黃曉東，唐曉旭，劉義剛，溫哲華，張　健，呂　鑫

[1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油研究總院海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京100027]

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新型在線深部調(diào)剖技術(shù)在海上稠油油田的研究與應(yīng)用

黃曉東1，唐曉旭1，劉義剛1，溫哲華1，張健2，呂鑫2

[1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津300452；2.中海油研究總院海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京100027]

針對渤海海上稠油油田注水指進現(xiàn)象及竄流嚴(yán)重，導(dǎo)致注入水低效循環(huán)的現(xiàn)狀，對新型在線深部調(diào)剖技術(shù)開展了研究及應(yīng)用。該技術(shù)采用凍膠+聚合物微球組合，實行井口調(diào)剖和在線調(diào)剖相結(jié)合的方式，封堵地層中產(chǎn)生竄流的高滲透層和大孔道，調(diào)整吸水剖面，增大波及系數(shù)； 同時注入的深部液流轉(zhuǎn)向劑可向地層深部緩慢運移，進行驅(qū)油，起到調(diào)整吸水剖面和驅(qū)油的雙重作用，顯著改善水驅(qū)開發(fā)效果。調(diào)剖技術(shù)施工設(shè)備簡單，適于海上油田作業(yè)。應(yīng)用結(jié)果表明，該技術(shù)有效解決了海上稠油油田增產(chǎn)挖潛困難的難題；證明該技術(shù)對海上稠油油田的控水穩(wěn)油是可行的，能夠解決海上稠油油田的增產(chǎn)挖潛問題，降水增油效果顯著，投入產(chǎn)出比是常規(guī)化學(xué)調(diào)剖的3倍。

深部調(diào)剖；聚合物微球；稠油；波及體積；采收率

深部調(diào)剖改善水驅(qū)提高采收率技術(shù)在陸地油田已取得良好的應(yīng)用效果，但針對海上油田的系統(tǒng)深入研究與應(yīng)用才剛剛起步[1-4]。海上油田的油藏環(huán)境和生產(chǎn)條件獨特，如海上平臺生產(chǎn)作業(yè)空間受限、繞絲篩管礫石充填防砂完井、大井距、長井段、一套井網(wǎng)多層開采等，同時強注強采措施既不利于水驅(qū)，又加劇了油藏非均質(zhì)及注水指進程度[5-8]。鑒于海上油田特點，陸地油田成功的深部調(diào)剖技術(shù)及經(jīng)驗不能滿足海上油田作業(yè)要求，需深入開展適合海上油田特點的改善水驅(qū)技術(shù)，提高海上油田采收率[9-11]。

聚合物微球是由交聯(lián)聚合物溶液(LPS)發(fā)展而來的，可避免地層環(huán)境干擾的新型調(diào)驅(qū)材料。初始尺寸為納米級或亞微米級，隨注入水注入調(diào)驅(qū)目的儲層，微球膨脹到合適尺寸后在巖石孔喉處形成封堵，實現(xiàn)后續(xù)注入水微觀改向，進入未波及的儲層[12-13]。

1 海上稠油油田開發(fā)概況

S01油田于1993年9月投產(chǎn)，截至2015年10月，油田總井?dāng)?shù)為484口，其中油井326口、水井144口、水源井14口。日產(chǎn)油1.44×104m3，綜合含水75%，日注水6.59×104m3；年產(chǎn)油速度為1.78%，累計產(chǎn)油7124×104m3，采出程度為23.9%。與類似陸地油田對比，在相同的含水條件下，油田的采出程度優(yōu)于陸地油田。油田含水近幾年上升較快，尤以F區(qū)含水上升最快。因此有必要在F區(qū)開展深部調(diào)剖和礦場試驗，更好地解決油田穩(wěn)油控水問題。

2 新型在線深部調(diào)剖技術(shù)研究

整體研究思路：首先利用凍膠充分調(diào)剖，再使用聚合物微球調(diào)節(jié)層內(nèi)矛盾。具體方法：對近井高滲透通道采用有封堵性強的有機鉻交聯(lián)劑與聚合物形成連續(xù)相凍膠進行井口調(diào)剖；對油藏深部采用運移性強的聚合物微球(主要調(diào)節(jié)層內(nèi)矛盾)進行在線調(diào)剖[14-15]。

研究內(nèi)容：首先選擇調(diào)剖決策技術(shù)，利用篩選出的決策技術(shù)開展S01油田F區(qū)調(diào)剖決策，進而結(jié)合動態(tài)分析篩選出兩口調(diào)剖井；然后根據(jù)油藏物性及室內(nèi)實驗結(jié)果，選擇不同的調(diào)剖劑及組合方式，優(yōu)化調(diào)剖劑用量、濃度、注入速度、壓力、段塞組合等參數(shù)，編寫礦場試驗方案，審核通過后組織現(xiàn)場施工。對施工過程進行實時監(jiān)測，根據(jù)監(jiān)測結(jié)果及時調(diào)整注入?yún)?shù)，最后進行目標(biāo)井組分級組合深部調(diào)剖效果的跟蹤和評價。

新型在線深部調(diào)剖核心技術(shù)主要包括：目標(biāo)井區(qū)竄流強度分析、孔喉表征技術(shù)和工作液體系篩選及性能評價技術(shù)。本文重點介紹孔喉表征技術(shù)和工作液體系篩選及性能評價技術(shù)。

2.1 目標(biāo)井區(qū)竄流強度分析

采用示蹤劑法，利用一維水驅(qū)滲流公式計算得到竄流區(qū)域的壓力梯度為0.96～3.71MPa/m，原始油藏條件下壓力梯度為0.01～0.05MPa/m。封堵壓力梯度為0.96～3.71MPa/m的竄流通道需要調(diào)剖體系具有較高的壓力梯度。竄流通道水驅(qū)前緣推進速度最快為35～60m/d，竄流層滲透率達到12～18D，竄流孔喉直徑為25～30μm，利用達西公式反推在實際油藏中能夠起到流度控制作用的流體黏度為32000～110000mPa·s。

2.2 孔喉表征技術(shù)研究

儲層的孔喉直徑是確定調(diào)剖體系能否進入深部的重要參數(shù)，本研究采用示蹤劑法來確定和計算試驗區(qū)孔喉直徑。油田現(xiàn)場示蹤劑作業(yè)測試結(jié)果表明，F(xiàn)區(qū)4.2小層平均孔喉值為15～20μm，在油藏中大面積存在，開展深部調(diào)剖必須與之相匹配。

2.3 工作液體系篩選及性能評價技術(shù)研究

渤海S01油田防砂方式為繞絲篩管加礫石充填，擋砂精度為30～40目。該方式不但限制顆粒堵劑的大小，也增加了凍膠類堵劑的機械剪切，因此對所選調(diào)剖劑有更高的要求：①凍膠類堵劑通過剪切后仍保留有較高的強度；②顆粒類堵劑的初始粒徑要足夠小，能夠順利通過防砂層且耐剪切。

選擇的堵劑既要滿足通過防砂層達到油藏深部的要求，同時也要滿足在S01油田F區(qū)地層溫度(65℃)和注入水礦化度(0.9374×104mg/L)條件下長期穩(wěn)定的要求。

調(diào)剖劑分為φ堵劑和d堵劑。φ堵劑為連續(xù)相堵劑，用于封堵地層通道；d堵劑為分散相堵劑，用于封堵地層孔喉。通過分析目前較成熟的堵劑優(yōu)缺點，篩選出適合F區(qū)的連續(xù)相堵劑為凍膠，分散相堵劑為微球。

2.3.1 聚合物優(yōu)選

通過對比四川光亞AP-P4、勝利寶莫BM-73020和石大油服SD-201等3種聚合物(圖1)，觀察不同時間內(nèi)凍膠的黏度和強度，并考慮價格因素，最終選定石大油服SD-201作為現(xiàn)場用聚合物。

2.3.2 交聯(lián)劑優(yōu)選

能夠滿足目標(biāo)油藏條件下的連續(xù)相堵劑有酚醛樹脂凍膠及鉻凍膠。

其中SD-103酚醛樹脂凍膠是由聚丙烯酰胺通過酰胺基與酚醛樹脂的羥甲基發(fā)生反應(yīng)形成交聯(lián)鏈而生成的堵劑。酚醛樹脂凍膠的優(yōu)點是熱穩(wěn)定性好、成凍時間長、預(yù)縮聚物低毒；主要缺點是預(yù)縮聚物的有效期短，需要及時使用。

鉻凍膠有SD-101和SD-107兩種交聯(lián)劑。SD-101為氧化還原鉻交聯(lián)劑，六價的高價鉻離子通過還原劑生成三價鉻離子與聚丙烯酰胺交聯(lián)成凍膠；主要缺點是成膠時間快，存在一定毒性。SD-107是有機鉻交聯(lián)劑，是絡(luò)合的Cr3+緩慢釋放，通常是乳酸鉻或醋酸鉻，Cr3+通過絡(luò)合、水解、羥橋作用形成Cr3+的多核羥橋絡(luò)離子，與聚丙烯酰胺分子的羧基配位形成鉻凍膠。S01油田F區(qū)油藏溫度在有機鉻交聯(lián)劑最佳成膠溫度范圍內(nèi)，成膠穩(wěn)定，強度可控，根據(jù)油藏的地質(zhì)特點，選用有機鉻SD-107交聯(lián)劑。

2.3.3 聚合物微球粒徑評價

應(yīng)用掃描電鏡和動態(tài)激光粒度儀對聚合物微球進行了測定。由表1和表2表明，微球的初始粒徑為納米級，在水中水化膨脹后粒徑可以達到幾個甚至幾十微米。

表1　聚合物微球體系黏度表

表2　聚合物微球不同體系水化膨脹情況表

注：Ⅰ型微球以封堵高滲透條帶為主，Ⅱ型和Ⅲ型微球以擴大波及體積為主。

2.3.4 微球尺寸優(yōu)選

利用公式法、測井法和示蹤劑法3種方法計算目標(biāo)層位儲層孔喉值(平均孔喉直徑為20μm)，根據(jù)計算的孔喉值選擇合適的微球粒徑。微球是一個彈性球體，依靠膨脹后的架橋作用在地層孔喉處進行堵塞，實現(xiàn)注入水微觀改向。目前，通過Abrans暫堵理論等方法確定微球的初始粒徑、最小膨脹粒徑及最佳膨脹粒徑，具體選擇如下。

(1)初始粒徑尺寸：顆粒粒徑小于1/7倍孔喉直徑時可自由通過地層，不形成固相堵塞。根據(jù)地層孔喉直徑平均為20μm，得到1/7倍孔喉直徑為2.85μm，因此要求微球初始粒徑小于2.3μm，SD-310、SD-320符合條件。

(2)微球膨脹后的最小粒徑尺寸：顆粒粒徑大于1/3倍孔喉直徑時在地層表面形成外濾餅，彈性微球在此范圍內(nèi)可產(chǎn)生一定的封堵性能。根據(jù)地層孔喉直徑平均為20μm，得到1/3倍孔喉直徑為5.3μm，因此要求微球膨脹后粒徑要大于6.7μm，SD-320符合條件。

2.3.5 微球運移封堵驅(qū)油實驗(非均質(zhì)油藏)

實驗采用高低滲并聯(lián)填砂管巖心，長度為1m, 直徑為2.5cm, 橫截面積為5.3cm2，油田采出砂 840g；孔隙體積為160mL。注入微球條件：未膨脹，綏中36-1F油田生產(chǎn)污水，70℃，1800mg/L， 0.5mL/min，注入孔隙體積倍數(shù)0.5PV。

實驗步驟：①裝填模擬巖心，測量滲透率、孔隙體積及孔隙度；②飽和原油，在80℃(實驗原油黏度為56mPa·s)下老化2天；③注入油田污水驅(qū)替至采出液含水率達到98%時，注入0.5PV的不同濃度的微球調(diào)驅(qū)體系，在120℃烘箱中恒溫5天；④進行水驅(qū)，至采出液含水率達到98%時停止。實驗結(jié)果表明：在相近經(jīng)濟成本條件下，凍膠+微球組合采收率最高，具有明顯的優(yōu)勢(表3)。

表3　相近經(jīng)濟成本下驅(qū)油實驗結(jié)果表

注：以0.3PV凍膠為基礎(chǔ)。

2.3.6 工作液配方確定

分級組合深部調(diào)剖中，組合是連續(xù)相堵劑與分散相堵劑的組合，結(jié)合室內(nèi)實驗研究結(jié)果(表4)可知：在組合的基礎(chǔ)上，設(shè)計注入一段強凍膠作為封口段塞進行保護，若注完微球后壓力與之前注完凍膠相比有所下降，則注入封口段塞；若注完微球后壓力與之前注完凍膠相比有所上升，則直接轉(zhuǎn)水驅(qū)。

表4　F8井的組合段塞表

續(xù)表

注：動態(tài)調(diào)整指導(dǎo)系數(shù)是0.0028MPa/(100m3·d)。

3 礦場實踐

S01油田F8和F13井組分級組合深部調(diào)剖礦場先導(dǎo)試驗項目于2014年9月24日開始現(xiàn)場作業(yè)，2015年1月18日作業(yè)結(jié)束。與傳統(tǒng)調(diào)剖項目相比，該項目調(diào)剖體系能夠連續(xù)膨脹，并逐級運移到地層深部，對高滲透條帶的注入水不斷改向，擴大波及體積，現(xiàn)場注采井組取得了比較明顯的效果，是一項有效的深部調(diào)驅(qū)技術(shù)。

3.1 施工數(shù)據(jù)分析

3.1.1 壓降曲線

從壓降曲線測定結(jié)果來看，調(diào)剖前后壓降曲線變化明顯。其中，F(xiàn)8井調(diào)剖前關(guān)井后壓力由8.3MPa下降至5.9MPa；井口調(diào)剖結(jié)束后，關(guān)井候凝5天測壓降曲線，壓力由8MPa下降至6.7MPa(圖2a)。F13井調(diào)剖前關(guān)井后壓力由2MPa快速下降零，注凍膠結(jié)束關(guān)井候凝5天后，120min壓降由6.6MPa下降至4.8MPa，11月13日、11月20日和12月10日測試壓降曲線可見調(diào)剖后注入壓力明顯升高(圖2b)。調(diào)剖后，兩口注水井的壓力指數(shù)PI值均有明顯提高，F(xiàn)8井PI值由3.75提高至4.98，充滿度由0.74提高至0.99；F13井PI值由0.12提高到5.06，充滿度由0.02提高到0.92，說明調(diào)剖后竄流情況得到控制，充滿度得到顯著提高，達到調(diào)剖設(shè)計目標(biāo)。

3.1.2 施工曲線

從施工曲線(圖3)來看，注凍膠過程中注入壓力緩慢上升，平均升高2～5MPa。其中，F(xiàn)8井井口凍膠調(diào)剖后注入壓力由5.5MPa提高到8MPa；F13井井口凍膠調(diào)剖后注入壓力由2MPa提高到7MPa。轉(zhuǎn)入微球在線調(diào)剖后，注入壓力保持穩(wěn)定，且隨注入量的升高而有所上升，達到分級組合深部調(diào)剖方案設(shè)計的目標(biāo)。

3.2 施工效果分析

從受效井動態(tài)變化數(shù)據(jù)來看(表5)，產(chǎn)油明顯增加井共5口(F12、F2、F3、N1和N3)，日增油均在5m3以上；F12井日增油均在14.47m3左右，F(xiàn)3井日增油均在12.47m3左右，N1井日增油均在9.98m3左右。井組平均含水率下降8.4%左右，其中F2井含水率下降17.57%，F(xiàn)12井含水率下降15.51%，N1井含水率下降10.04%。截至2015年4月21日，井組累計增油15300m3，降水、增油效果顯著。

注：本表數(shù)據(jù)采用現(xiàn)場流量計計量數(shù)據(jù)。

4 結(jié)　論

常規(guī)調(diào)剖側(cè)重于近井高滲透條帶封堵，處理半徑小，不能進入深部。調(diào)驅(qū)側(cè)重于解決平面矛盾，施工工期長，占用平臺作業(yè)空間，影響其他交叉作業(yè)。分級組合深部調(diào)剖是在綜合優(yōu)化弱凝膠調(diào)驅(qū)、氮氣泡沫驅(qū)和凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)的基礎(chǔ)上，采用凍膠+聚合物微球組合，實行井口調(diào)剖和在線調(diào)剖相結(jié)合的方式，一方面封堵地層中產(chǎn)生竄流的高滲透層和大孔道，調(diào)整吸水剖面，增大波及系數(shù)；另一方面在后續(xù)注水驅(qū)替下，注入的深部液流轉(zhuǎn)向劑可向地層深部緩慢運移，進行驅(qū)油，起到調(diào)整吸水剖面和驅(qū)油的雙重作用，可顯著改善水驅(qū)開發(fā)效果。室內(nèi)實驗和現(xiàn)場先導(dǎo)性試驗結(jié)果表明：分級組合深部調(diào)剖技術(shù)能夠解決渤海海上稠油油田增油降水的問題，投入產(chǎn)出比達到8.5以上。

(1)孔喉尺寸表征技術(shù)和分級匹配技術(shù)是分級組合深部調(diào)驅(qū)技術(shù)的關(guān)鍵核心技術(shù)。

(2)研制一套新型非均相乳液(凍膠)調(diào)剖體系，該調(diào)剖體系由分散相與連續(xù)相組成。具有凍膠成凍時間和強度可控、強度高、穩(wěn)定性好等特點。

(3)聚合物微球調(diào)剖施工設(shè)備及注入方式簡單，聚合物微球在線調(diào)剖技術(shù)不影響其他油水井作業(yè)，適于海上油田作業(yè)。

(4)本研究的聚合物微球采用水包水熱引發(fā)聚合方法代替?zhèn)鹘y(tǒng)乳液聚合光引發(fā)技術(shù)，引入功能單體加強聚合物微球與水相和巖石的相互作用，提高分散性和封堵性，性能提高的同時降低成本(價格只有原來的60%)。

(5)分級組合深部調(diào)剖首先利用凍膠充分調(diào)剖，再使用聚合物微球調(diào)節(jié)油藏深部層內(nèi)矛盾。實施效果遠(yuǎn)高于以往傳統(tǒng)的調(diào)剖，投入產(chǎn)出比是常規(guī)化學(xué)調(diào)剖調(diào)驅(qū)的3倍以上，具有良好的經(jīng)濟效益和推廣價值。

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Research and Application of New Online Deep Profile Control Technology in Offshore Heavy Oilfield

Huang Xiaodong1，Tang Xiaoxu1，Liu Yigang1，Wen Zhehua1，Zhang Jian2，Lv Xin2

(1.CNOOCChinaLimitedTianjinBranch，Tianjin300452,China；2.CNOOCResearchInstituteStateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,Beijing100027,China)

Due to water injection fingering and channeling seriously in Bohai offshore heavy oilfield, which leads to low efficiency circulation of the injected water, a new online deep profile control technology has been studied and put into application. It makes the combination of gel and polymer microsphere, by means of both wellhead profile control and online profile control to plug the high-permeability layer and large pore that easy to create the channeling, adjust the water absorption profile, and increase the sweep coefficient；at the same time, the injected diverting agent can migrate to the deep layer gradually, which can drives oil and adjust the water absorption profile, significantly improve the water flooding development effect. The profile control technology and operating equipment are relatively simple, suitable for offshore oilfield operation. Application results showed that the technology could effectively solve the problems of offshore heavy oil production and tapping its potential,and proved it was feasible for controlling water and stabilizing oil in offshore heavy oilfield, capable of improving the production and tapping potential in offshore heavy oilfield,with good effect of raising oil production and lowering water cut.The input and output ratio is three times that of conventional chemical profile control agents,which has good economic benefits and promotion value.

deep profile control; polymer microsphere; heavy oil; swept volume; recovery ratio

中國海洋石油總公司“十二五”重大科技專項“海上在生產(chǎn)油氣田挖潛增效技術(shù)研究” (CNOOC-KJ125ZDXM06LTD)部分成果。

黃曉東(1974年生)，男，高級工程師，現(xiàn)主要從事海上油氣田提高采收率采油工藝技術(shù)的研究和推廣應(yīng)用工作。郵箱：huangxd@cnooc.com.cn。

TE357

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