林 云

(大港油田采油工藝研究院，天津 300280)

大劑量深部調驅技術在小集“雙高”油田的應用

林 云

(大港油田采油工藝研究院，天津 300280)

針對小集油田官979斷塊“雙高”開發(fā)階段地質及剩余油分布特點，研究了耐高溫的連續(xù)凝膠及SMG微球凝膠的基本物理化學特性。結果表明，實驗所優(yōu)選的HPAM與交聯(lián)劑KN所形成的凝膠在113 ℃下可以長期穩(wěn)定，黏度基本保持不變，達到100 000 mPa·s，且在滲透率為3.0 μm2的巖心中的殘余阻力系數可以達到20以上，具有很好的封堵性能。SMG微球在120 ℃下可以穩(wěn)定存在，且高溫溶脹后粒徑明顯變大，可以對高滲管產生封堵，使后續(xù)注入液轉向低滲層，從而提高采收率。將優(yōu)選出的適用于高溫油藏的KN高溫連續(xù)凝膠及SMG微球凝膠開展大劑量深部調驅試驗，并對層系、井網、注入體積、段塞結構等進行研究優(yōu)化，結合現(xiàn)場及時的優(yōu)化調整，整個斷塊實施大劑量深部調驅后注水指標和開發(fā)效果都得到了明顯改善，截止到2013年6月，14口調驅受益油井，見效13口，純增油9 500 t。

大劑量； 深部調驅； 微球； “雙高”油田

小集油田官979斷塊歷經30年的注水開發(fā)，目前已進入特高含水、高采出的“雙高”開發(fā)階段，采出程度40.82%，綜合含水率達96.97%，剩余油高度分散，平面、層間層內矛盾突出，采用常規(guī)水驅方法提高采收率的難度加大。這是由于油田在注水開發(fā)后期會形成較大的竄流通道，導致注入水沿此通道無效循環(huán)，達不到提高采收率的目的。因而如何封堵大孔道，使液流改向波及未被開采的油儲層成為石油開采中面臨的首要問題[1-3]。調驅技術作為改善油藏深部非均質性、擴大注水波及體積的主導技術手段，在注水中后期開發(fā)油田中發(fā)揮越來越重要的作用[4]。國內外學者對于調驅技術的研究做了大量的工作，設計合成了很多種類的封堵劑，如交聯(lián)聚合物溶液、弱凝膠、泡沫等[5-12]。但這些封堵材料不適應一些苛刻的油藏條件，當配注水中含一定量的氧或者油藏溫度較高時，易使聚合物發(fā)生氧化降解反應，從而影響這些封堵材料的深部封堵效果，限制了它們的應用范圍。小集油田官979斷塊地層總礦化度36 235 mg/L，油層溫度113 ℃，屬于高溫高鹽油藏，要求所選調驅體系封堵能力強、注入性好、不受水質限制、易于進入油藏深部?；谶@些性能要求，近年來國內外相繼開展了利用工業(yè)生產階段制備連續(xù)凝膠和可動凝膠微球用于深部調剖[13-16]，該類調剖體系在試驗區(qū)塊得到應用并取得較好的提高采收率效果。特別是2009年以來，區(qū)塊整體大劑深部調驅提高采收率技術研究與現(xiàn)場試驗工作在各油田陸續(xù)展開，部分油田現(xiàn)場試驗結果表明，調驅技術是高含水非均質油田提高水驅采收率的行之有效措施之一。

筆者研究了連續(xù)凝膠和可動凝膠微球的基本理化性能，并將連續(xù)凝膠和可動凝膠微球用于小集雙高油田的深部調驅礦場試驗，以期為該技術的應用提供指導。

1 實驗部分

1.1室內實驗

1.1.1 試劑與儀器 丙烯酰胺、丙烯酸及NaOH，分析純，北京益利精細化學品有限公司產品。Span-80與Tween-60均為化學純，北京益利精細化學品有限公司生產。白油，撫順煉油廠生產。無水乙醇、正戊烷，北京現(xiàn)代東方精細化學品有限公司生產。實驗用水，小集油田回注水。部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，相對分子質量≥2 500×104，水解度25%，天津博弘公司生產。KN交聯(lián)劑(酚醛樹脂類)及穩(wěn)定劑，東營科諾公司生產。HJ、YG、LB交聯(lián)劑，大港油田采油工藝研究院。SMG微球乳液，固含率20%，大港油田采油工藝研究院。

Mastersizer 2000激光衍射儀，英國馬爾文公司生產。BX-41光學顯微鏡，日本Olympus公司生產。

1.1.2 連續(xù)凝膠耐溫性能評價 根據優(yōu)選交聯(lián)體系配方，將多鐘高溫連續(xù)凝膠體系在113 ℃恒溫箱中反應所形成的凝膠老化12 d。凝膠經12 d高溫放置后，觀察凝膠的黏性、脫水現(xiàn)象及凝膠形狀來判斷連續(xù)凝膠強度，來判斷該種連續(xù)凝膠的耐溫穩(wěn)定性。

1.1.3 連續(xù)凝膠的黏度測定 用DV-Ⅲ旋轉黏度計在6 r/min下測定連續(xù)凝膠在113 ℃下的黏度。

1.1.4 可動凝膠微球的純化 將微球乳液以體積比1∶10放入無水乙醇中，充分攪拌進行破乳，可以看到容器底部生成大量的白色絮凝狀沉淀。將體系抽濾，得到的濾餅再以體積比1∶5的乙醇洗滌、抽濾。得到的濾餅自然風干。為去除濾餅中的表面活性劑，將風干后的濾餅用玻璃棒搗碎，裝入事先做好的濾紙筒中，封好筒口，將紙筒放入索氏提取器中，用正戊烷溶液240 mL抽提48 h。處理過的交聯(lián)聚丙烯酰胺微球為白色粉末。

1.1.5 光衍射分析 采用Mastersizer 2000激光衍射分析儀測定交聯(lián)聚丙烯酰胺微球溶脹后的粒度分布。該儀器的粒度測量范圍為0.1～3 000 μm，光源為He-Ne激光光源，波長630.0 nm，測試溫度25 ℃。

1.1.6 顯微鏡觀測 取少量溶脹后的交聯(lián)聚丙烯酰胺微球溶液樣品于潔凈載玻片上，采用BX-41光學顯微鏡觀察，選擇典型區(qū)域進行拍照。

1.1.7 巖心驅替實驗 巖心驅替裝置與方法見參考文獻[17]。水驅及注交聯(lián)體系的流量均為0.40 mL/min，實驗溫度113 ℃。

1.2礦場試驗

1.2.1 油藏地質特點 試驗區(qū)小集油田官979斷塊地處河北省滄縣小集油田的主體部位，主要含油層位為下第三系孔店組孔一段的棗II、III、Ⅳ油組，油藏深度為2 727.6～3 238.4 m，試驗區(qū)為由北向東南傾沒的構造油藏，邊界斷層封閉，內部邊底水能量弱，主要依靠人工注水能量驅動，主要巖石類型為巖屑長石砂巖，儲層非均質性較為嚴重。

官979斷塊含油面積2.0 km2，儲層以中孔中滲為主，平均孔隙度17.6%，平均滲透率為62.0×10-3μm2；地層水水型主要為CaCl2型，總礦化度36 235 mg/L，油層溫度113 ℃，屬于高溫高鹽油藏。

1.2.2 開發(fā)概況 官979斷塊自1982年正式投入開發(fā)，大致分為3個開發(fā)階段，第1階段：上產穩(wěn)產階段(1982～1988年),此階段注水效果明顯，通過加大壓差生產改善了生產形勢；第2階段：產量遞減階段(1989～2007年),此階段區(qū)塊開發(fā)矛盾暴露，含水快速上升,產量大幅遞減，第3階段：產量回升階段(2008～2012年),自2008年以來，通過開展“油田開發(fā)基礎年”活動和注水專項治理工作，油田的開發(fā)效果趨于好轉。

截止2012年1月，該斷塊采出程度40.82%，綜合含水率高達96.97%，總體上水淹嚴重，剩余油高度分散，在目前的生產現(xiàn)狀下，難以進一步有效提高采收率。

2 大劑量深部調驅技術

2.1大劑量深部調驅技術原理

通過注入調剖劑在地層條件下形成堵塞，封堵水流優(yōu)勢通道、擴大注水波及體積以提高對應油井產量的常規(guī)調剖技術適用于初期的淺調。隨著淺調輪次和生產時間的增加，加之地下剩余油的進一步分散，效果愈來愈差。

自2000年以后，基于油藏工程的深部調驅改善水驅配套技術的提出，使深部調驅技術上了一個新臺階，此項技術處理目標是整個油藏，作業(yè)規(guī)模大、時間長。小集油田應用的大劑量深部調驅技術通過注入段塞尺寸達PV級、不同封堵能力的調驅劑，將封堵水流優(yōu)勢通道和油藏深部調驅相結合，使注入水轉向驅替油層深部水驅未波及區(qū)域剩余油，較大限度地擴大注水波及體積，改善水驅開發(fā)效果，從而提高油田的最終采收率。

不同的調驅體系具有不同的封堵能力，連續(xù)凝膠的主要特點是封堵能力強、注入性好、適應油藏范圍寬，因此選擇其作為封堵水流優(yōu)勢通道的體系?？蓜幽z微球(以下簡稱SMG微球)的主要特點為粒徑小、不受水質限制、易于進入油藏深部，因此選擇其作為進行深部調驅的體系。

2.2連續(xù)凝膠體系

2.2.1 連續(xù)凝膠體系的優(yōu)選及耐溫性

近年來大港油田針對以小集、棗園為代表的南部高溫油田的油藏特點，研究試驗應用了多種高溫連續(xù)凝膠體系。質量分數為0.3%聚合物HPAM與質量分數為0.3%KN交聯(lián)劑及質量分數為0.3%穩(wěn)定劑所組成的交聯(lián)體系在113 ℃下成膠效果及穩(wěn)定性如圖1所示。從圖1中可以看出，交聯(lián)聚合物體系成膠后在12 d內還保持很好的成膠狀態(tài)，且沒有發(fā)生明顯的脫水、降解現(xiàn)象。表明該交聯(lián)聚合物體系所形成的凝膠具有很好的耐溫穩(wěn)定性。

圖2是不同配方的交聯(lián)聚合物體系在113 ℃下所形成的凝膠的黏度與老化時間的關系。從圖2中可以看出，交聯(lián)劑KN與HPAM所形成的連續(xù)凝膠在113 ℃下老化120 d，其黏度值基本不變，約為100 000 mPa·s，而HPAM與交聯(lián)劑HJ、YG、LB所形成的凝膠隨老化時間增加，黏度明顯降低，遠低于交聯(lián)劑KN與HPAM所形成的連續(xù)凝膠。這表明交聯(lián)劑KN與HPAM所形成的連續(xù)凝膠的耐溫穩(wěn)定性明顯優(yōu)于其它交聯(lián)體系。

圖1 KN高溫連續(xù)凝膠的穩(wěn)定性

Fig.1High-temperaturestabilityofKNcross-linkedpolymer

圖2 高溫連續(xù)凝膠的黏度與老化時間關系

Fig.2Viscositiesofhigh-temperaturecorss-linkedpolymerasafunctionofageingtime

交聯(lián)劑KN與HPAM組成的交聯(lián)體系通常是高強度、小劑量注入，為了滿足大劑量注入的要求，室內開展不同質量分數配方的進一步實驗優(yōu)選，結果見表1。從表1中數據可以看出，KN-配方體系的成膠范圍大，不同質量分數的HPAM與交聯(lián)劑所形成的凝膠黏度變化較大，隨HPAM及交聯(lián)劑質量分數增加，凝膠的黏度增大，且凝膠的黏度為(0.3～8.0)×104mPa·s，可以滿足不同油藏的封堵要求。

表1 KN高溫連續(xù)凝膠體系不同配方的黏度Table 1 Viscosities of high-temperature KN corss-linked polymer of different formulas

2.2.2 連續(xù)凝膠體系的封堵性能 殘余阻力系數是調驅劑封堵能力的直接體現(xiàn)，由于KN連續(xù)凝膠穩(wěn)定性明顯優(yōu)于其它體系，本組實驗選用KN高溫連續(xù)凝膠作為研究對象。將不同質量分數的HPAM與交聯(lián)劑所組成的交聯(lián)體系注入滲透率3.0 μm2的巖心中，在113 ℃成膠后，用水驅測殘余阻力系數。不同質量分數的KN高溫連續(xù)凝膠在滲透率3.0 μm2的巖心的殘余阻力系數如表2所示。

表2 KN高溫連續(xù)凝膠的殘余阻力系數Table 2 Residual resistance factors of high-temperature KN corss-linked polymer

從表2可以看出，質量分數為0.3%、0.5% HPAM與交聯(lián)劑、穩(wěn)定劑反應所形成的KN高溫連續(xù)凝膠的殘余阻力系數均在20以上，且聚合物與交聯(lián)劑質量分數較高的體系，其殘余阻力系數也較大，說明KN高溫連續(xù)凝膠具有很好的封堵能力，可以滿足作為大劑量調驅封堵水流優(yōu)勢通道的需求。

2.3 SMG微球凝膠體系

SMG微球是以丙烯酰胺為主要原料，通過特殊工藝在生產中同時發(fā)生聚合和交聯(lián)過程，形成具有特殊性能特點的產品。SMG微球初始粒徑為納米至亞毫米級，具有良好的溶脹性，質量濃度為100 mg/L的SMG微球分散在50 ℃水中溶脹5 d后，溶脹倍數達3～4倍；SMG微球具有良好的耐鹽性，在礦化度高達180 000 mg/L的模擬水中依然能保持很規(guī)則的球形；同時具有良好的耐溫性，能在120 ℃以下的條件下使用，不怕剪切，可在線輸入。

2.3.1 SMG微球凝膠耐溫性考察 質量濃度為50 mg/L的SMG微球凝膠分散在NaCl質量濃度為5 000 mg/L的水溶液中，于40 ℃和90 ℃下溶脹5 d后，光衍射方法測得微球的粒徑大小如圖3所示。

圖3 SMG微球凝膠在不同溫度下的粒度分布

Fig.3ThesizedistributionofswellingSMGmicrospheresatdifferenttemperatures

從圖3可以看出，不同溫度下溶脹的微球的粒徑大小分布有所不同。40 ℃下溶脹5 d后的微球粒徑大小分布較寬，在10～100 μm。90 ℃下溶脹5 d后的微球的粒徑較40 ℃下溶脹5 d的微球粒徑有所增大，在20～110 μm。40 ℃下溶脹5 d的微球粒徑中值約為40 μm，而90℃下溶脹5 d后的微球粒徑中值約為45 μm，粒徑分布明顯向大粒徑方向變化。即微球在較高溫度下溶脹時能夠溶脹更加充分，溶脹后的微球粒徑也較大。這也表明交聯(lián)聚丙烯酰胺微球具有比部分水解聚丙烯酰胺更好的耐溫性，可以在高溫油藏中使用。

圖4給出了SMG微球凝膠在120 ℃高溫烘箱連續(xù)放置1、32 d后的顯微鏡照片。從圖4可以看出，微球在120 ℃溶脹32 d后的粒徑比1 d后的微球粒徑明顯變大，微球在120 ℃溶脹32 d后顯微鏡下還能觀察到微球的存在，這進一步說明SMG微球凝膠具有很好的耐溫性能。

圖4 SMG微球凝膠的耐溫穩(wěn)定性

Fig.4High-temperaturestabilityofSMGmicrospheres

2.3.2 SMG微球凝膠調驅效果 三管填充管SMG微球凝膠分散體系調驅實驗結果見表3。從表3中可以看出，水驅時，驅油效率與滲透率的大小有關，高滲砂管水驅時，驅油效率高，中滲砂管次之。當含水率達到98%時，高滲模型水驅驅油效率為69.79%，而中滲模型為57.73%，低滲模型僅為48.50%，三管總驅油效率為60.05%。注入0.5 PV的質量濃度為1 800 mg/kg SMG微球分散體系后,三管總的驅油效率為70.13%，微球分散體系驅油效率在水驅基礎上提高10.08%。三管模型中，注入SMG微球分散體系的走向是，高滲透模型注入占總量的1/2，中滲占總量的1/3，低滲僅占總量的1/6。由此可見，注SMG球分散體系調驅后，驅油效率的增加主要來源于低滲層，驅油效率提高了16.11%，中滲模型驅油效率提高了11.28%，而高滲模型驅油效率僅提高了5.02%。這主要由于SMG微球進入高滲模型及中滲模型后，對其形成了有效封堵，使得后續(xù)注入水主要進入低滲模型，從而發(fā)生了液流轉向，使得低滲模型中未動用的油被驅出。表明SMG微球可以明顯提高水驅采收率，調驅效果顯著。

表3 填砂巖心物理模擬調驅結果Table 3 EOR of three-tube sand pack model

3 現(xiàn)場試驗

3.1調驅層系及井網的優(yōu)選

優(yōu)選平面上全區(qū)發(fā)育、縱向上厚度大而集中共計13個單砂體作為調驅目標層系。

優(yōu)選注入井與受益井井況良好、注采對應率高、注水見效明顯且注入井有一定的壓力上升空間的注入井組成調驅井網，通過研究形成“9注14采“的井網實施深部調驅試驗，共覆蓋地質儲量316.94×104t。

3.2段塞結構及濃度優(yōu)化

首先依據調驅技術特點，確立了分類設計原則，根據注水壓力、吸水狀況及壓降速率等資料數據，結合竄流通道識別的結果，將試驗區(qū)調驅井分成3類，A類為竄流較嚴重井，B類為竄流發(fā)育區(qū)井，C類為無竄流井。

按分類結果采用不同調驅劑段塞結構，充分體現(xiàn)單井個性化設計(見表4)。A、B類調驅井采用連續(xù)凝膠段塞對調驅目的層進行高滲水流優(yōu)勢通道的預處理(在主段塞SMG注入期間根據注入壓力變化實施連續(xù)凝膠段塞的中間處理)，再注入大劑量調驅SMG主段塞，C類井則直接注入調驅主段塞SMG微球調驅劑(見表5)。

表4 小集油田官979斷塊深部調驅注入段塞結構設計Table 4 Structure design of slug injection during deep profile controland displacement forG979 block of Xiaoji oilfield

3.3現(xiàn)場施工情況

官979斷塊自2011年9月試注、2012年2月整體投注，截止2013年6月底已注入調驅劑34.02×104m3，占設計量的79.5%。施工過程中針對壓力上升幅度及受益油井見效情況等，及時對現(xiàn)場調驅注入量及段塞進行優(yōu)化調整(見表6)。

表5 小集油田官979斷塊調驅段塞濃度設計Table 5 Mass fraction design during deep profile control anddisplacement for G979 block of Xiaoji oilfield

表6 段塞調整情況Table 6 Situation of slug adjustment

3.4效果分析

3.4.1 注水井效果分析 小集油田官979斷塊方案部署注入井9口，目前已經全部施工。截止2013年6月下旬，官979斷塊9口井注水指標均好轉，平均注水壓力由13.6 MPa 上升至17.2 MPa，90 min井口壓降由9.6 MPa減緩至4.4 MPa，啟動壓力由11.4 MPa 上升至15.1 MPa(見表7)。

3.4.2 區(qū)塊開發(fā)效果分析 官979斷塊2011年8月開始試注，2012年2月全面投注。經過調驅，斷塊生產形勢明顯好轉，斷塊日產油水平逐漸上升，由調驅前的48 t/d，上升至2013年5月底的69.81 t/d，提高了21.81 t/d，14口調驅受益油井，見效13口，見效率92.86%，受益井純增油9 500 t。

表7 試驗區(qū)調驅前后注水指標變化情況對比表Table 7 Change of water injection index before and after profile control and displacement at test field

4 結論

(1) 試驗區(qū)調驅井根據注水壓力、吸水狀況及壓降速率等資料數據，結合竄流通道識別的結果進行分類設計調驅段塞結構，充分體現(xiàn)了單井個性化設計，實施針對性強。

(2) 大劑量深部調驅技術采用封堵能力強的連續(xù)凝膠與驅油效果好的SMG微球凝膠交替注入，提高了調驅劑與油藏的適應性與匹配性，整體實施效果顯著。

(3) 在調驅實施過程針對壓力上升幅度及受益油井見效情況等，及時對現(xiàn)場調驅注入量及段塞進行優(yōu)化調整，可保證實施效果的持續(xù)有效。

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(編輯 宋官龍)

Application of High Dose Deep Profile Control Technology in High Water Cut and High Recovery Percent Reservoir of Xiaoji Oilfield

Lin Yun

(OilProductionTechnologyInstituteofDagangOilfield,Tianjin300280,China)

After 30 years of water flood development, G979 block of Xiaoji oilfield has entered high water cut and high recovery percent development period, and the remaining oil is highly scattered. In this situation, the basic physical and chemical properties of KN corss-linked polymer and SMG microsphere gel for high temperature reservoir were studied. The results showed that the gel synthesized by HPAM (hydrolyzed polyacrylamide) and KN crosslinking agent could be long-time stable with constant viscosity of 100 000 mPa·s at 113 ℃. And the residual resistance factor of it in core with permeability of 3.0 μm2reached to above 20, exhibiting good plugging performance. SMG microspheres could resist 120 ℃ and their sizes increased obviously due to swelling at high temperature, which tended to plug the high permeability and would change the direction of the injected water during the follow-up water flooding stage, with the ultimate purpose of enhancing oil recovery. The KN corss-linked polymer and SMG microsphere gel for high temperature reservoir were optimized for the deep profile control test. Meanwhile the formation, well pattern, injected volume, plug structure were studied and optimized, combining with the adjustment of injection parameters on time. After large dose deep profile control applied in G979 block, the development effect and the water injection indexes have been significantly improved. Until June 2013, 13 wells out of corresponding 14 wells have taken effect and the increasing oil amount 9 500 t.

High dose； Deep profile control； Microsphere； High water cut and high recovery percent reservoir

2014-07-01

：2014-07-28

林云(1983-)，女，碩士，工程師，從事調驅技術研究；E-mail：dg_linyun@petrochina.com.cn。

1006-396X(2014)05-0085-07

T357.46； O648

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.018