姜軍 茍明生 韓慧玲 李旭 阿地里·熱合曼

中國石油新疆油田分公司準東采油廠

目前，國內開展了中高滲砂礫巖油藏調堵一體化技術的只有姬源油田[1]和西峰油田[2]，平均有效率32%，單井平均累計增油123.2 t，措施效果不理想。本項目結合滴水泉油田八道灣組中高滲砂礫巖油藏地質區(qū)塊水流優(yōu)勢通道的識別研究、水流優(yōu)勢通道的體積和滲流特性的研究，通過工程調剖體系的篩選、堵水工藝的優(yōu)化，實施先水井調剖、后對應井組油井堵水的工藝技術，提高了最終采收率[3]。

1 油藏概況

1.1 儲層地質特征

井區(qū)八道灣組儲層平面上厚度變化規(guī)律性強，儲層巖性主要為中細砂巖和含礫不等粒砂巖、砂礫巖：砂巖的礦物成分成熟度低，巖屑含量高，約占42%～75%，以不等粒巖屑砂巖為主。儲層黏土礦物含量低，主要為伊蒙混層，為1%～2%，水敏指數(shù)0.474，屬中等偏弱水敏。含油層孔隙類型主要為粒間孔，其次為粒內溶蝕孔，顆粒多為點接觸，壓實程度低。

根據(jù)壓汞資料統(tǒng)計，井區(qū)八道灣組油藏含油砂巖平均排驅壓力為0.26 MPa，在20.48 MPa壓力下，進汞飽和度可達91.9%，退汞效率一般為16.09%～44.68%，平均為34.32%，毛管半徑為5.0～25.0 μm的孔喉占65%，為偏粗孔喉儲層。油層孔隙度12.2%～28.2%，平均19.95%，滲透率(13.27～1 430)×10-3μm2，平均20.94×10-3μm2[4]。

1.2 井區(qū)開發(fā)簡況

井區(qū)八道灣組油藏于2011年投產(chǎn)，采用280 m×280 m反七點面積注水井網(wǎng)滾動開發(fā)，并實施同步注水、優(yōu)化分注。由于儲層非均質性強，油井含水上升快。從水驅特征曲線來看，甲型、乙型、丙型水驅采收率分別為12.0%、14.2%、14.7%(見圖1)，遠低于原方案標定的油藏水驅采收率25%。若油藏按水驅狀態(tài)開發(fā)，必將造成最終采收率的降低。

2012年，對油藏實施調剖、優(yōu)化注水等措施。措施初期有一定效果，含水上升速度減緩，但整體見效時間短，平均有效期3～4個月，且有效期逐年變短。從調剖單井增油量來看，初期見效明顯，平均單井增油400 t，后期平均單井增油只有100～200 t，井均用液量逐年增加，措施成本增加、效果變差(見表1)。

表1 井區(qū)八道灣組油藏調剖措施效果時間2013年2014年2015年2016年2017年井均用液量/m35529952 5093 0231 217井均累計增油/t43795243193184

通過對油藏的研究表明，儲層存在水流優(yōu)勢通道。測壓井解釋資料顯示油層有效滲透率為(1 617.3～9 986.1)×10-3μm2，遠大于巖心測試滲透率20.94×10-3μm2，說明單井均有高滲層存在。

從示蹤劑監(jiān)測情況來看，井區(qū)7口水井投示蹤劑后，油井很快有示蹤劑產(chǎn)出，小層平均見示蹤劑為7.8天。對見劑曲線類型分類，共有偏態(tài)單峰、正態(tài)單峰、雙峰3種類型。其中，偏態(tài)單峰型占30%，所代表的井間通道峰值速度大、通道體積大。

由于儲層存在水流優(yōu)勢通道，注水井單方向的調剖措施效果逐年下降，需要改進調剖工藝，提高調剖措施效果。

2 調堵一體化工藝技術

以封堵水竄通道為切入點，按照“堵調結合區(qū)域化治理”的思路，通過水流優(yōu)勢通道的識別，由注水井單方向的調剖，轉變?yōu)橛汀⑺p向連片調剖+堵水一體化治理，最終達到提高采收率目的[5-8]。

2.1 選井原則

從整個油藏平面區(qū)域分布來看，南區(qū)水流優(yōu)勢通道較發(fā)育，剩余儲量豐度較高，采出程度僅為10.1%，含油飽和度58.7%，剩余可采儲量達61.15×104t。

從地質動態(tài)分析來看，南區(qū)含水高，目前含水大于90%。其中,D2023井小段強吸水，而對應油井D2016產(chǎn)液剖面動用差異較大，存在明顯的水竄，為措施選井典型井組。

2.2 堵劑篩選

根據(jù)油藏滲流特征的研究，注水井調剖采用交聯(lián)聚合物凍膠+體膨顆粒深部調剖技術，油井堵水采用聚合物強凍膠+體膨顆粒堵水工藝。

2.2.1聚合物交聯(lián)體系的篩選

選取目前用的交聯(lián)體系進行篩選。

(1) 成膠性能實驗。為研究不同交聯(lián)體系的成膠性能，采用油藏注入水，在50 ℃時進行成膠實驗，實驗結果見表2。

從表2可知，有機鉻、有機硼、延緩酚醛交聯(lián)體系具有初始黏度大，成膠時間短，終凝黏度大的特點，適用于優(yōu)勢水流滲流通道的快速封堵，是調剖聚合物交聯(lián)體系的首選。

表2 不同交聯(lián)體系的成膠性能堵劑體系初始黏度/(mPa·s)終凝黏度/(mPa·s)成膠時間/h成膠強度有機鉻2 200110 00048E延緩酚醛1 18975 70096E有機硼9 961209 0007E氨基樹脂12023 400240D有機酚醛90051 200100D

目測代碼評價方法是由Sydansk等將調堵劑凝膠的強度GelSt rengt Codes(簡稱GSC) 依據(jù)目測結果分為10等，本實驗中評價堵劑強度所用的堵劑性能評價標準只適用于瓶內成膠實驗[9-10]。A級:未形成凝膠,凝膠黏度與初始聚合物溶液黏度相同；B級:高流動性凝膠,凝膠比初始聚合物溶液黏度稍有增加；C級:可流動性凝膠,倒置有明顯流動性；D級:中等流動性凝膠,只有少量凝膠不能快速流動；E級:幾乎不流動凝膠,凝膠不易流動；F級:高形變不流動凝膠,凝膠只能在頂部小范圍內流動，倒置大部分可以伸出瓶口；G級:中等可變形不流動凝膠,倒置只有少部分能夠伸出瓶口；H級:輕微可變形不流動凝膠,倒置只凝膠表面可輕微變形。

(2)流變性實驗。聚合物凍膠在注入地層過程中，由于地層孔隙的剪切作用，聚合物強度降低，水竄通道封堵效果變差。為了解以上聚合物凍膠的剪切稀釋規(guī)律，對有機鉻、有機硼、延緩酚醛交聯(lián)凍膠流變性進行實驗研究。

從圖2可知，有機鉻、有機硼交聯(lián)體系初始剪切保留率達到55%以上，試驗段內剪切保留率維持在20%以上，延緩酚醛交聯(lián)體系初始剪切保留率28%，試驗段內剪切保留率維持在10.9%。實驗結果表明，有機鉻、有機硼交聯(lián)體系比延緩酚醛交聯(lián)體系更適合本油藏。

(3) 穩(wěn)定性實驗。對有機鉻、有機硼交聯(lián)體系在油藏溫度50 ℃下進行，體系的穩(wěn)定性實驗，結果見圖3。

從圖3可知：有機鉻凍膠成膠慢，強度低，有效期長；有機硼凍膠成膠快，強度高，有效期短。兩者在該溫度下優(yōu)勢互補，可采用復合多段塞注入。

2.2.2顆粒篩選

顆粒要實現(xiàn)與巖心的有效封堵，根據(jù)相關研究，顆粒粒徑與巖心孔喉比值為1/3～3/2。巖心的孔喉直徑可以根據(jù)Kozeny公式計算[11]。

(1)

式中：Φ為巖心孔隙度，%；K為巖心滲透率，10-3μm2；D為巖心孔喉直徑，μm。

八道灣組油藏的油層孔隙度為12.2%～28.2%，平均19.95%，油層滲透率為(13.27～1 430)×10-3μm2,平均為20.94×10-3μm2,滲透率級差4.16～107.79，計算孔喉直徑為0.000 14～0.600 00 mm。根據(jù)顆粒粒徑與巖心孔喉比值關系，顆粒粒徑在0.9 mm以下時，顆粒與儲層孔喉匹配性更好。

2.3 注入?yún)?shù)

2.3.1調剖劑注入體積倍數(shù)

向4塊相同的巖心中分別注入段塞體積為0.10、0.18、0.25和0.30 PV的堵劑，對已采用調剖劑封堵的巖心進行正向耐沖刷試驗，測試封堵率變化。

從圖4可知：當注入堵劑為0.18 PV時出現(xiàn)拐點，封堵率為87.23%；注入段塞體積大于0.18 PV時，封堵率隨注入體積增加繼續(xù)增大，但增大幅度較小。因此，最佳注入體積為0.18 PV。

利用Chemsim流線模擬得出高滲條帶體積，按高滲條帶體積優(yōu)化封堵劑用量(見表3)。

表3 調剖堵劑用量注水井組高滲條帶體積/m3孔隙度/%孔隙體積倍數(shù)/PV封堵劑用量/m3D200272 9700.1990.182 613D200362 2340.1990.182 128D200862 7900.1990.182 249D207066 6800.1990.182 388

從現(xiàn)場實施的情況來看，施工用液量與增油量存在一定的正相關(見圖5)。堵劑用量在2 000～3 000 m3時，平均單井增油量達到峰值，當堵劑用量>3 000 m3之后，單井平均增油幅度變小。

根據(jù)高滲條帶體積優(yōu)化封堵劑用量的計算及現(xiàn)場使用經(jīng)驗，推薦調剖劑用量為2 500 m3。

2.3.2堵水劑用量

通過示蹤劑見劑數(shù)據(jù)，進行油層參數(shù)反演，得到井間示蹤劑突進通道特征參數(shù)(見表4)，優(yōu)勢通道平均體積為570 m3，推薦堵水劑用量500～600 m3。

表4 示蹤劑解釋井間通道參數(shù)油井峰值質量濃度/(μg·L-1)峰值速度/(m·d-1)等效滲透率/10-3 μm 2優(yōu)勢通道體積/m3D204048.4 14.7 1 985.0 450.0 D202441.8 13.3 960.0 632.0 D2016120.0 16.5 1 745.0 880.0 D204431.7 11.2 1 780.0 595.0 D207143.1 11.7 487.0 478.0 D201730.6 7.8 510.0 405.0 平均52.612.5 1 244.5 573.3

2.4 施工工藝

2.4.1調剖段塞工藝

多段塞不同堵劑強弱交替，實現(xiàn)對不同竄流通道封堵，擴大水驅波及范圍[12-14]。

(1) 注入0.35%(w)有機硼交聯(lián)聚合物凍膠+0.30%(w)顆粒，快速成膠，可以有效封堵地層中大的水竄通道，使后續(xù)注入水不易突破。

(2) 注入0.30%(w)有機鉻交聯(lián)聚合物凍膠+0.3%(w)顆粒封堵，0.3%(w)有機硼交聯(lián)聚合物凍膠頂替。

(3) 注入0.35%(w)有機硼交聯(lián)聚合物凍膠，快速成膠，減少堵劑返吐。

(4) 過量頂替0.10%(w)聚合物，預留滲流通道，同時防止堵劑返吐。

2.4.2堵水段塞工藝

由于堵劑用量較少，采用前置顆粒有機硼和有機鉻大段塞封堵。

采用過頂替段塞，擴大波及體積，避開壓力陡降漏斗，延長有效期。隨著頂替液段塞尺寸增加，后續(xù)水驅轉向位置逐漸遠離采出端，波及區(qū)域增加，堵水增油降水效果提高。根據(jù)油藏滲流理論,地層流體壓力梯度分布為：

(2)

式中：Gl為地層流體壓力梯度，10-1MPa/cm;r為某點距井軸的距離，m；rw為井筒半徑，cm；re為井距，cm；pe為水井井底壓力，10-1MPa ；pwf為油井井底壓力，10-1MPa 。

油井近井端壓力梯度分布見圖6。

經(jīng)擬合計算，過頂替段塞半徑為4.6 m。

2.4.3施工順序

通過在不同調堵順序下的巖心物模實驗，驗證不同注入順序對提高采收率的影響[15]。

方案1：先調剖后堵水

先從巖心注入端注入0.2 PV調剖劑，候凝后注水，待含水率達到98%，再從巖心出口端注入 0.1 PV堵水劑，后續(xù)水驅至含水率達到98%。

方案2：先堵水后調剖

先從巖心出口端注入0.1 PV堵水劑，候凝后注水，待含水率達到98%，再從巖心注入端注入 0.2 PV調剖劑，后續(xù)水驅至含水率達到98%。

方案3：同時調剖堵水

油井和水井中依次注入 0.1 PV堵水劑和 0.2 PV調剖劑，候凝后再后續(xù)水驅至含水率達到 98%。

采用先調剖后堵水的方案，最終采收率最高(見圖7)。

3 現(xiàn)場應用效果

井區(qū)前期實施調剖堵水一體化試驗井4口(D2028、D2022(2次)、D2046、滴314)，有3口井取得較好效果，措施后含水率平均下降20%，累計增油656 t。通過前期試驗，2019年優(yōu)化工藝技術后開展調堵一體化綜合治理，累計實施調剖井組9口，其中相關油井堵水17口，占可對比油井總數(shù)的47%，平均含水率由措施前的91%下降到72%，降幅19%，當年累計增油6 300 t，取得了良好的效果。

3.1 含水率上升情況

通過對比不同年份含水率上升情況(見表5)，2019年上升率控制在2.5%，相對于初期的9.3%，下降了73.1%。

表5 歷年含水率和含水率上升情況時間2014年2015年2016年2017年2018年2019年綜合含水率/%53.156.961.265.569.071.5含水率上升/%9.33.23.84.14.02.5

3.2 采出程度

從含水率和采出程度關系曲線(見圖8)可知，水驅采收率由開發(fā)初期的20%，提高到措施后的25%，提高了5%，油藏整體水驅開發(fā)狀況趨好。

3.3 平均單井增油

采取調堵一體化后，平均單井組增油相對2016年增加了55%(見表6)，效果顯著。

表6 2016-2019年措施平均單井增油時間2016年2017年2018年2019年井均用液量/m33 0231 2172 3482 450井均增油/t193184252300

4 結論

(1) 有機硼交聯(lián)、有機鉻交聯(lián)聚合物凍膠和體膨顆粒堵劑相結合的調剖體系適用于中高滲砂礫巖油藏，在滴水泉油區(qū)八道灣組油藏取得了平均單井增油300 t的效果。

(2) 滴水泉油區(qū)八道灣組中高滲砂礫巖油藏調剖劑的合理用量為2 500 m3。

(3) 先調剖后堵水，調剖劑分段塞注入，封堵效果較好。

(4) 在滴水泉油區(qū)八道灣組累計實施調剖井組9口，其中相關油井堵水17口，當年累計增油6 300 t，經(jīng)濟效益顯著。