史樹彬，靳彥欣，衣 哲，王 濤，韋 雪

(中國石化勝利油田分公司，山東東營 257000)

特高含水期差異化深部調(diào)剖技術(shù)研究

史樹彬，靳彥欣，衣 哲，王 濤，韋 雪

(中國石化勝利油田分公司，山東東營 257000)

針對傳統(tǒng)調(diào)剖技術(shù)在特高含水階段效果變差的問題，開展了不同含水階段調(diào)剖作用機理研究，利用數(shù)值模擬方法對特高含水階段的儲層進行了水淹級別劃分，對不同的水淹級別制定了相應的技術(shù)對策。結(jié)果表明：調(diào)剖見效是波及體積擴大和壓力梯度波動共同作用的結(jié)果，中高含水階段見效快、持續(xù)時間長，兩者作用相當；特高含水階段見效快、持續(xù)時間短，主要是壓力梯度波動作用較大；高強度封竄治理特強水淹區(qū)是提高采收率的基礎，高強度流度調(diào)控治理強水淹區(qū)是關(guān)鍵，注入相滲調(diào)節(jié)劑驅(qū)治理中水淹區(qū)是核心。

特高含水期；深部調(diào)剖；數(shù)值模擬；技術(shù)對策

水井調(diào)剖是油田提高采收率的一項重要技術(shù)，60多年來在國內(nèi)外各油田得到了大規(guī)模推廣應用，為油田的上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)做出了巨大貢獻，但油田進入特高含水期以后，該技術(shù)的油藏適應性越來越差，實施效果不理想。近年來，許多專家學者[1-5]對調(diào)剖技術(shù)的堵劑類型、用量以及注入?yún)?shù)等進行了改進和優(yōu)化，取得了一定的效果。本文從不同含水階段的調(diào)剖作用機理認識出發(fā)，利用數(shù)值模擬方法對特高含水期儲層的水淹級別[6-8]進行了分類，對不同的水淹級別提出了針對性的技術(shù)對策，為特高含水期水驅(qū)油藏提高采收率、延長老油田經(jīng)濟開發(fā)壽命期提供了技術(shù)支撐。

1 調(diào)剖作用機理研究

傳統(tǒng)調(diào)剖技術(shù)是從注水井注入堵劑封堵高滲透層，調(diào)整注水層段的吸水剖面[9-10]，其主要目的是擴大波及體積，提高油田采收率。室內(nèi)實驗研究表明，提高注水倍數(shù)和壓力梯度均能提高采收率[11-12]。調(diào)剖技術(shù)的實施是在整體注水倍數(shù)不變的情況下進行的，后續(xù)水繞流僅提高了局部儲層的波及體積和壓力梯度，而且隨著含水階段的不斷變化，調(diào)剖后見效特點也不同，即在不同的含水階段，調(diào)剖作用機理發(fā)揮的程度是不同的。

1.1 數(shù)值模擬模型建立

為了能夠反映中高滲透油藏的基本特征和研究的準確性，建立了一套較細的51×51的直角網(wǎng)格系統(tǒng)，其中x、y方向的網(wǎng)格尺寸均為5.0 m，縱向上劃分為10個模擬層，各層厚度均為1 m的正韻律模型，油層埋深為2 000 m，滲透率為(1 000～10 000)×10-3μm2，孔隙度為30%，初始含油飽和度為65%，地層原油黏度為25mPa·s，注入水黏度為0.5 mPa·s，巖石壓縮系數(shù)為3.5×10-5MPa-1，定液量生產(chǎn)。

1.2 調(diào)剖數(shù)值模擬方案的制定

利用數(shù)值模擬軟件CMG的Stars模塊對調(diào)剖過程進行模擬，該模塊能夠?qū)崿F(xiàn)聚合物與交聯(lián)劑的反應生成凍膠的過程。在模型中設置油、水、聚合物、交聯(lián)劑、凍膠、相滲調(diào)節(jié)劑六個組分，其中凍膠是聚合物與交聯(lián)劑反應生成。模擬水驅(qū)的含水率達到一定值時，注入一定量的聚合物溶液和交聯(lián)劑溶液，為保證生成的凍膠移動緩慢、強度高，達到改善吸水剖面的目的，在模擬過程中設置的注入濃度分別為4 000 mg/L、6 000 mg/L，生成凍膠的黏度為300 mPa·s，殘余阻力系數(shù)為20。注完聚合物和交聯(lián)劑溶液生成凍膠后，恢復正常的水驅(qū)，然后模擬調(diào)剖對后續(xù)水驅(qū)的影響程度，含水率達到98%時計算結(jié)束。最后，將調(diào)剖與不調(diào)剖模型計算的采收率進行對比，兩者之差為提高采收率幅度值。

1.3 調(diào)剖作用機理研究

建立滲透率級差分別為2，3，5，8，10的模型進行模擬。模擬分為兩個階段：①水驅(qū)至含水率達到80%，90%，97%時，注入調(diào)剖劑，處理半徑在高滲層為35 m；②繼續(xù)水驅(qū)至含水率達到98%結(jié)束。根據(jù)高滲層和低滲層分區(qū)模擬結(jié)果，統(tǒng)計了不同調(diào)剖時機下滲透率級差與高滲層分流率下降百分數(shù)之間的關(guān)系(圖1)，并對各情況下不同滲透率級差與提高采收率幅度之間的關(guān)系進行了對比分析(圖2)。

圖1 不同調(diào)剖時機下滲透率級差與高滲層 分流率下降幅度之間的關(guān)系

圖2 不同調(diào)剖時機下滲透率級差與 提高采收率幅度之間的關(guān)系

由圖1可知，在不同滲透率級差下，調(diào)剖后高滲層分流率均大幅度降低，吸水剖面發(fā)生明顯的改善，但在同一含水率和滲透率級差下，高滲層的分流率下降幅度相差很小，這說明了在不同含水階段進行調(diào)剖所引起的吸水剖面改善程度是基本相同的。

由圖2可知，盡管不同的含水階段進行調(diào)剖所引起的吸水剖面改善程度相當，但是含水率越高，由后續(xù)水繞流增加的水驅(qū)油效率越低。以滲透率級差5為例，含水達到80%時，調(diào)剖有效期為1.2年，提高采收率幅度為1.35%；但含水達到97%時，調(diào)剖有效期僅為0.32年，提高采收率幅度僅為0.34%，可見在不同的含水階段調(diào)剖作用程度是不相同的。

在含水率小于90%的中高含水階段，調(diào)剖的主要作用區(qū)域為近井地帶50 m左右。調(diào)剖后，注入水繞流能夠迅速波及到含油飽和度大于45%的剩余油富集區(qū)，增油降水效果明顯、有效期長。該階段調(diào)剖的特點是壓力傳播速度快、見效快，波及體積擴大明顯，有效期長。在特高含水階段，注水井強水淹區(qū)達到50 m～100 m，剩余油普遍分布、局部富集，調(diào)剖的主要作用區(qū)域為含油飽和度小于30%的貧油區(qū)，后續(xù)水繞流無法波及到剩余油富集區(qū)，增油降水效果差、有效期短，該階段調(diào)剖的特點是壓力傳播速度快、見效快，但擴大波及體積有限導致有效期短。因此，傳統(tǒng)調(diào)剖技術(shù)只能改善近井地帶吸水剖面，無法使地層深部的剩余油得到動用，提高采收率效果不明顯。

2 特高含水期深部調(diào)剖技術(shù)對策研究

在特高含水階段，整體注水倍數(shù)不變的情況下，如何提高剩余油普遍分布區(qū)壓力梯度是調(diào)剖技術(shù)提高采收率的主要途徑。利用上述滲透率級差為5的模型對特高含水階段不同水淹情況進行了統(tǒng)計分類，并針對不同的水淹級別制定相應的技術(shù)對策。

2.1 不同水淹級別劃分

利用模型研究綜合含水率達到97%時不同波及區(qū)域的水淹程度，根據(jù)含油飽和度的大小對水淹級別進行了劃分，并對不同水淹區(qū)下含水率、吸水指數(shù)比以及厚度比進行了統(tǒng)計，其中吸水指數(shù)比是指不同水淹區(qū)吸水指數(shù)與平均吸水指數(shù)之比，厚度比是指不同水淹區(qū)厚度與總厚度之比，具體統(tǒng)計結(jié)果見表1。

表1 不同水淹區(qū)的含水率、吸水指數(shù)比及厚度比統(tǒng)計

從表1可以看出，特強水淹區(qū)厚度僅占5%，但該區(qū)域吸水指數(shù)是平均吸水指數(shù)的7.11倍，含水率達到了99.96%，基本只剩殘余油，調(diào)剖潛力小；強水淹區(qū)和中水淹區(qū)含水率比較高，所占厚度比例也比較大，是調(diào)剖提高采收率的"主要陣地"；弱水淹區(qū)含水率僅為87.51%，含油飽和度大于45%，剩余油富集，位于正韻律油藏的頂部，不是調(diào)剖的重點。

2.2 不同水淹區(qū)技術(shù)對策研究

根據(jù)不同水淹區(qū)的吸水情況和剩余油飽和度制定了一套技術(shù)對策，其中對于特強水淹區(qū)采取深部封竄對策，提高近井壓力梯度，遏制無效竄流；強水淹區(qū)采取高強度流度控制對策，提高遠井端的壓力梯度，擴大波及體積；中水淹區(qū)采取微觀液流轉(zhuǎn)向?qū)Σ撸岣呤Ｓ嘤惋柡投雀邊^(qū)域的壓力梯度，增強洗油效率。三個對策依次進行，共同提高整個油藏的壓力梯度，達到提高采收率的目的。

2.2.1 數(shù)值模擬方案的制定

對于正韻律油藏來說，特強水淹區(qū)位于油藏的底部，強水淹區(qū)和中水淹區(qū)居中，弱水淹區(qū)在最上部，因此模擬過程分為三步：①在對特強水淹區(qū)進行深部封竄時，注入聚合物和交聯(lián)劑參數(shù)與調(diào)剖的過程類似，體系濃度大、強度高，能保證最大量地注入特強水淹區(qū)；②在對強水淹區(qū)進行流度調(diào)控時，在封竄的基礎上注入高濃度的聚合物溶液(5 000 mg/L)，在注入過程中卡封其他射孔部位，保證定點注入；③在對中水淹區(qū)實施措施時，在上述措施的基礎上注入相滲調(diào)節(jié)劑(濃度3 000 mg/L)，注入過程中卡封其他射孔部位，保證體系最大限度地進入中水淹區(qū)。各項措施結(jié)束后，統(tǒng)計油水井主流線上壓力梯度的變化情況，分別確定各個措施的提高采收率效果。

2.2.2 特強水淹區(qū)技術(shù)對策效果研究

對于含油飽和度小于25%的特強水淹區(qū)，驅(qū)油效率已達到61.5%，無論現(xiàn)場實踐還是室內(nèi)實驗研究證明，提高采收率的空間很小，設計封堵半徑為40 m，實施后主流線上油水井之間的壓力梯度變化曲線如圖3所示。

圖3 深部封竄前后對主流線上油水井間壓力梯度變化曲線

由圖3可知，深部封竄前后主流線的壓力梯度在水井周圍50 m以內(nèi)明顯提高，50 m以外變化不明顯，剩余油普遍分布區(qū)沒有得到有效驅(qū)替。雖然該技術(shù)對策沒有使地層深部的壓力梯度得到提高，但是封竄是遏制后續(xù)注入體系竄流的基礎。從數(shù)值模擬結(jié)果來看，封堵前與封堵后特強水淹區(qū)的分流量分別為43.6%和5.6%，遏制竄流明顯。

2.2.3 強水淹區(qū)技術(shù)對策效果研究

含油飽和度為25%～30%的強水淹區(qū)具有一定的剩余油潛力，應在深部封竄的基礎上，注入高強度流度控制段塞，提高遠井地帶的壓力梯度。設計注入量為強水淹區(qū)的0.02 PV，體系注入后主流線上油水井間壓力梯度變化曲線如圖4所示。由圖4可知，注入高強度流度控制段塞后，近井周圍壓力上升明顯，隨著后續(xù)水的不斷注入，壓力波動逐漸向地層深部運移，有效啟動了地層深部的剩余油，提高采收率幅度達到0.83%。

圖4 高強度流度控制后主流線上油水井間壓力梯度變化曲線

2.2.4 中水淹區(qū)技術(shù)對策效果研究

對于含油飽和度為30%～45%的中水淹區(qū)，所占厚度為55%，是提高采收率的主要區(qū)域，應在上述措施的基礎上，注入相滲調(diào)節(jié)劑進一步提高遠井地帶的壓力梯度。設計注入量為中水淹區(qū)的0.10 PV，體系注入后主流線上油水井間壓力梯度變化曲線如圖5所示。由圖5可知，上述綜合措施實施后近井地帶壓力梯度提高明顯，隨后續(xù)水的注入，油井端壓力梯度也快速上升，剩余油得到普遍驅(qū)替，提高采收率達到3.26%。

圖5 注入相滲調(diào)節(jié)體系后主流線上油水井間壓力梯度變化曲線

上述措施綜合考慮了各種水淹級別同時存在的情況，在實際應用中可以根據(jù)不同的水淹情況進行優(yōu)選。

3 結(jié)論

(1)明確了傳統(tǒng)調(diào)剖技術(shù)在不同含水階段的作用機理和特點，中高含水階段提高采收率主要特點是波及體積擴大和壓力梯度波動共同作用的結(jié)果；特高含水階段提高采收率主要是壓力梯度波動作用的結(jié)果。

(2)對特高含水階段儲層的水淹情況進行了劃分，并針對不同的水淹級別制定了相應的技術(shù)對策，為特高含水期油藏深部調(diào)剖提高采收率提供了技術(shù)支撐。

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編輯：王金旗

1673-8217(2017)01-0100-04

2016-08-26

史樹彬，工程師，碩士，1983年出生，2007年畢業(yè)于中國石油大學(華東)石油工程專業(yè)，現(xiàn)主要從事堵水調(diào)剖和三次采油方面的科研工作。

國家科技重大專項課題子課題“特高含水油田高效采油工程技術(shù)”(2016ZX05011-004)。

TE319

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