弱凝膠提高海上稠油油田采收率影響因素分析

劉 東，李云鵬，張風(fēng)義，張彩旗，羅義科

(中海油(中國)有限公司天津分公司，天津 300452)

引 言

弱凝膠調(diào)驅(qū)是新近發(fā)展起來的提高波及效率的技術(shù)［1］。弱凝膠具有低成本、高穩(wěn)定性、強適應(yīng)性和成膠時間可調(diào)的優(yōu)點，因此該項技術(shù)既可以應(yīng)用于常規(guī)油藏和稠油油藏的驅(qū)油，也可以應(yīng)用于油藏深度調(diào)剖，從而真正實現(xiàn)深度調(diào)剖和驅(qū)油的雙重效果［2－3］。其具有聚合物弱凝膠堵水和調(diào)節(jié)油層內(nèi)部流體流度2種功能，是新型的提高原油采收率的方法［4－5］。

1 油藏地質(zhì)概況與開發(fā)現(xiàn)狀

渤海某稠油油田油層發(fā)育于明化鎮(zhèn)組下段與館陶組頂部，明化鎮(zhèn)組下段為主力油層段。儲層為河流相沉積砂體，具有高孔、高滲及非均質(zhì)性較強的特征。油水關(guān)系復(fù)雜，油藏類型眾多，以巖性－構(gòu)造復(fù)合油藏為主，區(qū)塊內(nèi)的主力砂體邊底水相對較為發(fā)育。油田于2005年9月開始陸續(xù)投產(chǎn)，目前生產(chǎn)井49口，注水井8口，日產(chǎn)油為680 m3/d，油田綜合含水率為80%。地層流體具有明顯的分區(qū)性，L區(qū)地層原油黏度為50 mPa·s，4口注水井6口采油井，全面注水開發(fā)，日產(chǎn)油量為244 m3/d，含水率為79%，采出程度為11.6%。M區(qū)地層原油黏度為225 mPa·s，高部位注水開發(fā)，3口注水井15口采油井，日產(chǎn)油為200 m3/d，含水率為86%，采出程度為4.4%。N區(qū)地層原油黏度為420～650 mPa·s，1口注水井17口采油井，主要依靠天然能量開采，日產(chǎn)油量為170 m3/d，含水率為71%，采出程度為1.6%。L區(qū)和M區(qū)由于非均質(zhì)性較強，層間和平面矛盾突出:縱向上高滲透率層位吸水量大，中低滲透層位吸水量小或不吸水;平面上注入水沿高滲透通道向生產(chǎn)井突破，主力注水井各層吸水不均，各油井水驅(qū)效果差異大。N區(qū)由于原油黏度大，注水方案研究開發(fā)效果不理想，目前依靠天然能量開發(fā)，逐漸暴露出靠近邊底水的油井含水上升快、油層高部位需要保持地層能量等問題。

L區(qū)塊于2010年4月開始進行調(diào)驅(qū)，截至2010年12月，累計注入弱凝膠量為4.8×104m3。M區(qū)塊于2007年7月開始進行調(diào)驅(qū)前酸化，2007年8月開始注入弱凝膠，2008年11月停注，累計注入弱凝膠量為5.4×104m3。N區(qū)塊于2008年6月將1口采油井轉(zhuǎn)為注入井，未注水直接注入弱凝膠調(diào)驅(qū)，截至2009年11月，累計注入弱凝膠量為6.1 ×104m3。

2 調(diào)驅(qū)見效特征及效果分析

3個井組中M、N 2個區(qū)塊見效明顯，累計增油量分別為1.8×104、1.4×104m3，L區(qū)塊無增油效果。N區(qū)塊N1井注入弱凝膠，周圍受益井有N2m、N3m、N4、N5井。N1井于2008年5月24日注入弱凝膠，累計注入量為6.2×104m3。N1井周圍受效油井于2008年12月出現(xiàn)見效特征，主要表現(xiàn)如下。

(1)高含水油井增油降水。以N4井為例，從2009年8月初開始，其含水率由80%下降至63%，日產(chǎn)液略微下降;日產(chǎn)油由16 m3/d上升至28 m3/d。分析主要是由于構(gòu)造高部位注水，一定程度上抑制了邊底水的推進。

(2)低含水油井含水保持平穩(wěn)，供液能力增強，產(chǎn)液量持續(xù)上升，產(chǎn)油量增加。以N5井為例，從2008年10月末開始，其產(chǎn)液量上升明顯，含水率穩(wěn)定，日產(chǎn)油由11 m3/d上升至15 m3/d。分析原因為注入弱凝膠起到了明顯的能量補充作用。

3 弱凝膠提高采收率影響因素

3.1 聚合物性質(zhì)

聚合物注入濃度較高的M和N井組，調(diào)驅(qū)效果好于注入聚合物濃度較低的L井組(圖1)。注入聚合物濃度未達到成膠臨界濃度時，會影響弱凝膠的成膠強度和成膠穩(wěn)定性。當聚合物濃度低于臨界濃度值時，因黏度增加很小，可基本認為不成膠;當聚合物濃度高于該值時，聚合物與交聯(lián)劑反應(yīng)后會使體系黏度顯著增加，并且聚合物濃度越高，體系交聯(lián)速度越快，弱凝膠黏度越大。

圖1 井組注入聚合物濃度對比

3.2 地質(zhì)油藏因素

(1)原油黏度。從礦場試驗來看，原油黏度大的井組弱凝膠調(diào)驅(qū)效果好于原油黏度小的井組。流度比對面積波及效率影響很大，面積波及效率隨流度比增加而降低。水驅(qū)油流度比往往大于1，而且隨著注水時間的增加，水驅(qū)油流度比越來越大。在水驅(qū)時，隨著流度比的增加，注入流體突破時波及面積減少;隨著流度比的降低，注入流體前緣推進較均勻，突破時波及面積較大。弱凝膠調(diào)驅(qū)不僅可以增加注入水的黏度，還可以降低水相相對滲透率，大大改善水驅(qū)油流度比，提高波及效率。從井組試驗情況來看，油水流度比大，弱凝膠改善油水流度比的效果越明顯。

(2)滲透率級差。滲透率級差越大，殘余油飽和度分布越不均勻。調(diào)剖前水驅(qū)主要波及的是高滲透層，低滲透層基本上沒有波及到，隨著調(diào)剖劑的注入，調(diào)剖劑主要進入高滲透層，阻塞大孔道中水流通道，迫使后續(xù)水驅(qū)進入低滲透層，進而提高采出程度。滲透率級差越小，調(diào)剖劑對各滲透率層都有所進入，從而對低滲透層造成損害，對后注流體的改向作用不大。由表1可以看出，滲透率級差越大，調(diào)剖效果越好，級差大的N井組和M井組調(diào)驅(qū)效果好于級差小的L井組。弱凝膠工藝對縱向、平面非均質(zhì)性嚴重的油藏有較好的調(diào)驅(qū)效果。

表1 井組注入井滲透率級差對比

(3)邊底水影響。邊底水主要通過影響地層中弱凝膠的濃度從而對弱凝膠成膠強度和成膠穩(wěn)定性產(chǎn)生影響。一般認為，聚合物分子量越高，濃度越大，弱凝膠體系穩(wěn)定性越好。調(diào)驅(qū)過程中，邊底水的侵入有可能稀釋弱凝膠，降低聚合物的濃度，從而影響弱凝膠的成膠強度，影響調(diào)驅(qū)效果。從井組統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，L井組距離邊底水距離最近，最有可能受邊底水侵入的影響，從而調(diào)驅(qū)效果較差(表2)。

表2 井組距離邊底水距離平均值對比

3.3 注入?yún)?shù)因素

(1)調(diào)驅(qū)時機影響調(diào)驅(qū)效果。現(xiàn)場試驗結(jié)果表明，弱凝膠調(diào)驅(qū)最佳時機是油藏注水開發(fā)早期，高含水階段調(diào)驅(qū)效果較差。對于稠油油田，早期進行調(diào)驅(qū)，高滲透層中水道還沒有形成，注入壓力較高，調(diào)驅(qū)劑難免進入中低滲透層，進而對后續(xù)水驅(qū)中低滲透層的開發(fā)造成不利影響［6］。晚期進行調(diào)驅(qū)，高滲透層中注采井間水道已經(jīng)連通，調(diào)驅(qū)效果受到影響。在高含水期時，注入凝膠的濃度和性能由于水的稀釋作用變差。調(diào)剖后，在后續(xù)水驅(qū)過程中，如果凝膠強度不夠，高滲透層將優(yōu)先突破，，無法起到流體改向的作用;如果強度過高，不利于弱凝膠在多孔介質(zhì)中的運移，減少了弱凝膠驅(qū)替的作用，也會對采出程度造成不利影響［7］。

(2)注入速度。注入速度的大小，對油藏開發(fā)有3方面的影響:①高速注入會導(dǎo)致弱凝膠在注入設(shè)備、防砂管柱和近井地帶的高速剪切下產(chǎn)生嚴重降解，影響成膠性能和調(diào)驅(qū)效果［5］;②注入速度過快，可能會導(dǎo)致周圍連通油井含水上升速度加快;③注入速度過快，弱凝膠在進入高滲層的同時也進入低滲透層，恢復(fù)注水后，低滲透層由于啟動壓力增加，吸水指數(shù)反而下降［8］。調(diào)驅(qū)效果較好的M和N井組注入速度低于調(diào)驅(qū)效果差的L井組(圖2)。

圖2 累計注入量隨時間變化關(guān)系

4 結(jié)論

(1)聚合物的濃度影響弱凝膠的成膠強度和成膠穩(wěn)定性。

(2)弱凝膠調(diào)驅(qū)不僅可以增加注入水的黏度，而且還可以降低水相相對滲透率，大大改善水驅(qū)油流度比，提高波及效率。從井組試驗情況來看，油水流度比大，弱凝膠改善油水流度比的效果越明顯。

(3)滲透率級差越大，水驅(qū)后殘余油飽和度分布越不均勻。

(4)從井組統(tǒng)計數(shù)據(jù)來看，離邊底水距離較遠的井組調(diào)驅(qū)效果好于離邊底水近的井組。

(5)調(diào)驅(qū)時機影響調(diào)驅(qū)效果，高含水階段調(diào)驅(qū)效果較差。

(6)注入速度過高會導(dǎo)致弱凝膠在注入設(shè)備、防砂管柱和近井地帶的高速剪切下產(chǎn)生嚴重降解，從而影響調(diào)驅(qū)效果。

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