侏罗系油藏黏弹自调控剂调剖技术研究与应用

杨金峰，李忠洋，彭瑞强，李曼平

（中国石油长庆油田分公司第五采油厂，陕西西安 710200）

1 区块地质概况

耿162 延9 油藏构造位于陕北斜坡中段西部，构造平缓，为一宽缓西倾斜坡，构造平均坡度小于1°，每千米坡降6～7 m，在这一区域背景上发育近东西向的鼻状隆起。沉积为三角洲平原沉积，其中分流河道为其优势相，沉积物主要来自北西到南东方向。区域边底水不发育，平均油层厚度7.2 m，电测渗透率22.5×10-3mD，孔隙度16.56%，属中孔低渗透油藏。

2006 年开始产建投入开发，初期自然能量开发，2008 年4 月老井转注5 口，全面实现注水开发，采用300 m 三角形井网。截至2017 年底动用含油面积2.9 km2，地质储量138.7×104t，可采储量34.7×104t。主力开采延9 层，平均埋深1 959 m，原始地层压力14.3 MPa，目前压力保持水平66.2%。2006 年投入开发，截至目前开发近13 年，已进入“双高”开发阶段，目前综合含水率75.4%，地质储量采出程度达18.9%，油藏开发形势变差（2018 年4 月自然递减11.07%、含水率上升率8.9%）。整体上由于平面水驱不均、井筒等因素，剩余油分布复杂，常规措施治理挖潜难度大。目前油井总井数23 口，开井数19 口，日产油水平29 t，单井产能1.68 t，综合含水率75.1%，动液面1 448 m；水井总井数5 口，开井数5 口，日注水平111 m3，单井日注24 m3，月注采比0.92，累计注采比0.95。

该油藏边底水发育，均为直接接触型，吸水剖面呈斜坡状，井组内油井含水率上升明显，年递减率较大，通过常规治理措施不能有效实现原油稳产。

侏罗系Ⅰ、Ⅱ类接触井受底水影响大，能量补充是堵水调驱效果的关键控制因素，近年来，耿162 延9 油藏通过实施聚合物微球调驱、PEG 调剖、体膨颗粒等主体调剖技术，效果不明显、工艺适应性差，急需开展侏罗系新工艺堵水调剖技术实验，有效改善剖面吸水状况，提高水驱效率，实现控水增油。

黏弹自调控剂是一种具有良好线性结构的连续相体系聚合物类，既增大驱替相黏度，又提升进入小孔隙能力。该药剂能进入底水层大孔隙剪切小黏度大，增大注入介质向底水层驱替的阻力，使注入介质在上部油层小孔隙高剪切黏度小流速快，既可以改善吸水不均问题又提高上部油层能量，抑制底水锥进，实现增油降水的目的。2022 年5 月对区域内6 个井组实施黏弹自调控剂调剖，井组对应油井含水率得到明显控制，降递减效果较好。

2 黏弹自调控剂调剖技术

2.1 技术机理

针对渗透率低于20 mD 的侏罗系油藏，攻关研发了黏弹性凝胶乳液调驱剂[1]。该体系引入超支化聚合物，在扩大波及体积的同时提高了驱油效率，实现多功能协同作用。超支化大分子随时间延长逐渐释放到分散液，提升黏度，在采油过程中封堵孔道，界面作用降低水油界面张力，同时还提升了乳液的黏度，降低流度比，提高平面波及效率，克服注入水“指进”，提高垂直波及效率，增加吸水厚度。超支化大分子特有的超支化结构赋予其较好的耐剪切能力，受到外力剪切作用时体现触变，在剪切力作用下超支化大分子的存在可以减少黏度降低并且很快恢复黏度。

室内实验结果表明：黏弹性凝胶乳液调驱剂颗粒均匀且规整度较好，在25～65 ℃的范围内，调驱剂溶胀率在40%左右，保持相对稳定，满足目前油藏温度需求。低剪切下，体系黏度达到40 mPa·s；高剪切下，体系黏度大幅降低，0.2%浓度与0.3%浓度差别较小。流变性与20 mD 以上油藏适用的黏弹自调控剂性能一致。

2.2 药剂制备过程

2.2.1 药剂制备需要试剂 丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS），均为工业品；十二烷基二甲基烯丙基氯化铵、十六烷基二甲基烯丙基氯化铵、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵，实验室自制；过硫酸铵、亚硫酸氢钠、氢氧化钠，分析纯；氮气，工业品；实验用水为自制纯水。

2.2.2 药剂制备过程 将一定质量的AM、AMPS、疏水单体，加入去离子水进行溶解，降温至0 ℃以下；将冷却好的溶液加入到保温瓶瓶胆中，通氮气30～40 min，然后加入0.04%～0.08%引发剂过硫酸铵、亚硫酸氢钠进行引发，引发温度控制在0 ℃以下，当溶液起黏后停止通氮气，密封反应。反应结束后，从保温瓶中取出胶块，剪碎，按20%～30%水解度加入一定量的氢氧化钠，搅拌均匀，装入烧杯，放置于水浴锅50～90 ℃中进行水解，水解完成后将胶粒烘干，粉碎过筛，得到黏弹自调控剂（HPAM）。

2.3 技术评价

2.3.1 体系性能测试 通过剪切变稀及黏度恢复测试显示：黏弹自调控剂具有良好的剪切黏度保留率。频率扫描对其黏弹性数据测试表明（图1），弹性模量G'大于黏性模量G''，体系弹性增加，从黏性体向弹性体转变，分子缔合作用增强。

图1 黏弹自调控剂频率扫描测试

2.3.2 驱替性能实验 驱替实验进一步验证了黏弹自调控剂具有在优势通道增黏、低渗基质变稀的特性。其中，高渗岩心驱替：黏弹自调控剂压力升幅与常规2 500 万相对分子质量支链聚合物相当，增黏效果显著；低渗岩心驱替：黏弹自调控剂压力升幅仅为常规2 500 万相对分子质量支链聚合物的1/3，低渗注入性好（图2、图3）。

图2 0.1%两种聚合物在高渗透率岩心中注入压力变化

图3 0.1%两种聚合物在低渗透率岩心中注入压力变化

2.3.3 抗吸附性能实验 在80～100 目油砂上，采用多次吸附方法评价不同调驱体系的抗吸附性能，实验结果表明相同浓度、相同吸附次数时，黏弹自调控剂5 次吸附后黏度保留率80%。

3 现场应用评价

3.1 施工参数设计

3.1.1 注入浓度设计 通过不同浓度驱油实验结果表明（2 个月），黏弹自调控剂浓度为1 000 mg/L 时，可提高采收率13.6%，综合评价效益最佳，较普通聚合物多提高采收率4.5%（表1）。

表1 不同浓度驱油实验

3.1.2 注入量 考虑油藏开发动态、水洗厚度、油水井距、注水见效时间等因素，采用方向法进行单井用量设计。调剖剂前缘在1/3～1/4 井距处，依据此调剖半径计算调剖剂用量为：

式中：N-水井周围注采敏感油井数（方向数）；A、B-椭圆的长半轴和短半轴长，m；h-调剖厚度，m；Φ-油藏孔隙度，%；S-含水饱和度。按照计算公式确定单井设计注入量为5 000 m3左右。

3.1.3 注入强度 通过长庆油田黏弹实施效果统计分析表明，施工注入强度的确定与地层压力保持水平密切相关，见图4。黏弹自调控剂施工注入强度指导意见见表2。

表2 侏罗系油藏施工注入强度建议表

图4 不同压力保持水平与提高排量倍数散点图

3.1.4 段塞设计 黏弹自调控剂调剖为：前置段塞（水）→主体段塞（黏弹自调控剂）→顶替（水）。注入压力不超过系统压力、爬坡压力应小于2.5 MPa（表3）。

表3 黏弹自调控剂调剖段塞设计

3.2 注入工艺

将调剖施工设备（配液罐、柱塞泵、高压管路系统、供水系统）与注水井口连接，按照调剖段塞设计及体系配方要求进行配液，依靠柱塞泵将配制好的调剖剂经高压管路系统、注水管柱注入目标地层。在试验井井场适宜位置，按注入工艺流程示意图（图5）安装调试好调剖施工设备，连接好注入管路系统。要求调剖设备试压25.0 MPa，稳压5 min，压力不降，无刺漏；来水管线在正常注水条件下无刺漏方可施工。

图5 活性微纳米胶囊驱工艺流程示意图

3.3 施工效果

按照选井要求，在耿162 侏罗系油藏开展黏弹自调控剂调剖试验10 口，对应油井26 口，见效12 口，见效率46.2%，日增油3.3 t，累增油874 t，累降水1 641 m3。按照实际油价计算，投入产出比为1.0∶2.3，效果较好（表4）。

表4 2022 年黏弹自调控剂实施效果统计表

4 结论

（1）明确了侏罗系油藏调剖机理。对不同油藏见水特征分析，得出侏罗系油藏的调剖机理。

（2）优选了适用于侏罗系油藏的黏弹自调控剂。通过对侏罗系储层物性分析、见水特征，实验了一种黏弹自调控剂，室内评价效果好。

（3）探索侏罗系边底水发育油藏堵水调剖新工艺。针对侏罗系油藏常规调剖适应性较差，开展黏弹自调控剂新工艺技术实验，效果较好。