王玥 余吉良 王磊 趙淑華 毛艷玲 彭婧涵

1.中國(guó)石油華北油田分公司工程技術(shù)研究院；2.中國(guó)石油華北油田友信勘探開(kāi)發(fā)服務(wù)有限公司；

3.中國(guó)石油華北油田分公司第三采油廠；4.中國(guó)石油西南油氣田分公司蜀南氣礦瀘州炭黑廠

L斷塊是華北油田一個(gè)多層系、高溫的低滲復(fù)雜砂巖油藏，主要含油層位是下第三系東營(yíng)組三段至沙河街組一段?？v向上油層分布分散，層內(nèi)和平面非均質(zhì)性較強(qiáng)，滲透率差異大，注采井網(wǎng)對(duì)應(yīng)不完善，且采出程度較高(31.5%)，綜合含水率較高(86.3%)，地層原油黏度為6.6 mPa · s，儲(chǔ)層溫度高達(dá)115℃，地層水礦化度為11 200 mg/L。L斷塊經(jīng)多年注水開(kāi)發(fā)，目前已進(jìn)入高含水、高采出開(kāi)發(fā)階段，大量注入水在地層中長(zhǎng)期沖刷形成水竄大孔道，含水上升快，產(chǎn)量遞減快，油田穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)嚴(yán)峻。

深部調(diào)驅(qū)技術(shù)是改善油藏水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的主要手段之一，現(xiàn)場(chǎng)調(diào)驅(qū)常用的可動(dòng)凝膠一般采用聚丙烯酰胺與酚醛樹(shù)脂交聯(lián)。受制于聚合物的耐溫性，高溫凝膠體系的穩(wěn)定性較差，封堵強(qiáng)度低，嚴(yán)重影響調(diào)驅(qū)效果，因此需要開(kāi)展高溫凝膠體系的相關(guān)研究。

針對(duì)L斷塊油藏溫度高(115℃)、剩余油分布復(fù)雜、常規(guī)治理難度大等問(wèn)題，提出多井組聯(lián)合同步調(diào)驅(qū)技術(shù)理論［1］和分類(lèi)分級(jí)調(diào)驅(qū)技術(shù)方法，研制新型復(fù)合交聯(lián)劑配方，在不增加成本的條件下，提高凝膠的穩(wěn)定性能，保證調(diào)驅(qū)效果和有效期。

1 斷塊概況

華北油田L(fēng)斷塊屬扁平狀鼻狀構(gòu)造油藏，縱向上發(fā)育Ed3-Ⅰ～Ⅴ、Es1s-Ⅰ～Ⅳ、Es1x-Ⅰ、Es1x-Ⅱ共11個(gè)油組，油層主要分布在Ed3-Ⅳ、Ed3-Ⅴ和Es1s-Ⅲ油組；儲(chǔ)層溫度115℃，地層水礦化度11 200 mg/L，地層原油黏度6.6 mPa · s。根據(jù)取心井巖心分析，該斷塊有效孔隙度3.8%～22.7%，滲透率在(0.1～373)×10?3μm2之間。斷塊主力砂體滲透率變異系數(shù)均大于0.8，儲(chǔ)層平面非均質(zhì)性嚴(yán)重。各油組滲透率級(jí)差主要介于166.8～719.3，平均值為443.1，突進(jìn)系數(shù)均大于5.3，油藏層間非均質(zhì)性嚴(yán)重［2］。

1995年11月L斷塊全面投入注水開(kāi)發(fā)，截至2018年3月，綜合含水已高達(dá)86.3%，采出程度31.5%。統(tǒng)計(jì)近10年吸水剖面監(jiān)測(cè)情況，不吸水、弱吸水層占射開(kāi)總厚度的52.3%，占射開(kāi)總層數(shù)的65.1%，油藏層間矛盾?chē)?yán)重。L斷塊受非均質(zhì)性強(qiáng)因素影響，隨著注水開(kāi)發(fā)的推進(jìn)，層內(nèi)吸水不均，油藏平面矛盾突出，需要尋找有效的EOR技術(shù)方法。

2 剩余潛力研究

2.1 剩余油分布

L斷塊在近幾年進(jìn)行注采井網(wǎng)調(diào)整和單井組調(diào)驅(qū)試驗(yàn)后，開(kāi)發(fā)效果有所改善，但目前斷塊整體處于高含水開(kāi)發(fā)階段，剩余油分布更加零散復(fù)雜，常規(guī)調(diào)整難度越來(lái)越大。明確剩余油的分布特征及類(lèi)型是制定針對(duì)性調(diào)驅(qū)方案的重要前提。

綜合分析斷塊生產(chǎn)動(dòng)態(tài)情況，運(yùn)用油藏工程法對(duì)L斷塊各油組地質(zhì)儲(chǔ)量進(jìn)行計(jì)算，結(jié)果見(jiàn)表1。在縱向上剩余儲(chǔ)量主要集中在Ed3-Ⅳ、Ed3-Ⅴ、Es1s-Ⅲ、Es1s-Ⅳ共4個(gè)主力油組，雖然主力油組的采出程度較高(21.2%～29.6%)，但是油組的原始地質(zhì)儲(chǔ)量高(45.5～71.6)×104t，剩余儲(chǔ)量占比仍高達(dá)70%～80%，是該斷塊剩余油的主要分布區(qū)域。

表1 L斷塊各油組地質(zhì)儲(chǔ)量劈產(chǎn)表Table 1 Production splitting of the geological reserves of each oil bearing formation in Fault Block L

對(duì)斷塊各井組的地質(zhì)儲(chǔ)量進(jìn)一步細(xì)分，以L62-64X(圖1)、L62-72X井組(圖2)為例，確定Ed3-Ⅳ8、Ed3-Ⅴ8、Ed3-Ⅴ11、Es1s-Ⅲ6、Es1s-Ⅳ1為主力油層。主力油層分布面積廣、厚度大，計(jì)算地質(zhì)儲(chǔ)量為104.8×104t，平均采出程度為22%，其中Ed3-Ⅴ8、Es1s-Ⅲ6的采出程度大于28%，挖潛難度較大。

圖1 L62-64X井組儲(chǔ)量分布圖Fig.1 Reserves distribution diagram of Well Group L62-64X

圖2 L62-72X井組儲(chǔ)量分布圖Fig.2 Reserves distribution diagram of Well Group L62-72X

通過(guò)數(shù)值模擬油藏含油飽和度(圖3、圖4)，將剩余油平面分布規(guī)律歸納為4種類(lèi)型：主力小層中、弱水驅(qū)型剩余油；層間干擾型剩余油，集中在非主力層和弱吸水層；注采層位不完善型剩余油，集中在未動(dòng)用層；未控制型剩余油，集中在井網(wǎng)不完善、斷棱附近區(qū)域。4種類(lèi)型剩余油中，主力小層中、弱水驅(qū)型剩余油和層間干擾型剩余油是調(diào)驅(qū)挖潛的主要目標(biāo)。

圖3 L斷塊Ed3Ⅳ-8三維含油飽和度模型Fig.3 3D oil saturation model of Ed3Ⅳ-8 in Fault Block L

圖4 L斷塊Ed3Ⅴ-8三維含油飽和度模型Fig.4 3D oil saturation model of Ed3Ⅴ-8 in Fault Block L

結(jié)合吸水剖面、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)反應(yīng)及示蹤劑監(jiān)測(cè)資料［3］，分析在主力層內(nèi)部存在水流優(yōu)勢(shì)通道。應(yīng)用優(yōu)勢(shì)通道的綜合識(shí)別與描述方法［4-6］，對(duì)注水井組存在的水流優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行判斷及分級(jí)(圖5)。以L62-64X井組為例，該井組Ed3-Ⅴ8、Ed3-Ⅴ11長(zhǎng)期主吸，累計(jì)吸水量達(dá)22.5×104t，示蹤劑試驗(yàn)結(jié)果顯示該井組最慢的方向水驅(qū)速度僅1.03 m/d，最快的方向水驅(qū)速度達(dá)到6.41 m/d。再結(jié)合井組孔隙度、滲透率、滲透率級(jí)差、產(chǎn)液強(qiáng)度及含水率等數(shù)據(jù)進(jìn)行歸一化定值，分析認(rèn)為L(zhǎng)62-64X井與L62-62X、L62-57X井之間存在強(qiáng)高滲條帶，與L62-63X、L62-65X、L62-66X井之間存在次高滲條帶，與L62-61X井之間的優(yōu)勢(shì)通道不發(fā)育，見(jiàn)表2。

圖5 L62-64X、L62-67X井組水流優(yōu)勢(shì)通道級(jí)別Fig.5 Level of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

水流優(yōu)勢(shì)通道的采出程度高、剩余潛力小，是深部調(diào)驅(qū)封堵的主要目標(biāo)，是調(diào)驅(qū)設(shè)計(jì)注入量的重要依據(jù)，結(jié)合數(shù)值模擬技術(shù)，對(duì)水流優(yōu)勢(shì)通道開(kāi)展定量化研究。取水相分流量為98%時(shí)，對(duì)應(yīng)含水飽和度0.77，認(rèn)為含水飽和度大于0.77時(shí)的儲(chǔ)層孔隙發(fā)育水流優(yōu)勢(shì)通道，計(jì)算得到水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道孔隙體積，計(jì)算結(jié)果見(jiàn)表2，以L62-64X、L64-67X井組為例。

2.2 注入?yún)?shù)優(yōu)化

依據(jù)設(shè)計(jì)思路，選取L斷塊5個(gè)井組實(shí)施同步調(diào)驅(qū)，針對(duì)各井組剩余油分布類(lèi)型、水流優(yōu)勢(shì)通道級(jí)別、水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道孔隙體積，優(yōu)選不同濃度的凝膠配方，保證封堵強(qiáng)度。對(duì)于水淹情況嚴(yán)重、水驅(qū)速度≥1.50 m/d、水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道孔隙體積≥12 000 m3的井組采用聚合濃度為1 800 mg/L的凝膠配方，對(duì)應(yīng)凝膠黏度為2 300 mPa · s；對(duì)于水淹情況次之、水驅(qū)速度＜1.50 m/d、水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道孔隙體積＜12 000 m3的井組采用1 500 mg/L凝膠配方，對(duì)應(yīng)凝膠黏度為1 600 mPa · s。

表 2 L62-64X、L62-67X井組水流優(yōu)勢(shì)通道孔隙體積統(tǒng)計(jì)Table 2 Statistical pore volume of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

數(shù)值模擬調(diào)驅(qū)劑注入量與方劑增油量之間的關(guān)系，PV數(shù)為調(diào)驅(qū)劑注入的體積占水驅(qū)優(yōu)勢(shì)通道孔隙體積的比例，方劑增油量為井組總增油量與調(diào)驅(qū)劑注入量的比值。研究結(jié)果表明，隨著注入PV數(shù)的增加，方劑增油量呈現(xiàn)明顯的上升趨勢(shì)，當(dāng)注入量達(dá)到0.35 PV后，增油量上升趨勢(shì)減緩，即注入水流優(yōu)勢(shì)通道0.35倍孔隙體積的調(diào)驅(qū)劑量可取得最佳的投入產(chǎn)出比。以此計(jì)算L斷塊5個(gè)井組共設(shè)計(jì)注入44 150 m3調(diào)驅(qū)劑，具體內(nèi)容見(jiàn)表3。

表3 L斷塊調(diào)驅(qū)劑量設(shè)計(jì)Table 3 Dosage design of flooding control agent in Fault Block L

3 高溫調(diào)驅(qū)體系研發(fā)

根據(jù)多井組聯(lián)合同步調(diào)驅(qū)技術(shù)理論和分類(lèi)分級(jí)調(diào)驅(qū)技術(shù)，結(jié)合L斷塊地質(zhì)特征和開(kāi)發(fā)矛盾，提出合理的技術(shù)方案：在L斷塊選取多個(gè)調(diào)驅(qū)井組，對(duì)應(yīng)受效油井為多向受效井，具有弱水驅(qū)型剩余油和層間干擾型剩余油的主力油層，采用交聯(lián)聚合物凝膠對(duì)強(qiáng)高滲條帶和次高滲條帶，以及近井地帶存在的較大的水流優(yōu)勢(shì)通道進(jìn)行較強(qiáng)的封堵和抑制，提高注入水的利用效率，高效驅(qū)出油藏中分散的剩余油。

溫度和水質(zhì)礦化度是影響可動(dòng)凝膠成膠的2個(gè)重要因素。L斷塊的地層水礦化度為11 200 mg/L，通過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，在相同配液濃度下分別采用清水(礦化度600 mg/L)和回注水(礦化度11 000～22 000 mg/L)配制聚合物溶液和可動(dòng)凝膠，對(duì)比清水與回注水配液時(shí)聚合物和凝膠的黏度(圖6、圖7)，得到回注水配制的聚合物溶液的黏度較清水低59%～96%，成膠后的黏度較清水低31%～56%。由此可見(jiàn)，回注水對(duì)聚合物及其成膠后的黏度影響很大?；刈⑺|(zhì)不同，其影響程度也不同，回注水礦化度越高，聚合物和凝膠黏度下降越多。

圖6不同配液用水對(duì)聚合物黏度的影響Fig.6 Influence of dosed water on polymer viscosity

圖7不同配液用水對(duì)凝膠黏度的影響Fig.7 Influence of dosed water on gel viscosity

在儲(chǔ)層溫度高于70℃的油藏，現(xiàn)場(chǎng)調(diào)驅(qū)一般應(yīng)用的可動(dòng)凝膠采用聚丙烯酰胺與酚醛樹(shù)脂交聯(lián)。常用的酚醛樹(shù)脂交聯(lián)劑有“苯酚-烏洛托品”和“熱固性甲階段酚醛樹(shù)脂”［7-8］。高溫條件下(＞90℃)，聚合物分子的酰胺基水解為羧鈉基，溫度越高，水解程度越高。酚醛樹(shù)脂與聚合物分子的酰胺基發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)，形成具有網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的均一、彈性凝膠體。中高溫條件下(70～90℃)，部分酰胺基發(fā)生水解，但是仍有部分基團(tuán)保持與交聯(lián)劑的鏈接狀態(tài)，因此凝膠具有一定的黏度保持率。隨著溫度的升高(＞90℃)，酰胺基全部水解為羧鈉基，交聯(lián)劑與酰胺基連接處進(jìn)一步發(fā)生水解，交聯(lián)鍵逐漸解離，凝膠破膠脫水。經(jīng)實(shí)驗(yàn)考察，在L斷塊115℃的溫度條件下，無(wú)論采用“苯酚-烏洛托品”交聯(lián)劑還是“熱固性酚醛樹(shù)脂”交聯(lián)劑，在聚丙烯酰胺濃度2 000 mg/L及以下濃度時(shí)，其交聯(lián)形成的可動(dòng)凝膠穩(wěn)定性考察不超20 d即破膠，穩(wěn)定性較差。

為提高可動(dòng)凝膠調(diào)驅(qū)劑的穩(wěn)定性能，查閱相關(guān)文獻(xiàn)［9-11］，借鑒不同交聯(lián)劑形成凝膠體型結(jié)構(gòu)的不同，采用清水配液，設(shè)計(jì)耐高溫復(fù)合交聯(lián)劑，自主研制酚醛樹(shù)脂交聯(lián)劑Ⅰ型和Ⅱ型，發(fā)揮2種交聯(lián)體系的協(xié)同效應(yīng)，與聚丙烯酰胺復(fù)合交聯(lián)，達(dá)到大幅度提升凝膠強(qiáng)度及穩(wěn)定性的目的［12］。90 d凝膠黏度保持率達(dá)到63.6%～71.8%，而傳統(tǒng)的高溫交聯(lián)劑在該溫度條件下，90 d的黏度保持率僅為13.9%。因此，研制的耐高溫復(fù)合交聯(lián)劑可使凝膠黏度保持率最高提升58%，并在地層水中將凝膠進(jìn)行浸泡，30～90 d開(kāi)展穩(wěn)定性考察，凝膠黏度不發(fā)生變化，外觀沒(méi)有破損。

通過(guò)復(fù)合交聯(lián)劑配方優(yōu)化試驗(yàn)，在115℃、聚合物濃度1 500 mg/L、交聯(lián)劑I和交聯(lián)劑II總濃度2 000 mg/L條件下，確定Ⅰ型與Ⅱ型交聯(lián)劑最佳復(fù)配比例為1∶1～2∶1(圖8)。通過(guò)配方優(yōu)化實(shí)驗(yàn)，采用復(fù)合交聯(lián)體系，推薦聚丙烯酰胺濃度1 500～2 000 mg/L，復(fù)合交聯(lián)劑濃度為1 250～2 000 mg/L。

4 實(shí)施效果

依照方案設(shè)計(jì)，采用耐高溫復(fù)合交聯(lián)劑配方，于2018年7月，在華北油田L(fēng)斷塊實(shí)施L62-64x等5個(gè)井組聯(lián)合調(diào)驅(qū)，使多向連通油井同步受效，以增強(qiáng)調(diào)驅(qū)增油效果?，F(xiàn)場(chǎng)施工累計(jì)注入聚丙烯酰胺濃度1 500～1 800 mg/L的可動(dòng)凝膠44 150 m3。調(diào)驅(qū)實(shí)施2個(gè)月后，產(chǎn)量快速遞減的趨勢(shì)逐漸得到抑制并開(kāi)始上升，并在波動(dòng)中維持到目前仍然在有效期。見(jiàn)效高峰期時(shí)，日產(chǎn)液保持穩(wěn)定，日產(chǎn)油從41.6 t上升至66.6 t，日增油達(dá)25 t，綜合含水從89.3%下降至79.8%，下降9.5%。

圖8不同交聯(lián)劑復(fù)配比例時(shí)凝膠的熱穩(wěn)定性Fig.8 Thermal stability of gel at different crosslinking agent mixing ratios

5個(gè)調(diào)驅(qū)井組共對(duì)應(yīng)油井16口，截至2019年12月，其中12口油井見(jiàn)到明顯降水增油效果，油井見(jiàn)效率為75%，累計(jì)增油12 780 t，預(yù)計(jì)項(xiàng)目有效期內(nèi)可累計(jì)增油19 600 t。如圖9所示，L斷塊在實(shí)施調(diào)驅(qū)前，即2014年到2017年，產(chǎn)量一直處于快速遞減趨勢(shì)。在2018年實(shí)施調(diào)驅(qū)后，年遞減率從2017年的9.1%減緩至2.2%，在2019年被逆轉(zhuǎn)為?2.0%，年產(chǎn)量沒(méi)有出現(xiàn)遞減，油田穩(wěn)產(chǎn)形勢(shì)向好，整體開(kāi)發(fā)效果得到改善。按逐年實(shí)際油價(jià)計(jì)算，創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益2 214萬(wàn)元，投入產(chǎn)出比為1∶9。如果按30美元/桶的低油價(jià)計(jì)算，項(xiàng)目創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益341萬(wàn)元，投入產(chǎn)出比為1∶4.2。即使按低油價(jià)計(jì)算，項(xiàng)目的成本已完全收回，仍然具有較好的經(jīng)濟(jì)盈利能力。

圖9 L斷塊產(chǎn)量年度遞減率變化曲線(2014—2019年)Fig.9 Variation of yearly production decline rate of Fault Block L (2014—2019)

5 結(jié)論

(1)應(yīng)用油藏工程法和數(shù)值模擬法相互驗(yàn)證，對(duì)剩余油分布規(guī)律進(jìn)行分類(lèi)，定量刻畫(huà)剩余潛力，判定識(shí)別水流優(yōu)勢(shì)通道，是制定針對(duì)性調(diào)驅(qū)方案的重要依據(jù)。

(2)通過(guò)凝膠配方性能評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)，自主研制成功適用于油藏調(diào)驅(qū)的耐高溫復(fù)合交聯(lián)劑，在聚合物濃度1 500 mg/L及以上時(shí)，115℃穩(wěn)定性考察90 d，凝膠黏度保持率達(dá)到63.6%～71.8%，與傳統(tǒng)的高溫交聯(lián)劑相比，凝膠黏度保持率最高提升58%。

(3)在定量描述剩余油空間展布的基礎(chǔ)上，自主研制成功相匹配的耐高溫復(fù)合交聯(lián)體系，應(yīng)用多井組聯(lián)合同步調(diào)驅(qū)方式和分類(lèi)分級(jí)調(diào)驅(qū)技術(shù)，使整體深部調(diào)驅(qū)取得明顯的降水增油效果和顯著的經(jīng)濟(jì)效益，為同類(lèi)型油藏改善開(kāi)發(fā)效果提供成功的借鑒意義。