魏俊，石端勝，張志軍，王宏申，王曉超，梅苑

(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B油田為復(fù)雜斷塊構(gòu)造油藏。受構(gòu)造、巖性多重因素制約，不同斷塊、不同油組、不同砂體具有不同的流體系統(tǒng)，主要含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段，劃分為0、Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ和Ⅴ共6個油組。5砂體開發(fā)Ⅱ油組，平均孔隙度30.5%，平均滲透率1 095 mD，油藏溫度54～65 ℃，地層原油黏度為20 mPa·s。砂體平面滲透率級差在5倍以上，非均質(zhì)性較強，導(dǎo)致注水后油井含水差異較大，部分井含水已高達93%，水流優(yōu)勢通道發(fā)育明顯，急需開展深部調(diào)驅(qū)來封堵水竄通道，改善水驅(qū)開發(fā)效果。

目前，海上油田調(diào)剖調(diào)驅(qū)以聚合物凝膠類和微球黏彈性顆粒等技術(shù)為主，均在現(xiàn)場應(yīng)用并取得較好效果[1-7]。但也存在一些問題：采用聚合物凝膠類體系注入時，存在注入壓力高、近井調(diào)堵有效期短等問題；采用微球等黏彈性顆粒注入時，存在用量大、見效晚、降水效果不明顯等問題。筆者針對渤海B油田5砂體開發(fā)存在的目標(biāo)井組非均質(zhì)性強、油井高含水、注入突進明顯等問題，在以往體系組合研究[8-14]的基礎(chǔ)上，提出聚合物凝膠+微球等顆粒+表面活性劑的“堵+調(diào)+驅(qū)”的組合提高采收率技術(shù)設(shè)計思路，開展組合驅(qū)油實驗研究，并應(yīng)用于現(xiàn)場，取得顯著效果，為海上油田調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)的發(fā)展提供借鑒。

1 實 驗

1.1 材料與儀器

實驗用水為油田注入水，礦化度6 674 mg/L，Ca2+、Mg2+含量168 mg/L；實驗用油為油田脫水原油，黏度20 mPa·s。聚合物凝膠體系由常規(guī)干粉聚合物(Mr=1 200×104，水解度23%)、酚醛樹脂交聯(lián)劑和硫脲助劑組成，質(zhì)量分?jǐn)?shù)分別為0.3%，0.5%，0.04%時，成膠后體系黏度5.34×104mPa·s；微球體系質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.25%，初始粒徑中值為550 nm，3～5 d后體積膨脹倍數(shù)為15倍左右；表面活性劑為陰離子型，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%時，油水界面張力可達1.5×10-3mN/m。所有藥劑來自海油發(fā)展工程技術(shù)公司。

化學(xué)驅(qū)物理模擬裝置，海安石油儀器廠。驅(qū)油實驗采用非均質(zhì)石英砂環(huán)氧樹脂膠結(jié)巖心，規(guī)格為4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2 實驗方案

根據(jù)B油田儲層非均質(zhì)性，設(shè)計低中高層滲透率分別為500、1 500、3 500 mD。實驗溫度恒定為60 ℃。

實驗方案見表1，其中方案1為單一聚合物凝膠段塞注入，方案2為兩輪次微球+表面活性劑體系注入，方案3為兩輪次組合體系注入。所有方案均先水驅(qū)至含水93%，再按照方案設(shè)計注入調(diào)驅(qū)體系，最后水驅(qū)至含水98%結(jié)束。

表1 體系組合驅(qū)油實驗方案

2 結(jié)果與討論

2.1 不同組合方式注入壓力對比

各方案注入壓力曲線見圖1。由圖1可知，水驅(qū)時注入壓力基本一致，注入聚合物凝膠段塞后壓力突升，轉(zhuǎn)水驅(qū)壓力持續(xù)上升，然后保持平穩(wěn)。交替注入微球+表面活性劑段塞壓力稍有上升，然后下降，轉(zhuǎn)水驅(qū)時壓力恢復(fù)至調(diào)驅(qū)前水平。方案3注入組合段塞后，注入壓力明顯上升，調(diào)驅(qū)結(jié)束時達到最大注入壓力(超過方案1最大壓力)，后續(xù)水驅(qū)注入壓力持續(xù)下降。方案1～3殘余阻力系數(shù)依次為3.97、1.01、3.24，說明在高滲通道發(fā)育的情況下，聚合物凝膠有較強的封堵能力，微球封堵能力較弱。采用交替注入的方式，可有效降低后續(xù)水驅(qū)注入壓力，不會產(chǎn)生措施后注入壓力高、注不進的問題。

圖1 不同體系組合注入壓力曲線

2.2 不同組合方式驅(qū)油效果對比

各方案含水率變化曲線見圖2。由圖2可知，水驅(qū)曲線變化一致，較短時間內(nèi)含水率達到93%，說明高滲層水竄通道已經(jīng)形成。方案1在聚合物凝膠段塞注入結(jié)束后，含水開始下降，并出現(xiàn)明顯降水“漏斗”，最大降水幅度23.8%，然后含水逐步回升至調(diào)驅(qū)前。方案2交替注入微球+表面活性劑后，含水率沒有出現(xiàn)明顯的下降“漏斗”，最大降水幅度僅有4%。方案3含水率出現(xiàn)了明顯降水“漏斗”，最大降水幅度12.8%，相比方案1含水回升速度稍快，但比調(diào)驅(qū)前，含水仍下降3%左右，并保持了很長一段時間。不同體系組合驅(qū)油實驗結(jié)果見表2。

圖2 不同體系組合下含水率曲線

從表2可以看出，單一聚合物凝膠段塞和微球+表面活性劑的組合段塞驅(qū)油效果不如方案3，相比水驅(qū)可提高采出程度34.78%，比方案1和2分別高17.03%和26.75%。說明在水竄通道形成后，聚合物凝膠體系能夠有效封堵水竄通道，啟動中低滲透層，調(diào)整剖面作用明顯，起到顯著降水增油效果，但在后續(xù)水驅(qū)時易再次發(fā)生剖面反轉(zhuǎn)，含水回升至調(diào)驅(qū)前；而直接注入微球和表面活性劑體系，則不能有效封堵水流優(yōu)勢通道，也就不能充分發(fā)揮微球和表面活性劑深部液流轉(zhuǎn)向和提高驅(qū)油效率的作用，導(dǎo)致降水增油效果不明顯。3種體系組合驅(qū)時，先利用聚合物凝膠封堵水流優(yōu)勢通道，再注入微球進入次級孔喉，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，進一步擴大波及，最后注入表面活性劑，降低油水界面張力，提高驅(qū)油效率。堵調(diào)驅(qū)組合技術(shù)能夠充分發(fā)揮聚合物凝膠調(diào)整剖面，微球深部液流轉(zhuǎn)向及表面活性劑提高驅(qū)油效率的協(xié)同作用，從而大幅提高驅(qū)油效果。

表2 不同體系組合驅(qū)油實驗結(jié)果

3 現(xiàn)場試驗

2018-09-08開始在53井、59井實施堵調(diào)驅(qū)組合方案。受平臺作業(yè)時間窗口及注入壓力上限要求，2口井累計注入聚合物凝膠15 400 m3，微球等顆粒體系116 000 m3，表面活性劑7 500 m3，合計注入138 900 m3，注入0.041 PV。注入過程中開展6次井口壓降測試，計算6次壓降測試下的井口壓力指數(shù)(PI)值及充滿度(FD)值，其計算方法為：

(1)

(2)

式中：P(t)為壓降測試時的任一時刻壓力值，MPa；t為壓降測試時間，min；P(0)為壓降測試初始時刻壓力值，MPa。

對比不同階段下的PI及FD值可以看出，堵調(diào)驅(qū)后水流優(yōu)勢通道得到有效封堵。

表3 目標(biāo)井組堵調(diào)驅(qū)過程中PI及FD值

目標(biāo)井組堵調(diào)驅(qū)后，降水增油效果明顯，井組最大日降水9.6%，最大日增油127 m3，累計增油18 000 m3，提高采出程度0.53%，有效期456 d，見圖3。

圖3 目標(biāo)井組堵調(diào)驅(qū)前后生產(chǎn)曲線

4 結(jié) 論

a.聚合物凝膠-微球顆粒-表面活性劑堵調(diào)驅(qū)組合提高采收率技術(shù)對非均質(zhì)嚴(yán)重，存在水流優(yōu)勢通道油藏具有很好適應(yīng)性。它能夠充分發(fā)揮3種體系之間的協(xié)同作用：在聚合物凝膠封堵水流優(yōu)勢通道，調(diào)整剖面的基礎(chǔ)上，協(xié)同發(fā)揮微球深部液流轉(zhuǎn)向和表面活性劑提高驅(qū)油效率的作用，最大程度擴大波及體積，從而大幅提高采收率。

b.B油田現(xiàn)場試驗效果表明，聚合物凝膠+微球等顆粒+表面活性劑的堵調(diào)驅(qū)組合提高采收率技術(shù)有降低油井含水、提高產(chǎn)油量，能夠滿足海上油田深部調(diào)驅(qū)的需求。