楊中建，賈鎖剛，張立會，吳行才，竇紅梅，郭子儀，曾立軍，李宏偉，郭立強(qiáng)，賈志偉，方位（. 中國石油青海油田鉆采工藝研究院；. 中國石油勘探開發(fā)研究院；. 中國石化中原油田；. 西南石油大學(xué)）

異常高溫、高鹽油藏深部調(diào)驅(qū)波及控制技術(shù)

楊中建1，賈鎖剛1，張立會1，吳行才2，竇紅梅1，郭子儀1，曾立軍1，李宏偉1，郭立強(qiáng)3，賈志偉1，方位4
（1. 中國石油青海油田鉆采工藝研究院；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院；3. 中國石化中原油田；4. 西南石油大學(xué)）

摘要：為了提高高溫、高鹽油藏開發(fā)后期注入水波及系數(shù)和驅(qū)油效率，以尕斯庫勒E31油藏為研究對象，開展異常高溫、高鹽油藏波及控制技術(shù)（SCT）研究與礦場試驗(yàn)?？蓜游⒛z體系性能評價(jià)及礦場試驗(yàn)結(jié)果表明，基于可動微凝膠調(diào)驅(qū)體系的SCT技術(shù)在目標(biāo)油藏具有較好的熱穩(wěn)定性，現(xiàn)場實(shí)施有效期為100～120 d，通過調(diào)整注入粒徑、濃度，能有效提高SCT技術(shù)實(shí)施成功率。不同于聚合物驅(qū)、聚合物凝膠驅(qū)通過提高波及系數(shù)機(jī)理提高原油采收率，SCT技術(shù)能夠提高波及效率和驅(qū)油效率，其驅(qū)替機(jī)理通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場試驗(yàn)得到進(jìn)一步論證。目標(biāo)油藏實(shí)施6個(gè)井組SCT技術(shù)后，累計(jì)增油1.03×104t，降水4.79×104m3，投入產(chǎn)出比1∶2.09。但當(dāng)國際油價(jià)處于低位時(shí)，SCT技術(shù)在異常高溫、高鹽油藏開發(fā)后期應(yīng)用可能會有較大風(fēng)險(xiǎn)。圖9表4參31

關(guān)鍵詞：高溫高鹽油藏；可動微凝膠；波及控制技術(shù)；深部調(diào)驅(qū)；驅(qū)油機(jī)理；經(jīng)濟(jì)效益

0　引言

非均質(zhì)油藏注水開發(fā)后期，受油藏非均質(zhì)性和開發(fā)因素等影響，剩余油分布更加分散、復(fù)雜，大量剩余油分布在注入水未波及的低滲透帶和微觀孔喉、孔隙結(jié)構(gòu)中[1-7]，聚合物驅(qū)、聚合物凝膠驅(qū)技術(shù)能夠有效擴(kuò)大波及系數(shù)，提高原油采收率，但礦場試驗(yàn)中存在聚合物在高溫高鹽環(huán)境下熱穩(wěn)定性差、聚合物凝膠傷害非目的層等問題[8-14]。在文獻(xiàn)[15]中，吳行才等提出了一項(xiàng)新型提高采收率技術(shù)——波及控制技術(shù)（Sweep Control Technology，簡稱SCT），不同于聚合物驅(qū)、聚合物凝膠驅(qū)主要通過提高波及系數(shù)機(jī)理來提高原油采收率[15-17]，該技術(shù)以耐溫抗鹽新材料可動微凝膠（Soft Microgel，簡稱SMG）為基礎(chǔ)，將SMG體系注入油藏深部，能夠提高波及效率和驅(qū)油效率[15]。自2010年起，SCT技術(shù)先后在遼河油田、大港油田、華北油田等中高溫、高鹽油藏開展了單井或區(qū)塊深部調(diào)驅(qū)礦場試驗(yàn)，取得了較好的應(yīng)用效果[15,18-19]。

尕斯庫勒油田深層油藏為異常高溫、高鹽油藏，地層溫度126 ℃，地層水礦化度（17～18）×104mg/L，Ca2++Mg2+含量2 350 mg/L。本文以尕斯庫勒油田為研究對象，開展異常高溫、高鹽砂巖油藏開發(fā)后期SCT技術(shù)研究與礦場試驗(yàn)，進(jìn)一步認(rèn)識SCT技術(shù)。

1　SMG體系性能評價(jià)

1.1粒徑分布和膨脹性能

將SMG體系原液用過濾后的地層水配制成濃度為5 000 mg/L的溶液，放入126 ℃恒溫烘箱中水化膨脹15 d，采用德國SYMPATEC GmbH公司生產(chǎn)的激光粒度分析儀進(jìn)行粒徑和膨脹性能分析。

微米級SMG初始粒徑為1～30 μm，粒徑中值為6.24 μm，水化膨脹15 d后，粒徑為10～200 μm，粒徑中值69.02 μm，表明SMG在高溫、高鹽環(huán)境下具有較好的水化膨脹性能，膨脹倍數(shù)能達(dá)到8～10倍（見圖1、圖2）。

圖1　水化前微米級SMG粒徑分布

圖2　水化膨脹15 d后SMG粒徑分布

1.2封堵性能

將濃度為5 000 mg/L的SMG溶液以0.5 mL/min注入速率分別注入高、低滲透填砂管中，注入不同孔隙體積倍數(shù)SMG溶液，通過觀察阻力系數(shù)變化評價(jià)封堵性能和注入性能。填砂管長度為50 cm，直徑為2.5 cm，高滲透填砂管滲透率為2 720×10-3μm2、低滲透填砂管滲透率為870×10-3μm2。

SMG體系對高、低滲透填砂管均有較好的封堵性能，高滲填砂管注入1.3 PV SMG溶液后，阻力系數(shù)達(dá)到8.5，后續(xù)水驅(qū)阻力系數(shù)約為6.0；低滲填砂管注入0.4 PV SMG溶液后，阻力系數(shù)達(dá)到10，后續(xù)水驅(qū)阻力系數(shù)約為12。在高滲填砂管注入SMG過程中，阻力系數(shù)隨著注入體積的增加逐漸上升（見圖3a），說明SMG逐漸向填砂管深部運(yùn)移，實(shí)現(xiàn)封堵。對于低滲透填砂管，由于相對孔喉半徑小，SMG更容易實(shí)現(xiàn)封堵，在注入少量SMG溶液后，阻力系數(shù)上升較快，但基本穩(wěn)定在6～11（見圖3b），后繼注水期間阻力系數(shù)也穩(wěn)定在較理想的狀態(tài)，說明SMG的注入性和深部調(diào)堵性能較好。

圖3　SMG體系阻力系數(shù)與注入孔隙體積倍數(shù)的關(guān)系

1.3驅(qū)油效率

采用單管、雙管填砂模型評價(jià)微米級SMG驅(qū)油效果，先將填砂管模型抽空6 h，飽和過濾后的地層水，測量孔隙度和水測滲透率，然后飽和稀釋后的地層原油，記錄出水量，計(jì)算原始含油飽和度；水驅(qū)油至模型出口含水98%，計(jì)算水驅(qū)采收率，最后注入不同體積倍數(shù)、濃度為5 000 mg/L的微米級SMG溶液，放入126 ℃恒溫烘箱中水化膨脹15 d后進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表1。其中單管填砂管模型和并聯(lián)填砂管模型的尺寸都為2.5 cm×50.0 cm。

表1　SMG填砂管模型驅(qū)油效果

對于雙管模型，低滲管水驅(qū)采收率低，為23.87%。SMG注入后首先進(jìn)入高滲管，隨著高滲管中SMG注入量的增加，封堵性逐漸增強(qiáng)，部分注入水改變液流方向進(jìn)入低滲管。SMG驅(qū)階段，高滲管采收率值為5.94%，低滲管采收率值為2.23%。在后續(xù)水驅(qū)過程中，由于高滲管采出程度高，后續(xù)水驅(qū)采收率值為4.58%；低滲管由于一次水驅(qū)采出程度低，注入的SMG體系對高滲管形成封堵后，后續(xù)水驅(qū)采收率大幅度提高，達(dá)到18.06%。在整個(gè)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)中，注入SMG體系后，原油采收率較一次水驅(qū)采收率平均提高13.97%，其中注SMG過程中平均提高3.64%，后續(xù)水驅(qū)過程中平均提高10.32%。由此表明，在高溫、高鹽環(huán)境下，SMG體系能在水驅(qū)后進(jìn)一步提高層內(nèi)驅(qū)油效率，同時(shí)由于封堵性能較好，擴(kuò)大了后續(xù)水驅(qū)波及體積，這種平面、縱向調(diào)整能力對于SCT技術(shù)應(yīng)用尤為重要。

1.4耐溫、耐鹽性能

將濃度為5 000 mg/L，在恒溫126 ℃下老化100 d后的SMG體系進(jìn)行掃描電子顯微鏡（荷蘭Philips公司：XL30型）觀察。SMG體系水化膨脹前粒徑約為6 μm（見圖4a），在高溫、高鹽環(huán)境下老化100 d后仍然保持在微米級，通過簇團(tuán)聚結(jié)粘連在一起，但是粒徑降至2 μm左右（見圖4b），說明長時(shí)間的高溫、高鹽環(huán)境，對SMG體系膨脹性能有較大影響，會降低礦場試驗(yàn)過程中SMG體系對高滲透層的封堵效果。

圖4　掃描電子顯微鏡下微米級SMG形態(tài)

2　油藏地質(zhì)概況

尕斯庫勒油田深層油藏為構(gòu)造完整、軸向近南北的背斜構(gòu)造砂巖油藏，縱向上劃分為22個(gè)小層，主要發(fā)育Ⅰ-4、Ⅰ-6、Ⅳ-4和Ⅳ-5這4個(gè)小層。儲集層平均孔隙度為13.9%，有效滲透率為26×10-3μm2，滲透率變異系數(shù)為0.7，地層原油黏度為1.76 mPa·s，為中—低孔、低滲透油藏。目前已進(jìn)入高含水開發(fā)期，地質(zhì)儲量采出程度為40.4%，含水78%。油藏精細(xì)描述研究表明[20]，主力層剩余油高度分散，剩余地質(zhì)儲量51%，大量剩余油滯留在微觀孔隙結(jié)構(gòu)中，常規(guī)的水驅(qū)方法和提高采收率措施很難動用這部分剩余油。

為了抑制注入水“竄流”，進(jìn)一步提高儲集層動用程度和驅(qū)油效率，在油藏構(gòu)造南部，選擇Y10-5、YXS2、Y11-27、Y11-6、YS5和Y12-31等6個(gè)井組開展SCT技術(shù)礦場試驗(yàn)，對應(yīng)一線油井17口，井距250～300 m（見圖5），在SCT技術(shù)實(shí)施前，地質(zhì)儲量采出程度為43.3%，單井平均日產(chǎn)油2.6 t，含水率為92%。

圖5　試驗(yàn)井組井位圖

3　試驗(yàn)區(qū)水流優(yōu)勢通道識別

儲集層非均質(zhì)性研究對于提高采收率項(xiàng)目的設(shè)計(jì)和實(shí)施有重要的指導(dǎo)作用。1965年BRIGHAM和SMITH等[21-23]采用井間示蹤監(jiān)測技術(shù)研究油藏的非均質(zhì)性，在五點(diǎn)井網(wǎng)基礎(chǔ)上，建立示蹤劑產(chǎn)出曲線半解析模型，可定量解釋高滲層厚度、滲透率、孔隙度等參數(shù)，在國內(nèi)油田得到了廣泛應(yīng)用[24-26]，在實(shí)施SCT技術(shù)前，對6個(gè)試驗(yàn)井組進(jìn)行了井間示蹤劑監(jiān)測，通過示蹤劑產(chǎn)出曲線解釋得出井間高滲透層物性參數(shù)。

表2列出了6個(gè)試驗(yàn)井組示蹤劑產(chǎn)出曲線解釋結(jié)果和高滲透層發(fā)育小層。為了指導(dǎo)SCT技術(shù)應(yīng)用和驅(qū)替機(jī)理分析，根據(jù)突進(jìn)系數(shù)（Tk）計(jì)算結(jié)果，將試驗(yàn)井組高滲層劃分為一級水流優(yōu)勢通道（Tk>3）、次級水流優(yōu)勢通道（2≤Tk≤3）、正?？紫锻ǖ溃═k<2）3種類型[15,27-28]，6個(gè)試驗(yàn)井組均存在一級水流優(yōu)勢通道，共發(fā)育13個(gè)，其中Ⅰ-6小層為主要水竄層，分布在4個(gè)井組中，平均滲透率為798×10-3μm2，平均孔喉半徑4.7 μm。

表2　試驗(yàn)井組高滲通道識別及物性參數(shù)解釋

4　礦場試驗(yàn)效果分析

在實(shí)施SCT技術(shù)前，采用凝膠顆粒對井筒附近大孔道進(jìn)行防竄處理，避免SMG體系在油水井之間“竄流”，借鑒油藏前期調(diào)剖工藝[29]，凝膠顆粒注入粒徑設(shè)計(jì)為1～3 mm，注入濃度1 000～3 000 mg/L，注入液量3.75×104m3。SMG注入粒徑設(shè)計(jì)為微米級，注入濃度為3 000～5 000 mg/L，以一級、次級水流優(yōu)勢通道為SCT技術(shù)處理層，注入0.1 PV SMG體系，注入液量為12.2×104m3。2012年7月開始注入凝膠顆粒段塞，2012年12月開始實(shí)施SCT技術(shù)，2013年12月底結(jié)束。

4.1試驗(yàn)井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)變化

試驗(yàn)井組生產(chǎn)曲線見圖6。在注凝膠顆粒防竄段塞期間，產(chǎn)油量在2012年8月和9月出現(xiàn)短暫的上升，但由于凝膠顆粒在高溫、高鹽環(huán)境下熱穩(wěn)定性差，措施有效期短。2012年9月后，產(chǎn)液量和含水率快速上升。2013年1月，含水率升至92%，月產(chǎn)油量下降至1 313 t，整體上，防竄段塞沒有達(dá)到預(yù)期效果。

圖6　試驗(yàn)井組生產(chǎn)曲線

2012年12月開始實(shí)施SCT技術(shù)，注入SMG主體段塞后，產(chǎn)油量持續(xù)保持上升趨勢，直到2013年4月和9月產(chǎn)量有所下降，表明SCT技術(shù)在高溫、高鹽環(huán)境下封堵性能和驅(qū)油效率均有不同程度下降。因此在2013年5月、9月分別對SMG體系的注入粒徑和濃度進(jìn)行調(diào)整，參數(shù)調(diào)整后產(chǎn)油量在2013年7月增至2 483 t，含水率下降至79%，2014年1月產(chǎn)油量達(dá)到2 644 t，產(chǎn)液量上升，但含水率下降不明顯，這是因?yàn)?，在注入后期階段，由于SMG溶液大劑量長時(shí)間注入，儲集層深部水驅(qū)方向轉(zhuǎn)向，增加新的產(chǎn)層，因而產(chǎn)液量上升明顯，短時(shí)間內(nèi)產(chǎn)油量增加，含水沒有較大變化，但高溫高鹽環(huán)境下，體系長期封堵性能較弱，并不能長時(shí)間控制水流優(yōu)勢通道，2014年1月后，產(chǎn)油量急劇下降，含水快速上升。

以2013年1月的產(chǎn)油量為SCT技術(shù)增油降水效果評價(jià)的基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。2013年2月至2014年3月為技術(shù)有效期，試驗(yàn)井組月產(chǎn)油量由1 313.0 t平均增至2 049.6 t，月均增加736.6 t，含水率由91.7%降至84.1%，降低7.6%，累計(jì)增產(chǎn)原油1.03×104t，降水4.79×104m3。

4.2經(jīng)濟(jì)效益

試驗(yàn)井組共注入SMG體系506.8 t，按2.5×104元/t價(jià)格計(jì)算，化工料投入1 267.00×104元，油水井配套措施（包括油水井大修、動態(tài)監(jiān)測）投入306.60×104元，地面配套建設(shè)費(fèi)用（包括注入設(shè)備、地面注入流程建設(shè)）投入356.35×104元，SCT技術(shù)礦場試驗(yàn)共投入1 929.95×104元，共產(chǎn)出4 035.48×104元，投入產(chǎn)出比1∶2.09。

5　SCT技術(shù)認(rèn)識與發(fā)展

文獻(xiàn)[15]對SCT技術(shù)驅(qū)油機(jī)理在室內(nèi)做了部分研究，并提出了“同步調(diào)驅(qū)”機(jī)理，但涉及理論的礦場試驗(yàn)論證比較少。本文將從室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場試驗(yàn)兩個(gè)方面進(jìn)一步論證和發(fā)展SCT技術(shù)理論。

5.1“同步調(diào)驅(qū)”機(jī)理

實(shí)驗(yàn)采用可視化平面夾砂模型，設(shè)計(jì)的模型尺寸長×寬×高為50 cm×0.1 cm×20 cm。模型抽真空2 h后飽和蒸餾水。油驅(qū)水至出口端無水為止，靜置12 h。然后水驅(qū)油至出口端無油滴為止。注入1.0 PV、濃度為5 000 mg/L的SMG溶液，錄像跟蹤實(shí)驗(yàn)過程，并且攝錄實(shí)驗(yàn)的連續(xù)過程。

由圖7a見，水驅(qū)結(jié)束后，仍然有大部分原油滯留低滲透帶，SMG溶液（圖中藍(lán)色液體）首先進(jìn)入高滲透帶，隨著高滲透帶中SMG體系濃度增加，儲集層深部水驅(qū)方向改變，波及效率提高。連續(xù)攝錄過程顯示了SMG在模型中的運(yùn)移規(guī)律（見圖7b），水化膨脹后的SMG在儲集層深部孔喉中暫堵、然后變形通過，再暫堵到下一個(gè)孔喉，通過不同粒徑的SMG重復(fù)無數(shù)個(gè)這樣的過程，在增加大孔隙喉道滲流阻力同時(shí)，小粒徑SMG和注入水進(jìn)入小孔隙中，“SMG、注入水分工合作”[15]直接作用于其中的剩余油，實(shí)現(xiàn)高效驅(qū)油。

5.2層內(nèi)非均質(zhì)性改善

根據(jù)YXS2井組實(shí)施SCT技術(shù)前后示蹤劑監(jiān)測結(jié)果，分析SCT技術(shù)對層內(nèi)非均質(zhì)性的改善能力（見表3）。井組主要發(fā)育I-6小層，YS8和YS1兩口油井方向存在一級水流優(yōu)勢通道。SCT技術(shù)實(shí)施后，YS1井方向小層水驅(qū)速度由4.43 m/d降至2.94 m/d，滲透率由1 065.01×10-3μm2降至758.60×10-3μm2；YS8井方向水驅(qū)速度由3.80 m/d降至3.30 m/d，小層滲透率由1 107.84×10-3μm2降至842.13×10-3μm2。次級水流優(yōu)勢通道方向上，YS7井方向Ⅰ-6小層水驅(qū)速度則由2.00 m/d增至2.58 m/d，由此表明SCT技術(shù)能夠改善層內(nèi)非均質(zhì)性。

圖7　SCT技術(shù)驅(qū)油機(jī)理示意圖

表3　YXS2井組SCT技術(shù)實(shí)施前后高滲透層水驅(qū)速度和滲透率變化

5.3注入、產(chǎn)出剖面變化

通過注入剖面分析（見圖8），SCT技術(shù)實(shí)施后主要吸水層位Ⅰ-6、Ⅲ-3和Ⅳ-4小層相對吸水量均有不同程度下降，試驗(yàn)區(qū)吸水層由11個(gè)增加至15個(gè)。表4說明了SCT技術(shù)實(shí)施后試驗(yàn)井組產(chǎn)出剖面變化情況，一級水流優(yōu)勢通道發(fā)育的Ⅰ-1、Ⅰ-6、Ⅱ-4、Ⅲ-3和Ⅳ-4小層產(chǎn)油量均有不同程度上升，5個(gè)小層產(chǎn)油量由21.98 m3增至37.96 m3，產(chǎn)水量由313.93 m3降至293.93 m3，其中，主要水流優(yōu)勢通道Ⅰ-6小層產(chǎn)水量由265.57 m3降至235.82 m3，產(chǎn)油量則由15.67 m3升至21.07 m3，試驗(yàn)井組Ⅰ-4、Ⅰ-5、Ⅲ-7等次、非主力層產(chǎn)油量增加。

圖8　SCT技術(shù)實(shí)施前后注入剖面變化

表4　試驗(yàn)井組對應(yīng)油井產(chǎn)出剖面變化

SCT技術(shù)實(shí)施后，一級水流優(yōu)勢通道產(chǎn)油量增加，層內(nèi)驅(qū)油效率提高，次、非主力層吸水量增加，波及體積擴(kuò)大，初步驗(yàn)證了SCT技術(shù)“同步調(diào)驅(qū)”的驅(qū)替機(jī)理，但在高溫高鹽環(huán)境下，SCT技術(shù)層間矛盾改善能力弱，主要水竄層Ⅰ-6小層單層突進(jìn)未能有效緩解。

5.4粒徑對SCT技術(shù)效果影響

與其他油藏SCT技術(shù)有效期較長[15]不同，對于異常高溫、高鹽油藏，SCT技術(shù)有效期較短。通過試驗(yàn)井組生產(chǎn)曲線分析，SCT技術(shù)在目標(biāo)油藏有效期為100～120 d。為了降低苛刻的油藏條件對SMG體系封堵、驅(qū)油性能的影響，2013年5月，將注入粒徑調(diào)整至亞毫米級，粒徑為1～128 μm，注入濃度由3 000 mg/L調(diào)整至4 000 mg/L，2013年9月將注入粒徑調(diào)整至毫米級，粒徑為200～300 μm，濃度調(diào)整至5 000 mg/L。調(diào)整后，產(chǎn)油量均出現(xiàn)上升，含水率下降（見圖6）。

Y11-6井組一直采用微米級SMG體系注入，SCT技術(shù)實(shí)施后該井Ⅰ-6小層單層“竄流”現(xiàn)象進(jìn)一步加?。ㄒ妶D9），對應(yīng)油井產(chǎn)油量沒有明顯變化，這表明注入?yún)?shù)調(diào)整對技術(shù)實(shí)施效果有著決定性的作用。

圖9　Y11-6井實(shí)施前后注入剖面變化

6　討論

高溫、高鹽油藏開發(fā)后期儲集層深部水驅(qū)方向轉(zhuǎn)向是亟待解決的技術(shù)難題[30]，盡管SMG體系抗溫、耐鹽性能相較傳統(tǒng)的聚合物溶液或交聯(lián)聚合物凝膠有較大提升，但對于本文所述異常高溫、高鹽油田仍需要進(jìn)一步提升，若能夠研發(fā)一種熱穩(wěn)定性良好的封堵體系和SMG體系復(fù)配注入，可能會增強(qiáng)SCT技術(shù)對油藏深部水流優(yōu)勢通道控制能力，實(shí)現(xiàn)高效的波及控制。

在礦場試驗(yàn)過程中，調(diào)整后的SMG注入粒徑大于試驗(yàn)井組解釋得出的最大孔隙半徑，這表明：SMG體系通過多孔介質(zhì)能力不能用“固體顆粒通過多孔介質(zhì)時(shí)，當(dāng)微粒直徑大于孔隙半徑1/3時(shí)，就會產(chǎn)生架橋阻塞”的理論[31]來解釋，根據(jù)地層孔隙半徑來確定注入粒徑大小，可能會誤導(dǎo)SCT技術(shù)注入粒徑設(shè)計(jì)。

7　結(jié)論

SCT技術(shù)能夠改善儲集層非均質(zhì)性，通過對孔喉暫堵—突破—再暫堵—再突破的微觀驅(qū)替機(jī)理，可以實(shí)現(xiàn)高效的波及控制，提高驅(qū)油效率，該機(jī)理通過室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和礦場試驗(yàn)得到論證，但由于前置防竄段塞未達(dá)到預(yù)期效果，最大級別的優(yōu)勢流動通道未能得到較好抑制，后繼注入的SMG體系對該級別竄流通道封堵控制能力較弱，影響了SMG體系在儲集層中波及控制性能的發(fā)揮。

在礦場試驗(yàn)過程中，通過調(diào)整SMG體系注入粒徑，能有效地提高SCT技術(shù)對水流優(yōu)勢通道控制能力，進(jìn)一步降低技術(shù)在高溫、高鹽油藏中的實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)。

目標(biāo)油藏SCT項(xiàng)目投入產(chǎn)出比1∶2.09，低于其他油藏實(shí)施的SCT項(xiàng)目，但在異常高溫、高鹽油藏環(huán)境下中，尤其是防竄段塞整體失敗的情況下，這仍然是一個(gè)可以接受的經(jīng)濟(jì)效益，但當(dāng)國際油價(jià)處于低位時(shí)，該技術(shù)在類似油藏開發(fā)后期應(yīng)用可能會有較大風(fēng)險(xiǎn)；如能配合應(yīng)用高性能的防竄段塞，則SMG波及控制技術(shù)應(yīng)用的技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果可進(jìn)一步提升。

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（編輯張敏）

Deep profile adjustment and oil displacement sweep control technique for abnormally high temperature and high salinity reservoirs

YANG Zhongjian1, JIA Suogang1, ZHANG Lihui1, WU Xingcai2, DOU Hongmei1, GUO Ziyi1, ZENG Lijun1, LI Hongwei1, GUO Liqiang3, JIA Zhiwei1, FANG Wei4
(1. Drilling and Production Technology Research Institute of PetroChina Qinghai Oilfield Company, Gansu 736202, China; 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 3. Sinopec Zhongyuan Oilfield Company, Henan 457001, China; 4. Southwest Petroleum University, Sichuan 610000, China)

Abstract:To improve water flooding sweeping efficiency and oil displacement efficiency in reservoirs with abnormally high temperature and high salinity during late development stage, taking Gasikule E31reservoir as the research object, lab study and field test of sweep control technique (SCT) were conducted. Performance evaluation and field test results of soft microgel (SMG) agent show that: SCT has good thermal stability in the target reservoir and an effective period of 100-120 d in the field test, and the success rate of SCT can be greatly increased by adjusting particle size and concentration of the gel. Unlike polymer flooding or polymer-gel flooding which improves oil recovery by enhancing sweep efficiency, SCT can improve oil displacement and water sweep efficiency, and its displacement mechanisms have been confirmed by the lab experiment and field test. The SCT has been applied in six well groups in the target reservoir, resulting in a cumulative oil increment of 1.03′104tons, water production drop of 4.79′104m3, and an input-output ratio of 1:2.09. But when international oil price is low, SCT project may have high failure risk in application to reservoirs with abnormally high temperature and high salinity.

Key words:high temperature high salinity reservoir; soft microgel; sweep control technology; deep profile control; oil displacement mechanism; economic benefit

基金項(xiàng)目：中國石油青海油田尕斯庫勒油田E31油藏二次開發(fā)深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)（2011-ZG-006004）

中圖分類號：TE357.46；TE341

文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

文章編號：1000-0747(2016)01-0091-08

DOI:10.11698/PED.2016.01.11

第一作者簡介：楊中建（1982-），男，四川綿陽人，碩士，中國石油青海油田公司鉆采工藝研究院工程師，主要從事調(diào)驅(qū)、調(diào)剖技術(shù)研究與應(yīng)用方面的研究工作。地址：甘肅省敦煌市七里鎮(zhèn)，中國石油青海油田公司鉆采工藝研究院，郵政編碼：736200。E-mail：yangzjqh@petrochina.com.cn

收稿日期：2015-06-29修回日期：2015-12-08