蘇　毅,趙德喜,劉　寧,徐　浩,石端勝,徐　良,華科良

(1.中海石油(中國)有限公司天津分公司，天津 300461；2.中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452)

QK油田構造位于渤海灣盆地，歧南斷階帶海1斷層的下降盤，分為西高點、東高點和南塊。西高點為一夾持在兩條掉向相反的次級正斷層之間的壘塊構造。西高點主力油層發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段，油氣藏埋深1 580～2 100 m?？v向分為8個油組，主力油組為2、3、8三個油組。儲層平均孔隙度28.2%，平均滲透率1 335.7×10-3μm2，屬于特高孔高滲油田。地層壓力為15.86～18.40 MPa，油藏溫度為67～74℃，地層原油粘度為4～5.8 mPa·s。地層原油具有粘度小、氣油比中等、飽和壓力高、地飽壓差小的特點。油田儲層非均質性強，注入水易沿優(yōu)勢滲流通道突進，導致部分生產井水淹嚴重，油田目前處于高采出程度、高含水期階段，亟需穩(wěn)油控水。

近年來，新型凝膠調驅體系的研究集中在可動微凝膠、多功能復合凝膠、弱凝膠等方面[1-5]，工藝研究方面主要方向有多輪次調剖、深部調驅、組合調剖調驅等[6-9]。本次采用的復合調驅體系是針對“雙高”油田特點提出的近井“調”、深部“調”+“驅”的技術體系[10-11]。

1　雙高油田開發(fā)特征

1.1　開發(fā)特征

(1)油田高含水、高采出程度。

截至2016年8月，西高點總井數(shù)26口，開井25口(注水井8口，油井17口)。日注水3 977 m3，日產液3 967 m3，日產油278 m3，氣油比70.4 m3/m3，綜合含水93%，目前西高點采出程度38.37%。見圖1、圖2。

(2)具有一定的挖潛潛力。

2000年投產，目前西高點采出程度38.37%，含水率-采出程度曲線接近45%理論曲線(標定采收率44.1%)，平面非均質性強，部分井區(qū)剩余油富集，有進一步挖潛潛力。見圖3。

1.2　存在問題

2015年7月，P9井II油組吸水60.1%，III油組不吸水，層間非均質性較強，各層吸水不均，層間矛盾突出，存在注入突進問題。需實施調驅，調整縱向吸水剖面，擴大波及。見圖4。

圖1QK油田西高點開發(fā)狀況

圖2QK油田西高點含水率與采出程度曲線

圖3QK油田西高點含水率分布與頂部剩余油飽和度

圖4QK油田西高點P9井吸水剖面

1.3　下步調整方向

針對QK油田西高點存在的高含水、高采出程度及層間矛盾突出和注水突進問題，調整方向為控水、擴大波及、深部調驅。提出復合調驅技術，采用多段塞組合方式，其主要藥劑體系及功能如下：

DY-1酚醛交聯(lián)體系：DY-1交聯(lián)體系由RP(3 000～4 000 mg/L)/Q(1500～2 000 mg/L)/D(100 mg/L)組成，具有一定強度成膠體系，可以局部調整吸水剖面，改善近井地帶注入狀況，擴大波及，且注入性能較好；

DY-2體系：由RP(1 000 mg/L)/RY(500～1 500 mg/L)/PG-1(200～400 mg/L)+RY(500～1 500 mg/L)/PG-2(500～2 000 mg/L)組成。

RP/RY/PG-1：開展深部調驅，改善深部注入狀況，抑制注入突進，進一步擴大波及體積；

RY/PG-2：交替注入，主要起增強驅替功能的作用，提高油田驅油效果。

2　復合調驅工藝方案設計

2.1　體系設計

實驗藥劑：RP(乳液聚合物，分子量1 500 w)，Q(酚醛交聯(lián)劑)，D(硫脲)，RY(微球)，PG-1(預交聯(lián)凝膠顆粒)，PG-2(凍膠)。實驗用水：離子組成如表1。

表1　實驗用水離子組成

(1)配伍性：

將RP、Q、D、RY、PG-1及PG-2與QK油田注入水混合，放置油藏溫度下觀測配伍情況。幾組樣品均在QK油田注入水中均不分層，懸浮性良好，無不溶物，配伍性良好。

(2)封堵段塞體系濃度優(yōu)選：

為保證體系封堵性能，進行室內成膠實驗，RP濃度篩選范圍為1 200～4 500 mg/L，Q濃度篩選范圍為600～2 500 mg/L，D為100 mg/L。根據(jù)油藏條件及強度需求，采用中等濃度的交聯(lián)體系：RP/Q/D=3 000～4 000/1 500～2 000/100 mg/L。

(3)封堵性評價：

實驗條件：長度為30 cm，直徑為3.8 cm的高、中、低三管并聯(lián)填砂管。滲透率分別為3 200×10-3μm2、1 300×10-3μm2、600×10-3μm2。用QK油田現(xiàn)場注入水配制復合調驅體系，RP濃度為3 000 mg/L，Q濃度為1 500 mg/L，D濃度為100 mg/L。在油藏溫度下以1 mL/min速度注入水0.9 PV后，轉注0.3 PV復合調驅體系。靜置7天后水驅注入0.8 PV(圖5)。

從圖中看出，注入復合調驅體系后，高滲填砂管模型分流量由87%迅速下降至63%，中滲填砂管模型分流量由17%上升至32%，低滲填砂管模型分流量由近2%上升至9%，體系對高滲層有效進行了封堵，啟動中、低滲層效果明顯，且這種分流量調整在后續(xù)水驅階段持續(xù)有效。

圖5不同階段高、中、低滲填砂管分液率與注入PV數(shù)關系曲線

2.2　工藝設計

(1)調驅用量設計：

借鑒海上托凝膠調驅方案及在線調驅設計PV數(shù)為0.005～0.02 PV，實際注入PV數(shù)為0.007～0.02 PV。按注入PV數(shù)0.005～0.025 PV折算，選擇注入量6 350～31 750 m3進行方案設計和效果預測(表2、圖6)。綜合經(jīng)濟效益，推薦注入19 000 m3。

(2)注入速度設計：

考慮體系的注入性能及調驅效果，以及排量過高，壓力上升快，不利于后續(xù)泵入，并造成低滲層段的污染。所以注入量設計為400 m3/d。

(3)段塞設計：

根據(jù)復合調驅體系實驗研究，設計多段塞注入濃度及注入量(見表3)。

圖6　增油預測及經(jīng)濟評價

表3　段塞設計

3　礦場實施

調驅井P9井2017年3月21日開始試注，3月24日至4月12日注入DY-1封堵段塞，4月12日開始進行DY-2驅油段塞的注入，根據(jù)現(xiàn)場注入過程中出現(xiàn)壓力上升過快適時調整，于6月30日調驅完成方案設計。

3.1　注入特征

壓降曲線是判斷調驅效果重要手段之一，圖7為目標調驅井注入前后關井壓降曲線。

從圖中可以看出，注入前、注入期間、注入后壓降曲線變化明顯，調驅前壓降曲線較陡，說明注入井周圍存在高滲條帶；隨著調驅的進行壓降曲線變緩，表明有效地對高滲條帶進行了封堵。

由于復合調驅組合在線調驅兼有“調”和“驅”的作用，可有效改善驅替相流度比、從而擴大波及體積，因此可用霍爾曲線進行評價，其變化幅度反映了組合調驅的有效性[12]。從圖8可以看出注入復合調驅體系后，目標井霍爾曲線斜率明顯變大，視阻力系數(shù)為11.6，說明注入復合體系后，由于復合調驅體系的調堵作用和驅替相粘度的增大，增加了油層滲流阻力，反映了調驅作業(yè)的有效性。

圖7目標井調驅前后壓降曲線

圖8目標井水驅、復合調驅在線調驅階段霍爾曲線

3.2　生產特征

目標井組實施復合調驅后，開發(fā)效果明顯好轉，井組產量遞減、含水率上升的趨勢得到了有效控制。各受益井日產油有所增加(如圖9)，其中單井最大增幅為11.9 m3/d，含水率最大降幅為3.3%。

圖9典型受益井P4生產情況

3.3　增油情況

2017年4月至2017年12月期間，7口調驅受益井累計增油3 978.2 m3，目前仍有效果(見表4)。

4　結論

(1)針對QK油田西高點存在的問題，提出多段塞復合調驅技術體系，該技術運用乳液交聯(lián)調剖、預交聯(lián)劑驅油等復合體系，實現(xiàn)調驅結合，改善注水開發(fā)效果。

(2)礦場單井組試驗結果表明：復合調驅體系在雙高油田中能夠有效封堵水流優(yōu)勢通道，改善油水流度比，擴大波及體積，實現(xiàn)深部調驅，提高剩余儲量動用程度，有效改善注水開發(fā)效果。2017年4月至2017年12月期間，7口調驅受益井累計增油3 978.2 m3，目前仍有效果。

(3)雙高油田首次實施復合調驅的P9井，取得了良好的效果,尤其是在工藝和藥劑體系等方面，為下步開展此類措施提供重要借鑒。

表4　雙高油田復合調驅增油情況