岩心放入其中，用地层水将岩心完全浸没，塞上胶塞，打开抽真空泵，使岩心饱和地层水，此过程约进行5 h；将抽真空泵关闭，用镊子将岩心从标准地层水中夹出，并用纸将岩心表面的水擦干净，进行第2次称量；将岩心放入岩心夹持器，接好管线，加环压，加压驱替地层水，待岩心的另一侧出水后开始计时，待试管中有一定的可以读出体积的液体后停止计时，通过时间和水的体积可以得到水的流量，根据测量和得到的数据可以得到封堵前的渗透率，整个实验过程在70 ℃的恒温箱中进行.

2)按配方配置调剖剂，将其倒入岩心驱替的装置中，当试管中出现凝胶后开始计时，当试管中可以读出凝胶体积的时候停止计时，读出试管中的凝胶体积，可算出凝胶的流量，根据达西公式即可算出注入调剖剂后的渗透率。将广口瓶中装入地层水，然后将注入调剖剂后的岩心放入其中进行养护8 d，此过程在70 ℃的恒温箱中进行。8 d后，此时调剖剂已经成胶，达到强度要求，同样的方法计算得到调剖剂封堵后的渗透率。利用堵前和堵后渗透率可以算出封堵率，若封堵率达到85%即实验成功。

2.2 实验结果和讨论

通过岩心驱替实验得到的数据见表2。

表2 岩心驱替实验效果

从表2中可以看出，通过岩心驱替实验测得调剖剂有裂缝岩心封堵率为99.6%，大于85%；突破压力梯度为4.23 MPa/m，大于4 MPa/m；残余阻力系数为256，大于200。在低渗透岩心中的封堵率为99%，大于85%；突破压力梯度为5.96 MPa/m，大于4 MPa/m；残余阻力系数为107，大于50。符合封堵所要达到的要求，这表明该调剖剂不仅有较高的封堵能力，还具有较好的冲刷稳定性。

3 结论

1)通过室内实验进行不同交联剂质量浓度对调剖剂成胶时间、成胶强度、稳定时间影响和分析，筛选出符合实验要求的调剖剂配方为： 0.25%聚合物；交联剂为0.4%乌洛托品+0.2%酚+0.1%酸。

2)通过岩心驱替实验评价得出所配置调剖剂性能达到在模拟地层条件下的要求。实验表明，调剖剂对无裂缝岩心的封堵率为99.6%，突破压力梯度为4.23 MPa/m，阻力系数为125，残余阻力系数为256；在有裂缝岩心中的封堵率为99%，突破压力梯度为5.96 MPa/m，残余阻力系数为107，符合模拟地层条件下的要求。