陈芳

中国石油大庆油田有限责任公司 采油工程研究院 （黑龙江 大庆 163453）

大庆油田外围低渗透油藏储层裂缝发育，致使注入水沿裂缝发生窜流，油井含水上升速度加快，影响了外围油田的开发效果。主要原因是注采方向与地层裂缝走向基本一致，注入水沿裂缝突进。化学调剖可有效封堵裂缝通道，降低其吸水能力，增加基质和微裂缝的吸水量，从而遏制注入水的突进，使油井含水上升得到有效的控制。但目前常规使用的调剖剂，对封堵裂缝而言，其承压黏度、有效期等技术指标难以满足裂缝性油藏调剖的要求。通过室内实验和矿场试验,表明外围裂缝性低渗透油田注水井调剂技术提高注入水的波及效率，同时能够有效封堵低渗透油藏裂缝，控制连通油井含水上升速度。研制的新型调剖剂具有成胶黏度高、有效期长、成本低等特点。

1 调剖剂的封堵机理

该调剖剂主要是以聚合物为主剂，以有机络合金属离子做交联剂而形成的冻胶类调驱剂，其主剂与交联剂在地层条件下发生交联反应，延迟生成冻胶体系而封堵高渗透或裂缝水流通道，迫使水流改向到剩余油较富集的部位或层位，从而有效地扩大波及体积，提高原油采收率[1]。

2 调剖剂性能评价

针对外围裂缝性低渗透油藏的地质特点，通过大量的配方筛选实验，得出了新型调剖剂配方及性能技术指标。

2.1 调剖剂基本配方

（1）聚合物：相对分子质量为1 600×104～2 500× 104，有效含量为1 500～6 000mg/L。

（2）交联剂：有效含量一般为500～1 000mg/L。

（3）稳定剂：有效含量一般为800～1 500mg/L。

（4）pH值：在较大的pH值范围内调剖剂均可反应成胶，但最佳的pH值范围是中性或弱碱性。

2.2 主要性能技术指标

（1）适用井温范围：40～70℃碳酸盐岩、砂岩。

（2）调剖液地面黏度＜200mPa·s，便于泵送及大剂量使用。

（3）凝胶时间可控：48～60h。

（4）凝胶黏度高：凝胶黏度≥5×104mPa·s。

（5）封堵效率≥95%。

（6）热稳定性、抗盐性、抗剪切性能好。

该调剖剂无论从技术要求上还是施工规模上都能满足裂缝性低渗透油藏调剖的需要。

2.3 温度对成胶时间和成胶黏度的影响实验

由于该调剖剂将对地层裂缝进行全封堵，应满足其近井地带到油层中部温度梯度的变化 （40～70℃）要求，所以进行了温度对成胶时间和成胶黏度的影响实验，实验结果见表1。

表1 温度对成胶时间和成胶黏度的影响

由表1可以看出，温度在40～70℃变化时，成胶时间的变化范围为48～60h，成胶黏度变化范围为5×104～15×104mPa·s，可满足外围裂缝性油田地层温度变化对调剖剂的要求。

2.4 热稳定性测定

为考察所筛选的调剖剂的热稳定性，将已成胶的调剖剂放入70℃恒温箱中，每隔30d以相同方法测定一次黏度，实验结果见表2。

由表2可以看出该调剖剂成胶后，性能稳定，360d后，凝胶黏度下降幅度较小。

2.5 抗剪切性测定

在调剖剂注入过程中，因其受泵、炮眼、地层孔隙的剪切作用，黏度必然有一定损失。为了考察剪切后调剖剂成胶性能的变化，开展了抗剪切实验，实验温度为70℃，由实验结果可以看出，剪切作用对调剖剂的成胶黏度有较大影响，但剪切后成胶黏度仍在5×104mPa·s以上（表3），可满足现场对封堵强度的要求。

2.6 矿化度对成胶黏度和成胶时间的影响

由于现场施工中，配制水的来源经常受到油田的地理位置和水站水质等因素的影响，为此进行了配制水矿化度对成胶黏度和成胶时间的影响实验，结果见表4。

由表4可以看出：配制水矿化度在2 000～6 000 mg/L之间，对调剖剂的成胶时间和成胶黏度影响很小，因此，该调剖剂能够满足现场对矿化度的要求。

3 室内岩心模拟实验

将优选出的调剖剂进行岩心物理模拟实验，验证该调剖剂对岩心的封堵程度，考查驱替压力和岩心渗透率对封堵效果的影响，为现场施工压力的确定提供参考依据。通过岩心模拟实验确定调剖剂的阻力系数、堵塞率、承压强度和分流率等参数，对该调剖剂进行室内性能评价。

3.1 单管岩心实验

3.1.1 阻力系数测定

由表5可以得出：该调剖剂在岩心中的阻力系数为30～50，达到调剖剂检测指标。

表2 热稳定性能实验

表3 调剖剂的抗剪切性能

表4 矿化度对成胶黏度和成胶时间的影响

3.1.2 突破压力、堵塞率及耐冲刷性测定

由表6可以看出：该调剖剂在长度为30cm和40cm岩心中的突破压力均在15MPa以上，岩心堵塞率都大于99%，20PV水驱后，堵塞率仍在97%以上，说明该调剖剂的耐冲刷性能很好，可以满足现场施工中对裂缝封堵强度的要求。

3.2 双管岩心实验(调剖剂分流率的测定)

进行双管岩心实验可以考察调剖剂对高渗透层或部位的封堵能力[2]，以及对低渗透层或部位的污染程度，更好地评价调剖剂调剖的性能，其实验结果见表7。

由表7可以看出：驱调剖剂过程中，高采出程度提高了2.4%；在后续水驱过程中，采出程度提高了7.9%，且分流率达到了100%。通过这些数据可以得出，该调剖剂达到了封堵高渗透层（裂缝）、提高低渗透层吸水能力的目的。

4 现场应用及效果分析

2009年至2010年，该技术在大庆朝阳沟油田和新站油田对10口井进行了调剖施工。通过10口井的现场试验，总结出裂缝性低渗透砂岩油田调剖情况具有以下特点：

4.1 水井注水压力上升

10口试验井在配注量保持不变的基础上，注水压力均有较明显的提高。截止2010年7月，平均注水压力由调剖前的11.6MPa上升至12.8MPa，上升了1.2MPa。先期施工的5口井有效期均达到14个月以上，而且继续有效。

4.2 水井视吸水指数降低

调剖前平均视吸水指数为 2.59m3/（d·MPa），调剖施工后下降到2.16m3/（d·MPa）,下降了0.43m3/（d·MPa）。由此可见，调剖施工有效地降低了裂缝的吸水能力，限制了注入水沿裂缝的突进，达到了对裂缝封堵的目的。

4.3 连通油井含水下降和产油量上升

与调剖井连通油井调剖前后含水和产油量的变化虽然存在选井、选层、地层剩余油分布等诸多影响因素，但仍然是验证调剖效果的重要内容和最终目的。由2009年施工的5口调剖井相连通的14口油井可知：调剖前平均日产液5.16t、日产油2.18t、含水57.7%；调剖后平均日产液6.99t、日产油4.39t、含水率37.2%。平均日产油增加2.21t，平均含水率下降20.5%，累计增油5 861.2t。裂缝性油田的注水井的调剖施工，取得了较好的增油降水效果。

表5 调剖剂的阻力系数测定结果

表6 突破压力、堵塞率及耐冲刷性测定结果

表7 双管分流实验数据

4.4 典型井分析

大66-66井为新站油田的注水井，砂岩厚度5.8m，有效厚度2.4m。该井于2007年进行3次地应力测试，具体情况如下：

第一次测试：注入压力11.8MPa，排量12m3/d，储层出现北西46°的天然裂缝，缝长约300m。

第二次测试：注入压力12.1MPa，排量86m3/d，北西的天然裂缝没有多大变化，但在井孔西又出现较短的缝。

第三次测试：注入压力12.2MPa，排量120m3/d，北西46°天然裂缝缝长约400m，但这时北东出现2条较短的人工裂缝，其方向为北东45°左右，缝长均约100m。

大66-66井从开发初期到2007年11月注水压力均低于11.8MPa，此时裂缝没有明显开启。裂缝方向5口采出井的生产数据见表8。

在2007年11月之后大66-66井注水压力有所上升，注水压力超过11.8MPa，保持在11.8～12.2 MPa之间。沿裂缝方向的5口采出井的生产数据见表9。

大66-66井2010年注水压力均高于12.0MPa，此时又有2条新裂缝开启。裂缝方向采出井含水6个月内迅速上升。裂缝方向采出5口井的生产数据数据见表10。

由表8、9和表10可以看出：随着大66-66井注水压力的提高，地层裂缝开启，连通油井中裂缝方向采出井含水明显上升，从2010年1月至2010年6月，平均含水由15.98%上升到56.68%，上升了40.7%，说明裂缝是导致油井含水上升的最主要的原因。

表8 大66-66井裂缝方向油井生产数据

表9 大66-66井裂缝方向油井生产数据

表10 大66-66井裂缝方向油井生产数据

2010年6月对大66-66井进行了调剖施工，对主要见水裂缝进行了封堵，共挤入新型调剖剂96m3，施工现场注入压力上升1.2MPa（扣除摩阻），注入排量由0.3m3/min下降到0.12m3/min，替挤清水18.2m3。

调剖施工后，注水压力明显升高，由调前的12.8MPa上升到15MPa，上升了2.2MPa。调剖施工后，连通油井含水不同程度得到降低，见到了很好的效果，含水由56.68%下降到35.76%，下降了20.92%（表11）。

通过对大66-66井调剖前后数据的分析 （表11），可以看出：裂缝的开启以及开启程度的大小，对裂缝方向连通油井的含水影响很大，注入水沿裂缝的窜流是连通油井受效差、含水上升速度快的主要原因；对裂缝的有效封堵可在较短的时间内获得较好的增油降水效果。

表11 大66-66井调剖前后连通油井生产数据对比

5 几点认识

注水井堵水调剖可以有效改善吸水剖面,扩大注人水波及体积,提高注水开发效果和水驱采收率,是解决油藏剖面矛盾的一项有效措施。根据措施效果总结分析得出以下几点认识:

（1）大庆外围朝阳沟油田、新站油田储层裂缝发育，注入水沿裂缝窜流是此类裂缝性低渗透砂岩油田油井见水过早、含水上升速度快的主要原因。

（2）该技术针对裂缝性低渗透砂岩油田的地质特点而研究开发，其调剖剂具有性能稳定、适应温度范围广、成本低等优点，能够满足对裂缝性低渗透砂岩油田储层裂缝调剖的需要。

（3）该技术现场试验10口井，成功率100%，有效期较长（先期施工5口井均在14个月以上），见到了明显的增油降水效果。

[1]何曼如,王江波,李洛锋,等.延缓交联聚合物深度调驱技术在靖安油田长6油藏的应用[J].中国西部科技,2011,10（18）:37-39.

[2]董小丽,贾晓菊,苑慧莹,等.裂缝储层注水井深部调剖技术研究与应用[J].石油化工应用,2009,28（8）:55-60.