孟祥海，趙 鵬，王宏申，韓玉貴，張曉冉，魏 俊，徐 良

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津300452；2.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）

油田聚合物驅(qū)后， 常出現(xiàn)剩余油分布零散、油層非均質(zhì)性加重、開采難度逐漸加大等問題。 聚驅(qū)后油藏如何挖掘剩余油潛力、 進(jìn)一步提高采收率，對確保油田的可持續(xù)發(fā)展具有重要意義［1-2］。目前國內(nèi)外陸地油田聚合物驅(qū)后常用的提高采收率技術(shù)包括高濃度聚驅(qū)、二元/三元復(fù)合驅(qū)、調(diào)剖調(diào)驅(qū)等技術(shù)。 海上油田存在平臺空間小、單井配注量大、油井堵塞提液難、采出液處理難等特殊性，很多陸地油田的技術(shù)無法大面積應(yīng)用，需研究適用于海上油田的聚驅(qū)后提高采收率技術(shù)。

1 聚驅(qū)后存在問題

渤海L 油田構(gòu)造形態(tài)屬于半背斜，儲層孔隙度主要為24%～33%，滲透率為（50～5 000）×10-3μm2，地層原油黏度為7.20～19.43 mPa·s。油田2005 年投產(chǎn)，2006 年3 月開始單井注聚，2007 年開始向6 口井注聚合物，2012 年擴(kuò)大注聚合物方案，2016 年底轉(zhuǎn)全面注水，共有注聚合物井8 口。 聚驅(qū)雖能改善流度比、調(diào)整平面及層內(nèi)層間矛盾，但在聚驅(qū)后期及聚驅(qū)結(jié)束后出現(xiàn)一些問題：

（1）吸水剖面再次發(fā)生反轉(zhuǎn)，即高滲層吸液能力強(qiáng)，中低滲層吸液能力差甚至不吸液（見圖1）。

（2）剩余油分布更加分散，即注采井間剩余油相對較少，而非主流線方向及生產(chǎn)井間存在剩余油的富集（見圖2）。

（3）受吸水剖面反轉(zhuǎn)影響，聚驅(qū)結(jié)束后生產(chǎn)井含水上升速度明顯加快，由停注聚前的3.0%上升至目前的10.1%（見圖3）。

聚驅(qū)后殘留在地下的聚合物雖能起到一定作用，但同時(shí)會加劇儲層的非均質(zhì)性。 同時(shí)轉(zhuǎn)水驅(qū)后由于油水流度比的差異，導(dǎo)致注入水的波及面積及洗油效率低，因此，針對L 油田聚驅(qū)后存在問題，提出了一種“堵+調(diào)+驅(qū)洗”多段塞組合［3-10］技術(shù)設(shè)計(jì)思路：堵體系封堵近井水流優(yōu)勢通道，調(diào)整縱向吸水剖面；調(diào)體系進(jìn)入油藏深部次級通道，通過它在孔喉處不斷“堆積—堵塞—壓力升高—變形通過”，促使后續(xù)流體轉(zhuǎn)向，進(jìn)一步擴(kuò)大波及；最后注入高效驅(qū)洗體系，降低油水界面張力，提高洗油效率。 該技術(shù)可充分發(fā)揮堵、調(diào)體系的擴(kuò)大波及、驅(qū)洗體系提高驅(qū)油效率的協(xié)同作用（見圖4）。

2 體系驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)方案

利用三層非均質(zhì)人造巖心，開展體系組合驅(qū)油［11-13］實(shí)驗(yàn)（見表1），巖心尺寸為4.5 cm×4.5 cm×30 cm，滲透率分別為500×10-3μm2、1 500×10-3μm2、3 500×10-3μm2； 采用油田注入水和脫水原油； 實(shí)驗(yàn)溫度63℃。

實(shí)驗(yàn)中堵體系組成為質(zhì)量濃度2 500 mg/L 的聚合物P、2 000 mg/L 的助交聯(lián)劑ZJ、1 500 mg/L 的輔交聯(lián)劑FJ、100 mg/L 的緩凝劑HN。 注入巖心后，候凝3 d。 調(diào)體系為質(zhì)量濃度2 500 mg/L 的微球、400 mg/L 的預(yù)交聯(lián)顆粒。 驅(qū)洗體系為質(zhì)量濃度為2 000 mg/L 的高效驅(qū)洗劑。

2.2 結(jié)果分析

從表2 可以看出， 單一堵體系和單一調(diào)+驅(qū)洗體系段塞驅(qū)油效果不如多段塞組合體系。 三類體系組合時(shí)，繼續(xù)增加堵體系用量，采出程度并沒有大幅提高。 分析認(rèn)為當(dāng)堵體系用量過大時(shí)，會進(jìn)入中低滲層導(dǎo)致地層堵塞，后續(xù)體系無法進(jìn)入，不能充分發(fā)揮深部液流轉(zhuǎn)向作用，影響驅(qū)油效率。

從圖5 可以看出，注堵體系后，注入壓力明顯上升，此時(shí)含水率還未出現(xiàn)明顯下降，繼續(xù)注入0.1 PV 調(diào)+0.05 PV 驅(qū)洗體系， 含水率出現(xiàn)明顯的下降“漏斗”。 第二輪次組合體系注入后，含水持續(xù)下降，且在后續(xù)水驅(qū)階段， 降水作用穩(wěn)定了較長時(shí)間，說明堵體系和調(diào)體系擴(kuò)大波及作用明顯，同時(shí)協(xié)同驅(qū)洗體系提高驅(qū)油效率作用， 從而大幅提高采收率，相比水驅(qū)提高采出程度為34.77%。

表1 體系組合驅(qū)油實(shí)驗(yàn)方案

表2 體系組合驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3 體系組合調(diào)驅(qū)數(shù)字模擬

針對目標(biāo)井組縱向吸水不均、平面注采井間存在水流優(yōu)勢通道、 聚驅(qū)后水驅(qū)洗油效率低的問題，提出“堵+調(diào)+驅(qū)洗”多段塞組合設(shè)計(jì)方案（見表3）。利用CMG 軟件， 針對渤海L 油田進(jìn)行“堵+調(diào)+驅(qū)洗”多段塞效果預(yù)測（見圖6、圖7）。

由預(yù)測曲線可知：目標(biāo)井組調(diào)驅(qū)后，降水增油效果明顯，而單一的采用堵或調(diào)+驅(qū)洗段塞效果遠(yuǎn)差于“堵+調(diào)+驅(qū)洗”模式。 這主要是因?yàn)槿齻€(gè)段塞組合既可以對近井地帶大孔道進(jìn)行封堵， 也可以對油藏深部的次級孔道進(jìn)行封堵， 然后進(jìn)行驅(qū)洗時(shí)在擴(kuò)大波及的同時(shí)提高洗油效率， 從而提高采收率。

表3 目標(biāo)井組合調(diào)驅(qū)段塞設(shè)計(jì)

續(xù)表3 目標(biāo)井組合調(diào)驅(qū)段塞設(shè)計(jì)

目前該設(shè)計(jì)方案尚未在L 油田進(jìn)行現(xiàn)場應(yīng)用，“堵+調(diào)+驅(qū)洗” 技術(shù)在渤海某水驅(qū)油田的實(shí)際應(yīng)用案例，可作為該技術(shù)作業(yè)機(jī)理及效果的借鑒。

4 渤海油田類似作業(yè)應(yīng)用

4.1 針對目標(biāo)井組的方案設(shè)計(jì)

渤海BZ 油田為復(fù)雜斷塊構(gòu)造油田， 屬淺水三角洲沉積， 含油目的層為新近系明化鎮(zhèn)組下段，平均孔隙度30.5%，平均滲透率1 095×10-3μm2，油藏溫度54～65℃，地層原油粘度為20 mPa·s。目標(biāo)井組2 注4 采，綜合含水72.5%，注入突進(jìn)明顯。

針對目標(biāo)井組非均質(zhì)性強(qiáng)、 注入突進(jìn)明顯、水平井注入壓力敏感等問題， 提出聚合物凝膠+微球顆粒+表面活性劑的“堵+調(diào)+驅(qū)洗” 組合設(shè)計(jì)思路（見表4）。 作業(yè)過程中根據(jù)油井見效情況提高聚合物凝膠體系用量，減小驅(qū)洗段塞用量。

表4 目標(biāo)井組合“堵+調(diào)+驅(qū)洗”段塞設(shè)計(jì) m3

4.2 應(yīng)用效果

對比目標(biāo)井霍爾曲線可以看出，兩口井視阻力系數(shù)分別為4.6、10.6，殘余阻力系數(shù)5.4、11.1，均大于1.2，表明作業(yè)后水流優(yōu)勢通道得到有效封堵（見圖8）。

目標(biāo)井組作業(yè)后， 降水增油效果明顯， 井組最大降水9.6%，最大日增油127 m3，目前累計(jì)增油14 038 m3，且持續(xù)有效（見圖9）。

5 結(jié)論

（1）室內(nèi)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，“堵+調(diào)+驅(qū)洗”組合調(diào)驅(qū)段塞注入方式比單一段塞注入效果好。

（2）現(xiàn)場試驗(yàn)效果表明，“堵+調(diào)+驅(qū)洗”組合調(diào)驅(qū)技術(shù)可有效封縱向及平面水流優(yōu)勢通道，擴(kuò)大波及體積，提高驅(qū)油效率，從而達(dá)到降水增油、提高采收率的目的。