王尔珍 ，邓志颖，张随望，马国伟，徐 昆，陆小兵，王 勇

（1.长庆油田公司油气工艺研究院，陕西西安 710018；2.低渗透油气田勘探开发国家工程实验室，陕西西安 710018；3.成都安实得石油科技开发有限公司，四川成都 610050）

长庆油田共有注水井2 万余口，水驱不均问题突出，平面上注水单向突进导致油井高含水。低渗特低渗储层局部裂缝及高渗带的存在使得水驱单方向突进，造成相应油井水淹，采出程度低，对应注水井吸水剖面反映为尖峰状或指状吸水，侧向水驱状况差，油井注水不见效。2017年测试注水井吸水剖面近5000井次，其中吸水不均井次超过1500口，占总井次的1/3，剖面问题十分突出。针对剖面问题，前期进行了调剖、分注、补孔以及以土酸酸化等为主的笼统酸化，取得了一定的效果，但上述工艺各自具有其适应性。调剖主要是对油水井沟通，存在裂缝和高渗段且施工周期长。分注主要针对层间级差较大的井，对于高温、高压储层以及某些复杂结构井，存在封隔器坐封困难以及解封困难等问题。笼统酸化作业时，由于地层的非均质性和酸液进入储层遵循最小阻力原则，酸液首先大量侵入渗透率较高的地层，只有少量酸液进入低渗层，出现指进现象，高渗透层的吸酸过多，溶蚀过量，易造成储层坍塌或出砂，导致注水困难，引起储层的二次伤害，造成大量酸液的浪费；同时也会使低渗层、伤害严重层的吸酸困难，最终导致酸化未解堵［1-9］。针对尖峰状和指状吸水不均但具有挖潜的注水井，目前迫切需要研发一种封堵效果较好的分流剂，通过化学方法有效改善近井地带的吸水剖面，改善水驱效果，从而改善相应井组的生产动态。本文报道了一种油溶性分流剂WS-2，研究了该剂的溶解性、耐温性、分散性、粒度、封堵性能和解堵性能等［10-15］，并在超低渗储层现场进行了试验。

1 实验部分

1.1 材料与仪器

油溶性分流剂WS-2，由天然树脂与多元醇反应生成的油溶性树脂，工业品，成都安实得石油科技开发有限公司；NH4Cl、分析纯，盐酸、分析纯，氢氟酸、分析纯，西安长庆化工集团有限公司；实验用岩心，取自姬塬长8 油藏，尺寸：长5 cm、直径2.54 cm，渗透率30×10-3μm2左右。

HYDRO2000（APA2000）型全自动激光粒度仪，英国马尔文仪器公司；Autoscan型多功能岩心扫描仪，美国Glocom公司；DF-4型全自动智能型沥青软化点测定仪，河北信科仪器公司。

1.2 实验方法

（1）溶解性评价

在常温和80℃下，分别采用100 mL的蒸馏水、自来水、3%NH4Cl 溶液浸泡2.5 g 的WS-2 颗粒1 h，用失重法考察WS-2颗粒在各种水中的溶解情况。

在常温和80℃下分别用100 mL 的12%HCl 或3%HF 溶液浸泡2.5 g 的WS-2 颗粒1 h，用失重法考察WS-2颗粒在2种酸溶液中的溶解情况。

在常温和80℃下，分别用100 mL的煤油、柴油或汽油浸泡2.5 g 的WS-2 颗粒1 h，用失重法考察WS-2颗粒在这3种油中的溶解情况。

（2）耐温性评价

利用全自动智能型沥青软化点测定仪测定分流剂WS-2的软化点以评价分流剂的耐温性能。具体实验步骤如下：取5 g 左右的WS-2 颗粒于器皿中，慢慢加热使其在尽可能低的温度下熔融，将熔融的试样注入平放在铜片上预热的圆环中，待试样完全凝固移去铜片，环内充满试样，备用。将装好试样的圆环放在环架金属板上，再将钢球和钢球定位器装好，并另从环架顶盖插入温度计使水银球底部与圆环底面在同一平面上，圆环底面与金属平板距离25 mm，然后将整个环架放入800 毫升的烧杯内，金属平板与烧杯底部距离13 mm。

将经加热除去水分后再冷却至低于预计软化点45℃以下（如预计软化点100℃，则甘油起始温度应低于55℃）但不得低于32℃的甘油倾入于烧杯内，使环架金属板的上面至液面保持51 mm，放置10 min后，用可调电炉或其它加热源加热使温度每分钟升高5±0.5℃，直至测定完毕。当包裹着钢球的试样落至金属平板时读取的温度即为软化点，通过多次测量，取平均值，得到分流剂WS-2颗粒的软化点。

（3）分散性评价

在0.5%表面活性剂（十二烷基苯磺酸钠）+0.2%分散剂（聚乙烯醇）溶液加入质量分数30%数60%的分流剂WS-2颗粒，搅拌后形成均匀的悬浮液，静置观察该悬浮液的分散稳定性。

（4）粒径测试

采用激光粒度仪测试分流剂WS-2的粒径及其分布，分流剂质量分数为50%。

（5）封堵性能测试

首先测量岩心的直径和长度，称取岩心的干重；然后用3%NH4Cl 盐水饱和岩心24 h 以上，使岩心的含水饱和度达到100%，称取岩心的湿重，根据两次称量岩心的质量差与盐水的密度之比计算岩心的孔隙体积；将岩心装入岩心流动实验仪夹持器的胶套内，用盐水驱替排除管线中的空气，然后将岩心的环压加至2 MPa，在80℃下，用盐水驱替测定岩心的正向水相渗透率Kw1；再正向注入5 PV质量分数为50%的分流剂，然后用盐水驱替，测定分流剂封堵后岩心的正向水相渗透率KW2。由（KW1-KW2）/KW1计算分流剂对岩心的封堵率。

（6）解堵性能评价

采用从现场所取的姬塬长8 油藏岩心（渗透率30×10-3μm2左右），在实验条件（80℃，正注分流剂5 PV，反驱煤油50 PV）下研究分流剂对人造岩心解堵率。首先测试岩心正向原始的水相渗透率KW，正注分流剂后对岩心形成封堵，再测试其封堵后岩心正向的水相渗透率KW1，反驱注煤油解堵后测试解堵后岩心反向煤油渗透率KO，由KO/KW计算岩心解堵率。

2 结果与讨论

2.1 分流剂WS-2颗粒的溶解性

（1）酸溶性

在常温和80℃下，2.5 g 的分流剂WS-2 颗粒在12%HCl 和3%HF 酸溶液中浸泡1 h 后的质量仍为2.5 g，酸溶解率均为0%，这说明分流剂颗粒在12%HCl 和3%HF 中表现为惰性，即不与酸发生化学反应，分流剂WS-2颗粒不溶于酸。

（2）水溶性

在常温和80℃下，2.5 g 的分流剂WS-2 颗粒在蒸馏水、自来水、3%NH4Cl溶液浸泡1 h后的质量仍为2.5 g，水溶解率均为0%，这说明分流剂WS-2 颗粒在蒸馏水、自来水和盐水中表现为惰性，分流剂WS-2颗粒不溶解于水。

（3）油溶性

在常温下，2.5 g的WS-2颗粒分别在100 mL煤油、柴油和汽油中浸泡1 h后的质量分别降至0.036、0.047 和0.031 g，油溶解率分别为98.6%、98.1%和98.8%。在80℃下，2.5 g 的分流剂WS-2 颗粒在100 mL 煤油、柴油或汽油中浸泡1 h 后的质量分别为0.035、0.044 和0.030 g，油溶解率分别为98.6%、98.2%和98.8%。结果表明，WS-2颗粒在煤油、柴油和汽油中的溶解率均大于98%，说明WS-2 颗粒在油中的溶解性良好。

2.2 分流剂WS-2颗粒的耐温性

经测试，WS-2 颗粒软化点在120℃左右。将WS-2颗粒分别在25℃、60℃、80℃下加热2 h后，颗粒形态无明显变化，颗粒质量也基本上无明显变化（见表1），表明WS-2颗粒具有较好的耐温性能。长庆油田目标区块的地层温度介于70数100℃，因此WS-2 颗粒的耐温性能够满足目标区块剖面调整工艺要求。

表1 WS-2颗粒的耐温性

2.3 分流剂WS-2的分散性

在0.5%表面活性剂（十二烷基苯磺酸钠）+0.2%分散剂（聚乙烯醇）溶液加入质量分数30%数60%的分流剂WS-2颗粒，搅拌均匀后静置观察发现，12 h内，分流剂WS-2颗粒能均匀分布且分流剂浓度不会影响分流剂的分散状态；24 h 后，出现轻微的分层，有少量的大颗粒在重力作用下沉降，但通过搅拌又能形成均匀的悬浮液。这说明分流剂WS-2颗粒在0.5%表面活性剂（十二烷基苯磺酸钠）+0.2%分散剂（聚乙烯醇）溶液中具有较好的分散性，因此，现场使用时只需要向分流剂WS-2悬浮液液中按比例加入清水，搅拌均匀后注入地层，减小了现场配液的繁琐程序，配液方便、操作简单。

2.4 分流剂WS-2的粒径分布

区域长8储层孔隙相对较小，大孔隙（平均孔径＞100 μm）分布较少，占1.37%，细孔隙（平均孔径0.5数10 μm）和中孔隙（平均孔径50数100 μm）分别占18.85%和12.30%，小孔隙（平均孔径10数50 μm）分布相对较多，占总孔隙的67.49%。在研究区域的主要孔隙分布的基础上，选取与剖面孔喉相匹配的粒径范围的分流剂WS-2，其粒度及分布如图1 所示。经检测该分流剂的粒径在30数60 μm 区间的占比达80%。

图1 分流剂WS-2的粒度及其分布曲线

2.5 分流剂WS-2的封堵性能

分别采用I号和Ⅱ号岩心，评价分流剂WS-2的封堵效果。注入过程中I号和Ⅱ号岩心渗透率随注入体积变化情况如图2 和图3 所示。分流剂对I 号和Ⅱ号岩心的封堵率见表2。在地层温度80℃下，向岩心注入5 PV 的质量分数50%的分流剂WS-2，随着分流剂注入量的增加，岩心渗透率突然减小，分流剂WS-2 对I 号和Ⅱ号岩心的封堵率均在95%以上，说明该分流剂对岩心具有较好的封堵效果。

图2 分流剂WS-2对I号岩心的封堵性能

图3 分流剂WS-2对Ⅱ号岩心的封堵性能

表2 分流剂WS-2对岩心的封堵效果

2.6 分流剂的解堵性

在80℃下，岩心正注分流剂5 PV再反向驱替煤油50 PV 后，封堵前后岩心水测渗透率及封堵后反向驱替煤油渗透率及岩心解堵率如表3所示。随着解堵液（煤油）注入量的增加，岩心渗透率逐渐恢复，最终岩心渗透率恢复率达到90%以上，解堵效果良好。

表3 分流剂的解堵实验情况

将解堵后的岩心取出观察发现，解堵前岩心入口端堆积的分流剂WS-2颗粒已被煤油完全清洗干净，可见分流剂WS-2在煤油中的溶解性良好，从而使得岩心渗透率得以恢复。分流剂WS-2在水中不溶解而在油中溶解，对于注水井，注入量较少就可以起到剖面调整的作用。

2.7 现场试验效果

截至2019年8月，在长庆油田12口井使用了油溶性分流剂WS-2，测试6 口对比井吸水剖面发现，平均吸水厚度增加2.5 m，平均水驱动用程度提高8%，3 个月后生产井组动态稳定，达到了注水井剖面调整的目的。

图4 措施前（a）、后（b）柳A井的吸水剖面

图5 柳A井组2019年的生产动态

以柳A 井为例（见图4、图5），该井2018 年测试剖面为尖峰状吸水（下段强吸水，上段弱吸水甚至不吸水），于2019年3月向该井注入15 m3螯合酸液和2.0 m3质量分数50%的油溶分流剂WS-2，实施措施1 个月后，吸水剖面的下段吸水强度由3.98 m3/（d·m）下降至2.8 m3/（d·m），吸水厚度增加10 m，吸水形态趋向均匀如图4 所示。跟踪井组生产动态发现，措施后产液量和产油量略有上升，含水基本稳定。

3 结论

根据长庆油田储层低孔低渗致密的现状优选的分流剂WS-2，在地面和地层条件下均呈颗粒状，可与水按任何比例混合得到淡黄色悬浮液体。该分流剂的配伍性好、分散性好，分流剂的粒径与孔喉大小匹配，封堵地层能达到堵而不死的效果，用量少，封堵效果好。根据现场试验情况与长庆超低渗储层的孔喉特点，在姬塬地区推荐用质量分数为50%的分流剂封堵效果较好。