曹 新，張文鵬，于兆坤

中海油能源發(fā)展股份有限公司工程技術(shù)分公司，天津 300452

渤海S油田B15井組位于東二上段，原油黏度大，原油在地層溫度條件下流動(dòng)性能差，儲(chǔ)層非均質(zhì)強(qiáng)，油水流度比大，造成水驅(qū)波及范圍小，驅(qū)替效率低，水竄現(xiàn)象比較明顯，注入水利用率低。井組井位圖見圖1，目前竄逸方向?yàn)锳24井、B16井和A18井方向，B13井受邊水影響較大，A19S1井受其余水層影響較大。

圖1 B15井組井位圖

鑒于以上原因，單純調(diào)剖或者調(diào)驅(qū)很難解決儲(chǔ)層非均質(zhì)性。對(duì)B15井東二上Ⅱ、Ⅲ1油組采用調(diào)剖調(diào)驅(qū)治理方案，以封堵大孔道，改善B15井吸水剖面，緩解層內(nèi)矛盾。

1 調(diào)剖+表面活性劑驅(qū)方案

調(diào)剖井段高滲流層占主導(dǎo)地位，且高滲流條帶滲透率>8 000 mD，因此選擇高強(qiáng)度凍膠體系。

1.1 調(diào)剖體系

S油田B15井組地下原油膠質(zhì)含量達(dá)27.25%，油樣中的Fe、Ca、Ni元素含量分別為31.2%，30.8%，46.7%，含量較高，原油分子的偶極矩為3.41，簇集體結(jié)構(gòu)較為復(fù)雜。優(yōu)選具有較高降黏率，較低界面張力，同時(shí)能夠改變稠油流變性，使油相降黏、水相增黏的調(diào)剖體系，以改善稠油水驅(qū)效率。

S油田防砂方式為復(fù)合優(yōu)質(zhì)篩管礫石充填，增加了凍膠類堵劑的機(jī)械剪切。要保證凍膠堵劑通過剪切后仍保留有較高的強(qiáng)度[1]，選擇的堵劑既要滿足通過防砂層達(dá)到油藏目標(biāo)層位的要求，也要滿足能在S油田B15井區(qū)域地層溫度為55 ℃和注入水礦化度為0.92×104mg/L條件下長(zhǎng)期穩(wěn)定作業(yè)。

通過評(píng)價(jià)目前較成熟的凝膠體系，分析溫度、礦化度、二價(jià)離子、交聯(lián)劑濃度等對(duì)成膠時(shí)間和成膠性能的影響，并分析在油藏溫度下的凝膠體系熱穩(wěn)定性，確定適合S油田B15井堵劑為聚合物/重鉻酸鈉/硫代硫酸鈉/亞硫酸氫鈉組合的延緩聚合物凝膠體系。調(diào)剖作業(yè)先采用中高偏強(qiáng)度凝膠封堵水流優(yōu)勢(shì)通道，改變液流方向；后采用中等強(qiáng)度凝膠進(jìn)一步封堵水流優(yōu)勢(shì)通道，擴(kuò)大波及體積。

1.2 表面活性劑優(yōu)選

選1#表面活性劑與4#表面活性劑，分別將其與原油按一定比例混合，進(jìn)行對(duì)比試驗(yàn)，對(duì)原油的降黏效果、界面張力和分水率進(jìn)行評(píng)價(jià)，具體測(cè)試結(jié)果見表1～表4。

表1 1#表面活性劑黏度測(cè)試結(jié)果

表2 4#表面活性劑黏度測(cè)試結(jié)果

表3 分水率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

注：藥劑濃度為800 mg/L，70 ℃下放置5 h

表4 界面張力測(cè)試結(jié)果

由表1～表4可以看出， 4#表面活性劑比1#表面活性劑更宜于作現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用體系，依據(jù)降黏率分析優(yōu)選4#表面活性劑的注入有效濃度為400 mg/L。通過CMG數(shù)值模擬分析，注入400 mg/L表面活性劑，不同注入時(shí)間與井組的增油量統(tǒng)計(jì)分析結(jié)果見圖2，可以看出注入6個(gè)月為最優(yōu)方案。注入過程中不同濃度表面活性劑不同時(shí)間，井組增油量?jī)?yōu)化分析，優(yōu)選出表面活性劑最優(yōu)注入濃度見表5。

圖2 不同注入時(shí)間增油量統(tǒng)計(jì)

表5 表面活性劑注入濃度優(yōu)化

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

B15井通過調(diào)剖+表面活性劑驅(qū)后，吸水大孔道得到了封堵，層內(nèi)矛盾得到緩解，受益油井含水率降低，油井產(chǎn)油量增加，擴(kuò)大了井組平面波及，提高油藏頂部動(dòng)用程度。

2.1 井口壓降曲線

正常注水條件下突然關(guān)井，測(cè)B15井井口壓力隨時(shí)間變化的曲線見圖3。該井井口壓力由調(diào)剖調(diào)驅(qū)前的6.88 MPa升到8.75 MPa，注水壓力升幅較大，關(guān)井后井口壓力下降較調(diào)剖調(diào)驅(qū)措施前變緩[2]，這說明分層調(diào)剖措施有效。

圖3 B15井壓降曲線

2.2 吸水指數(shù)曲線

調(diào)剖措施作業(yè)后，B15井注水啟動(dòng)壓力大幅上升[3]，指數(shù)曲線變化不明顯，地層吸水能力變?nèi)?，非均質(zhì)高滲透層得到一定封堵，層內(nèi)矛盾得到緩解，B15井吸水指數(shù)曲線見圖4。

2.3 井組增油情況

截止2017年10月，B15井受益油井凈增油超300 m3，遞減累計(jì)增油超5 000 m3，各受益井治理方案實(shí)施作業(yè)前后日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、含水量率變化見表6。

圖4 B15井吸水指數(shù)曲線

表6 B15井調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)實(shí)施效果統(tǒng)計(jì)

3 結(jié)論與建議

1)通過對(duì)B15井高孔高滲層和高孔中滲層進(jìn)行分層段調(diào)剖，非均質(zhì)高滲透層得到一定封堵，層內(nèi)矛盾得到緩解。

2)調(diào)剖后隨著表面活性劑的注入，B15井組各油井取得一定的降水增油效果，有效期需要進(jìn)一步跟蹤。

3)調(diào)剖+調(diào)驅(qū)的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，實(shí)現(xiàn)注入水液流轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大井組平面波及，提高頂部動(dòng)用程度，可供非均質(zhì)性大、原油黏度大的類似油藏開發(fā)參考。