孫堯堯，肖 宇，代齊加

(中海石油(中國(guó))有限公司 天津分公司，天津 塘沽 300459)

1 區(qū)域概況

1.1 構(gòu)造及儲(chǔ)層特征

渤海某油田地處渤海海域南部，位于黃河口凹陷東洼北緣，是由多條晚期斷層控制的構(gòu)造-巖性油氣藏[1]。主要含油層系為明化鎮(zhèn)組下段，中上部主要以曲流河沉積為主，下部屬于淺水三角洲沉積，發(fā)育三角洲平原和三角洲前緣亞相。主要為細(xì)粒巖屑長(zhǎng)石砂巖，巖石成分成熟度低，碎屑顆粒為石英、長(zhǎng)石、巖屑及少量云母和重礦物[2]。巖石孔隙發(fā)育，連通性好，以粒間孔隙為主。儲(chǔ)層物性較好，孔隙度在27.3%～41.4%，平均34.4%。滲透率分布范圍25.0～3 721.0 mD，平均1 080.0 mD，具有中高孔滲特征，較強(qiáng)的非均質(zhì)性[3-4]。

1.2 流體特征

根據(jù)MDT測(cè)壓和DST測(cè)試資料，壓力梯度為0.992 MPa/100 m，溫度梯度為3.57 ℃/100 m，屬正常壓力、溫度系統(tǒng)，流體特征數(shù)據(jù)見表1。由表1可以看出，流體性質(zhì)較好，明化鎮(zhèn)組下段為中質(zhì)油，總體具有黏度低、含硫量低、膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量少～中等特點(diǎn)。

2 開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

渤海某油田于2014年5月投產(chǎn)，共投產(chǎn)開發(fā)井16口，注水井7口。目前，綜合含水率63.7%，氣油比117.0 m3/m3，采出程度13.7%。開發(fā)中存在的主要問題如下：

1)注采井網(wǎng)不完善，含水上升快。目前處于中高含水期，由于砂體注采井距較大，存在注水優(yōu)勢(shì)通道，2-1395砂體和3-1412砂體含水上升過快。

2)連通性認(rèn)識(shí)不清，存在超注和欠注。目前油田各主力砂體地層壓力相對(duì)原始地層壓力均有一定程度下降，由于注采井間連通性較差，2-1395砂體油井受效差。由于儲(chǔ)層內(nèi)部連通性認(rèn)識(shí)不清，3-1412砂體內(nèi)部小層存在超注和欠注現(xiàn)象。

3)低效井造成部分儲(chǔ)量無(wú)法動(dòng)用。3-1412砂體東側(cè)的生產(chǎn)井C5H井，由于工程原因，實(shí)際生產(chǎn)的篩管油層僅為99.0 m，兩次酸化解堵，實(shí)施效果較差。目前C5H井日產(chǎn)油13 m3/d，含水率28.4%，3-1412砂體東側(cè)采出程度僅為2.0%，砂體東側(cè)儲(chǔ)量無(wú)法得到有效動(dòng)用。

3 在線深部調(diào)驅(qū)技術(shù)

在線深部調(diào)驅(qū)技術(shù)是一項(xiàng)能夠?qū)崿F(xiàn)在線注入的穩(wěn)油控水技術(shù)[5]。該技術(shù)由“調(diào)”和“驅(qū)”兩個(gè)體系組成，在工藝上，通過試注、調(diào)剖、驅(qū)油三個(gè)階段達(dá)成目標(biāo)。與傳統(tǒng)的深部調(diào)驅(qū)工藝相比，具有流程緊湊、占地空間小、自動(dòng)化程度高的特點(diǎn)，適用于海上平臺(tái)工期要求高、空間相對(duì)受限的工作環(huán)境。

3.1 基本原理

“調(diào)”體系設(shè)計(jì)為優(yōu)先進(jìn)入高滲透層深部，微觀上體現(xiàn)為在孔喉、裂縫形成不可流動(dòng)的高強(qiáng)度三維網(wǎng)狀體，對(duì)高滲透層進(jìn)行有效封堵，宏觀上體現(xiàn)為原有的水流優(yōu)勢(shì)通道方向的水驅(qū)沿程阻力增加，抑制高滲層吸水，啟動(dòng)中低滲透層，改善層間矛盾。

“驅(qū)”體系則是一種“固液共存”的調(diào)驅(qū)體系，該體系表觀黏度低，易于進(jìn)入儲(chǔ)層深部，在孔喉處堆積-堵塞-變形通過，實(shí)現(xiàn)吼道暫堵、突破、再暫堵、再突破，逐級(jí)改變水流方向，擴(kuò)大波及體積，實(shí)現(xiàn)逐級(jí)深部調(diào)驅(qū)[6]。

3.2 技術(shù)特點(diǎn)

在線調(diào)驅(qū)設(shè)備主要由注入撬、破乳器、靜態(tài)混合器、流量計(jì)等部分組成(見圖1)，根據(jù)體系需要，在注入撬A內(nèi)注入聚合物和穩(wěn)定劑(微球和乳液聚合物)[7]，經(jīng)初步攪拌，經(jīng)由計(jì)量泵、破乳器，再高壓注入水內(nèi)，與注入撬B內(nèi)的交聯(lián)劑(預(yù)交聯(lián)劑)初步混合、溶解，然后經(jīng)由靜態(tài)混合器充分混合，注入作業(yè)井井口。該流程工藝簡(jiǎn)單、易于操作，占地面積小，能夠與多種海上作業(yè)同時(shí)進(jìn)行。與傳統(tǒng)調(diào)驅(qū)技術(shù)相比，具有以下特點(diǎn)：

1)施工設(shè)備模塊化[8]，單井單撬作業(yè)僅需要11 m2，適應(yīng)海上平臺(tái)空間受限的工作環(huán)境。裝置流程緊湊，體積小，質(zhì)量輕，安裝方便；

2)生產(chǎn)運(yùn)行、管理成本低，流程自動(dòng)化程度高，操作簡(jiǎn)單，維修方便；

3)滿足環(huán)保和安全的要求。

4 實(shí)際應(yīng)用

4.1 實(shí)施方案

渤海某油田C08H井組井位于3-NmⅢ-1412砂體，平均孔隙度32.8%，平均滲透率1 598.0 mD，屬于中、高孔滲油藏。井組內(nèi)有注入井2口：C08H、C9H井，生產(chǎn)井3口：C5H、C7H、C10H，2注3采，所有注采井均為水平井(見圖2)。2016年6月24日，C9H井停注。經(jīng)連通性分析，C7H主要受C08H井影響，C10H只受C08H井注入影響。截至2017年5月，該井組累產(chǎn)液67.9×104m3，累產(chǎn)油43.0×104m3，累注水76.5×104m3，累計(jì)注采比0.87，采出程度15.2%。通過壓力指數(shù)決策技術(shù)，C08H井PI、FD值在區(qū)塊內(nèi)處于較低水平，因此考慮實(shí)施調(diào)驅(qū)作業(yè)。

作業(yè)目的為調(diào)整C08H井吸水剖面，改善層內(nèi)矛盾，封堵優(yōu)勢(shì)通道以控制C7H、C10H含水上升速度，擴(kuò)大波及體積，提高采收率[9]。在工藝上主要通過試注段塞、調(diào)剖段塞、驅(qū)油段塞三個(gè)階段完成。經(jīng)實(shí)驗(yàn)室研究，篩選得到適合該油田的體系配方，包括調(diào)剖階段使用的中等強(qiáng)度凝膠體系[10]和驅(qū)油階段使用的彈性微球固液共存體系(見表2)。

表2 調(diào)驅(qū)體系數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)表

4.2 效果評(píng)價(jià)

調(diào)驅(qū)作業(yè)前和調(diào)驅(qū)期間的氧活化測(cè)試結(jié)果對(duì)比見圖3、圖4，實(shí)施作業(yè)后的C08H井，高滲透層注水相對(duì)吸入量降低，相對(duì)滲透率較低的層位獲得更大程度動(dòng)用，儲(chǔ)層層內(nèi)矛盾得到一定改善。

C08H井的受益井為C7H井、C10H井。調(diào)驅(qū)作業(yè)期間，C10H井降水增油效果明顯，含水迅速上升的趨勢(shì)得到有效遏制，總體呈現(xiàn)下降趨勢(shì)(見圖5)，由最高64.2%下降至最低的50.3%，日產(chǎn)油最高上升35.0 m3/d，作業(yè)結(jié)束后的第五個(gè)月，該含水維持在61%左右。按照指數(shù)遞減模型預(yù)測(cè)，截至2018年3月，C10H井累計(jì)遞減增油量為9 444.31 m3。

經(jīng)分析，調(diào)驅(qū)劑主要向C10H井方向波及，C7H井受效不明顯，僅增油533.97 m3。截至2018年3月，C08H井組累計(jì)增產(chǎn)油量9 978.27 m3。

5 結(jié)論

在線深部調(diào)驅(qū)技術(shù)是一項(xiàng)能夠?qū)崿F(xiàn)在線注入的穩(wěn)油控水技術(shù)。與傳統(tǒng)的深部調(diào)驅(qū)工藝相比，在線深部調(diào)驅(qū)裝置形成模塊化，適應(yīng)海上平臺(tái)空間受限的工作環(huán)境。在渤海某油田C08H井組的應(yīng)用效果顯示，對(duì)應(yīng)受益井C10H井降水增油效果明顯，含水迅速上升的趨勢(shì)得到有效遏制，在改善吸水剖面和受益井增油控水方面有良好的應(yīng)用效果。