王維波， 楊永超， 康宵瑜

(陜西延長石油(集團)有限責任公司 研究院，陜西 西安 710075)

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志丹雙河油區(qū)多段塞復合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用

王維波， 楊永超， 康宵瑜

(陜西延長石油(集團)有限責任公司 研究院，陜西 西安 710075)

針對志丹雙河油區(qū)低滲裂縫性油藏前期調(diào)驅(qū)有效期較短的問題，開展了多段塞復合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究?；诓煌稳恼{(diào)剖和驅(qū)油機理，室內(nèi)進行了篩選與評價。對調(diào)驅(qū)方案中的施工用量、段塞組合方式、施工排量、施工壓力進行了優(yōu)化設(shè)計。SH69井礦場實踐證明，聚合物保護段塞+高固化體系+延膨凝膠體系+延遲交聯(lián)凝膠體系的多段塞復合調(diào)驅(qū)方式，爬坡壓力2.2 MPa，能有效提高注水井啟動壓力0.72 MPa,降低吸水指數(shù)1.9 m3/(d·MPa)，對應(yīng)油井降水增油效果明顯，有效期達6個月以上，實現(xiàn)了調(diào)、驅(qū)一體化，達到了調(diào)整吸水剖面和提高采收率的目的。

低滲裂縫性油藏；調(diào)驅(qū)；段塞；延膨凝膠；延遲交聯(lián)；采收率

國內(nèi)部分油田已進入高含水和特高含水開發(fā)期，注入水在裂縫和高滲透層內(nèi)低效和無效循環(huán)，嚴重影響水驅(qū)開發(fā)效果。調(diào)剖和驅(qū)油結(jié)合起來而形成的“調(diào)驅(qū)”技術(shù)是近年來提高采收率技術(shù)的發(fā)展趨勢之一，也是改善油藏在平面和層間矛盾，實現(xiàn)控水穩(wěn)油的重要技術(shù)手段。

近年來，新型凝膠調(diào)驅(qū)體系的研究集中在可動微凝膠[1]、多功能復合凝膠[2]、弱凝膠[3-4]等方面，工藝研究方面主要方向有多輪次調(diào)剖[5-7]、深部調(diào)驅(qū)[8-11]、組合調(diào)剖調(diào)驅(qū)[12-14]等。以上研究較好的解決了諸如耐溫、抗鹽以及注入性問題，但是單一調(diào)驅(qū)體系大多施工有效期短，多輪次調(diào)剖調(diào)驅(qū)普遍存在調(diào)剖效果逐級遞減等現(xiàn)象。針對志丹雙河油區(qū)低滲裂縫性油藏前期調(diào)驅(qū)有效期短的問題，開展了多段塞復合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究，試圖探索此類油藏調(diào)驅(qū)技術(shù)的新思路和新方法。

1　雙河油區(qū)地質(zhì)概況及存在問題

1.1地質(zhì)概況

長6油層組是雙河油區(qū)延長組的主要含油層系，平均孔隙度12.09%，平均滲透率1.19×10-3μm2，平均喉徑0.17～1.36 μm，平均孔隙直徑在10～100 μm，屬低孔特低滲透性油藏。從滲透率級差(6～76)、單層突進系數(shù)(2～10)和均質(zhì)系數(shù)(0.1～0.6)來看，油層層內(nèi)非均質(zhì)較嚴重，儲層中天然裂縫、人工裂縫發(fā)育。原油平均密度0.84 g/cm3，原油黏度為8.17 mPa·s，地層水總礦化度平均為9.8×104mg/L，屬CaCl2型。

1.2開發(fā)中存在的問題

由于前期井網(wǎng)布置不合理及投產(chǎn)初期壓裂規(guī)模較大，加之地層天然微裂縫發(fā)育，致使雙河東區(qū)已注水開發(fā)區(qū)域內(nèi)注入水迅速沿裂縫方向推進，舌進與指進明顯，部分油井暴性水淹。23口水淹井中有15口處在北東南西向，與裂縫形成方向基本一致。前期經(jīng)過調(diào)驅(qū)、調(diào)剖綜合治理，水淹井含水率有所下降，但有效期較短，層間矛盾與層內(nèi)矛盾依然存在。原因在于調(diào)驅(qū)體系以無機復合堵劑、預交聯(lián)顆粒為主，堵劑用量偏小、段塞單一，堵劑協(xié)同封堵作用不強，后續(xù)注入水突破后繞流調(diào)驅(qū)段塞，造成調(diào)驅(qū)失效。

2　多段塞調(diào)驅(qū)劑作用機理與實驗方法

2.1延膨凝膠調(diào)驅(qū)體系

延膨凝膠在水中以分散的顆粒形態(tài)存在，且具有一定延緩膨脹性。注入到地層孔隙后，在近井地帶由于壓差較大，會產(chǎn)生變形，驅(qū)動孔隙內(nèi)的剩余油向生產(chǎn)井運移，起到驅(qū)油的效果；而在油層深部，壓差較小，該顆粒將在孔隙內(nèi)滯留，堵塞孔隙通道，起到深部液流轉(zhuǎn)向作用。

延膨凝膠深部調(diào)驅(qū)劑室內(nèi)合成實驗結(jié)果表明，總單體質(zhì)量分數(shù)、引發(fā)劑質(zhì)量分數(shù)、合成溫度對合成反應(yīng)時間和合成產(chǎn)物性能均有顯著影響；交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)對合成反應(yīng)時間影響不明顯但對合成產(chǎn)物性能影響較大。室內(nèi)研究確定出延膨凝膠深部調(diào)驅(qū)劑最佳配方及合成條件為：總單體質(zhì)量分數(shù)：30%～50%；引發(fā)劑質(zhì)量分數(shù)：0.1%～0.2%；交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)：0.08%～0.12%；合成溫度：40～70 ℃。

室內(nèi)評價結(jié)果表明凝膠體系膨脹期在5～10 d以上，熱穩(wěn)定性能較好，具有良好的延遲膨脹能力。當?shù)V化度大于3%時，膨脹倍數(shù)受鹽質(zhì)量分數(shù)的變化影響較小，延膨凝膠倍數(shù)保持在5～6倍，并且具有選擇性膨脹能力和水中膨脹后油中收縮的性能。

2.2延遲交聯(lián)凝膠深部調(diào)驅(qū)體系

注入弱凝膠體系的過程中，體系由于黏度急劇增大，流動性減弱，流動阻力明顯增大，達不到深部調(diào)剖的目的，因而有必要采取延遲交聯(lián)凝膠技術(shù)。弱凝膠在較大孔隙中流動時，發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，黏度增大而發(fā)生滯留，堵塞孔喉或減小大孔隙的有效流通截面，形成較高的殘余阻力系數(shù)，導致后注入水或聚合物溶液產(chǎn)生分流和轉(zhuǎn)向進入較小孔隙，驅(qū)替油藏中低滲透部位的原油；隨著滯留增多，注水壓力逐漸升高，但由于弱凝膠強度較低，在后續(xù)流體驅(qū)替作用下，大孔道、裂縫或次生大孔隙中的弱凝膠分子，能夠通過多孔介質(zhì)，進一步向地層深部推進并形成一定的堵塞[15-16]?？傊?，弱凝膠是通過在大、小孔隙之間或高、低滲透層之間自動地、不斷地、反復地流向阻力較低的部位，而驅(qū)替原油，從而調(diào)整波及剖面，提高注入水波及體積。

根據(jù)耐溫耐鹽性能篩選出聚合物ZD-1500后，進行交聯(lián)劑的篩選與優(yōu)化。常用的聚合物交聯(lián)劑有有機鉻、無機鋁、有機酚醛[17-21]。室內(nèi)對普通有機Cr(Ⅲ)交聯(lián)體系進行了改進，合成了四種復合交聯(lián)劑產(chǎn)品。不同交聯(lián)劑產(chǎn)品對成膠時間影響不同，而且其黏度也有較大的差別，在各組分相同的情況下，SH-4交聯(lián)劑使凝膠體系黏度增大的效果尤其明顯。

通過對延遲交聯(lián)凝膠深部調(diào)驅(qū)體系靜態(tài)評價發(fā)現(xiàn)凝膠黏度均隨其質(zhì)量分數(shù)的增加而增加。但成膠時間變化不大，基本均在72～96 h成膠。優(yōu)選交聯(lián)劑質(zhì)量分數(shù)為0.2%～0.3%。隨著溫度升高，凝膠黏度有所增加，但60 ℃后凝膠黏度有所下降。成膠時間隨著溫度的升高縮短，這是由于凝膠溫度升高，化學反應(yīng)速度增加，交聯(lián)速度增加，因而反映出膠凝時間縮短。

盡管平泉市近年來附屬綠地綠化建設(shè)力度較大，但與《城市綠化管理條例》中規(guī)定，新建居住區(qū)綠地率達30%、舊居住區(qū)改造綠地率應(yīng)達到25%、單位附屬綠地綠地率也均在20%以上等指標相比，還有一定的不足，在所有的附屬綠地中，居住用地內(nèi)附屬綠地建設(shè)總量最高，道路綠化次之，但與國家《城市道路綠化規(guī)劃與設(shè)計規(guī)范》中規(guī)定的20%標準還有很大差距；單位綠化總體上不足，主要原因在于傳統(tǒng)企事業(yè)單位綠化建設(shè)水平較低所致。

配制3 000 mg/L交聯(lián)體系在速率1 200 r/min的條件下，測定其凝膠體系的黏度、交聯(lián)時間。高速剪切后，體系黏度下降，剪切60 min后體系凝膠黏度僅下降20%，再放置48 h后，黏度可恢復到90%以上。交聯(lián)體系的耐剪切性能使其溶液經(jīng)歷低滲油藏滲流到達地層深部時仍具備較高的黏度保持率，有利于擴大波及體積，提高原油采收率。實驗表明，交聯(lián)體系在50 ℃下，隨著礦化度的增加，黏度雖然有所下降，但在10×104mg/L礦化度下仍保持了一定的黏度。配制質(zhì)量分數(shù)為0.3%共聚物+0.3%交聯(lián)劑的延遲交聯(lián)體系，分別在45、50 ℃條件下考察240 d，凝膠仍不脫水，體系長期穩(wěn)定性好。

2.3高固化體系調(diào)驅(qū)體系

高固化體系在運移過程中只在大孔道、裂縫內(nèi)或在喉道處形成堵塞，可減小對非目的產(chǎn)油層的傷害。油藏中存在的裂縫，單靠延膨凝膠顆粒和延遲交聯(lián)凝膠不能對大裂縫實現(xiàn)有效封堵，因此多段塞復合調(diào)驅(qū)時，先注入高固化體系封堵大裂縫，然后由延膨凝膠顆粒和延遲交聯(lián)凝膠實現(xiàn)剖面改善，從而達到有效提高采收率目的。

在高固化堵劑溶液質(zhì)量分數(shù)3%～10%、溫度30～60 ℃、pH4～12，NaCl質(zhì)量分數(shù)0～25%，CaCl2質(zhì)量分數(shù)0～5%的實驗條件下，研究以上因素對膠凝時間和凝膠強度的影響。結(jié)果表明,堵劑質(zhì)量分數(shù)對膠凝時間影響不大，但對凝膠強度影響較大，綜合考慮泵入性能，現(xiàn)場施工中以3%～10%質(zhì)量分數(shù)為宜。隨著溫度升高，膠凝時間縮短，針入度減小，說明凝膠強度增大。pH對高固化堵劑的膠凝時間和凝膠強度無太大的影響，高固化堵劑對pH適應(yīng)范圍很廣。隨著NaCl質(zhì)量分數(shù)增大，膠凝時間延長，針入度減小，說明堵劑強度增大，這表明堵劑的抗鹽能力很強。CaCl2對堵劑的膠凝時間和凝膠強度影響小。該高固化體系堵劑熱穩(wěn)定性也比較好。

3　多段塞復合調(diào)驅(qū)方案優(yōu)化設(shè)計

3.1調(diào)驅(qū)施工用量

理論上講，堵劑離井眼放置的距離越遠越有利于提高注入水的波及體積和提高采收率。由物理模型模擬實驗[22-23]表明單位體積堵劑的采收率增值在堵劑深度與井距之比為3∶10時，調(diào)驅(qū)段塞的體積為0.02～0.04 PV時效果較好。

雙河油區(qū)東區(qū)油水井井距在300 m左右，堵劑放置的合理深度為井距的1/3～1/2，即放置在油水井井距100～150 m處。以雙河油區(qū)水井油層厚度(h)10 m為例，將調(diào)驅(qū)堵劑放置在油水井井距(R)120 m處，取平均孔隙度(φ)為12%，假定堵劑進入地層后徑向流動，其孔隙體積和調(diào)驅(qū)段塞體積計算方法分別為：

V=πR2hφ=3.14×120×120×0.12×10

=54 259.2m3

0.02PV=54 259.2m3×0.02=1 085m3

3.2段塞組合方式優(yōu)化

一般認為采用深部復合式段塞調(diào)驅(qū)工藝作業(yè)效果好于單一小劑量段塞[24]。對于裂縫性非均質(zhì)砂巖油藏，現(xiàn)場試驗證明，常規(guī)的小劑量、短半徑調(diào)驅(qū)難以見到較好的增油降水效果，但大劑量深部調(diào)驅(qū)會受到現(xiàn)行工藝技術(shù)和經(jīng)濟條件的限制。結(jié)合研究出的深部調(diào)驅(qū)體系性能特點設(shè)計出四段塞組合，實現(xiàn)了調(diào)、驅(qū)一體化工藝，達到調(diào)整吸水剖面和提高采收率的目的。各段塞作用如下：

Ⅰ段塞：保護段塞，對油層進行保護，并保護后續(xù)堵劑；

Ⅱ段塞：高固化體系段塞，在地下反應(yīng)形成固化體系，有效封堵裂縫、大孔道，確保主體段塞能有效漂移，而不過早突破。對裂縫發(fā)育特別突出的，增加無機復合堵劑段塞，加強對其封堵。

Ⅲ段塞：延膨凝膠體系，主要起封堵高滲條帶和大孔隙。

Ⅳ段塞：延遲交聯(lián)凝膠體系，該段塞主要作用是進一步提高地層充滿度，實現(xiàn)液流深部轉(zhuǎn)向，啟動剩余油，同時進行封口，對主段塞進行保護，延長堵劑有效期。

泵注順序見表1，施工過程中根據(jù)施工排量、注入壓力，及時對段塞體積、質(zhì)量分數(shù)進行調(diào)整。

表1　多段塞復合調(diào)驅(qū)泵注順序表

續(xù)表1

3.3施工排量

調(diào)驅(qū)過程中，在較低的注入排量下，調(diào)驅(qū)劑會優(yōu)先進入裂縫、高滲透層，排量過高，壓力上升快，不利于后續(xù)泵入，并造成低滲層段的污染，在施工過程中采取小排量(2～3 m3/h)。

3.4施工壓力

調(diào)剖調(diào)驅(qū)施工作業(yè)一般采用小爬坡壓力，防止壓力過高使調(diào)剖劑大量進入非目的層并開啟新的裂縫。為了使堵劑優(yōu)先進入大裂縫、大孔道，而不開啟新的裂縫，注入壓力不超過破裂壓力(井底破裂平均為30.14 MPa)的80%(井底壓力24 MPa，井口壓力11 MPa)，施工中最高壓力嚴格控制在井口壓力的1.2倍以下。

4　調(diào)驅(qū)井組效果分析

注水井SH69井2000年12月投注，注水層位長62，全井注水層段1 433～1 458 m，層段共10 m,分為2個小層。從井位圖上看出水淹井油井SH69-2、SH69-3、SH69-4位于SH69注水井的東北-西南方向，該方向與雙河油田地下的天然裂縫和壓裂的人工裂縫方向基本一致，因此導致SH69注水井的注入水沿裂縫竄流，單層突進嚴重，水驅(qū)油效果大大降低。

4.1SH69井調(diào)驅(qū)施工平穩(wěn)

該井施工歷時18 d，共注入堵劑818 m3，干劑質(zhì)量7.78 t。其中試注段塞30 m3，聚合物保護段塞30 m3，無機、有機凝膠段塞268 m3，延膨凝膠體系250 m3，延遲交聯(lián)體系封口段塞80 m3，正反擠清水160 m3。

第Ⅰ段塞壓力11.0 MPa，第Ⅱ段塞12.6～12.7 MPa，第Ⅲ段塞12.7～13.3 MPa，第Ⅳ段塞13.3 MPa，正反頂替清水13.2 MPa。施工時壓力控制比較平穩(wěn)，爬坡壓力2.2 MPa，壓力爬升速率、幅度合適，累計注入量及注入壓力隨注入時間變化的施工曲線如圖1所示。

圖1　SH69井調(diào)驅(qū)施工曲線

4.2調(diào)驅(qū)后吸水指示曲線上移

SH69井調(diào)驅(qū)前后吸水指示曲線如圖2所示。由圖2可知，調(diào)驅(qū)前后吸水指示曲線明顯上移，啟動壓力由原來的5.38 MPa上升到6.1 MPa，上升了0.72 MPa，吸水指數(shù)由調(diào)驅(qū)前的12.0 m3/(d·MPa)降為10.1 m3/(d·MPa)，說明調(diào)驅(qū)后原層位注入水滲流阻力變大，多段塞復合調(diào)驅(qū)體系對低滲裂縫達到了有效封堵。

圖2　SH69井調(diào)驅(qū)前后吸水指示曲線對比

Fig.2Comparing of absorption indicates curve before and after flooding of SH69 well

4.3雙69井壓降曲線下降變緩

SH69井調(diào)驅(qū)前后壓降曲線如圖3所示。由圖3可以看出，調(diào)驅(qū)后井口壓力隨關(guān)井時間下降曲線明顯變緩，通過PI決策軟件計算兩條曲線的壓降指數(shù)分別為6.78 MPa和9.83 MPa，表明恢復注水后，水流基本可以達到較為均勻的推進，調(diào)剖效果明顯。

圖3　SH69井調(diào)驅(qū)前后壓降曲線對比

Fig.3Comparing of pressure drop curve before and after flooding of SH69 well

4.4對應(yīng)油井效果

該井組對應(yīng)油井5口，其中4口不同程度見到了增油降水效果。例如主向井SH69-4井見效明顯，含水率由90.0%下降到30.0%，階段累計増油231.87 t，目前日増油能力仍有2.76 t。主向井SH69-2見效明顯，含水率由100.0%下降到70.0%，階段累計増油83.39 t，驅(qū)油效果明顯，有效期已達6個月以上。單井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量變化如表2所示。

表2　SH69井組對應(yīng)油井調(diào)驅(qū)前后效果對比

5　結(jié)論

(1) 多段塞復合調(diào)驅(qū)技術(shù)適用于低滲裂縫性油藏。不同堵劑突破壓力梯度不同，將會滯留在距離井筒不同位置，擴大了調(diào)驅(qū)受效范圍，發(fā)揮了段塞之間的協(xié)同作用，有效期長。

(2) 按照聚合物保護段塞、高固化體系段塞、延膨凝膠體系、延遲交聯(lián)凝膠體系的注入順序，爬坡壓力上升的速率、幅度大小合適，顯示出良好的注入性能。

(3)志丹雙河油區(qū)礦場實施后，注水井啟動壓力上升，吸水指數(shù)下降，壓降指數(shù)增大，控水穩(wěn)油效果良好。該多段塞復合調(diào)驅(qū)技術(shù)實現(xiàn)了調(diào)、驅(qū)一體化工藝，達到了調(diào)整吸水剖面和提高采收率的目的。

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(編輯王亞新)

Study and Application of Multi-Slug Compounding Profile Control and Flooding Technology in Zhidan Shuanghe Oil Block

Wang Weibo, Yang Yongchao, Kang Xiaoyu

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi’anShaanxi710075,China)

Aimming at the problem of shorter validity period during early flooding stage for low permeability fractured reservoirs in Shuanghe oil block from Zhidan oil field, a technical study and application of multi-stage compounding flooding was carried out. Based on the profile and flooding mechanism of different slugs, the agents were screened and evaluated indoor. Consumption volume, slug combinations, displacement volume and pressure in flooding scheme were optimized. Field test for SH 69 well proved that using the multi-slug compound flooding way of polymer-protected slug + high cure system + delayed swelling gel system + delayed crosslinking gel system, the climbing pressure was 2.2 MPa, the start-up pressure of injection well was increased with 0.72 MPa effectively, and injectivity index was reduced with 1.9 m3/(d·MPa), which had an obvious effect of controlling water and increasing oil for corresponding wells. The valid period for this type of flooding was up to six months or more, which achieved the integration process of control and flooding, realizing the target of adjusting water injection profile and increasing oil recovery.

Low permeability fractured reservoirs; Profiling and flooding; Slug; Delayed swelling gel; Delayed crosslinking; Recovery

1006-396X(2016)02-0049-06

投稿網(wǎng)址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-09-08

2016-02-15

陜西延長石油(集團)有限責任公司研究院資助項目(yjy2012-ky-01)。

王維波(1982-)，男，碩士，工程師，從事油田提高采收率技術(shù)研究；E-mail:wangweibo163@163.com。

TE357.46

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.02.010