胡狀集油田高含水井組雙向調(diào)堵技術(shù)研究與應(yīng)用

趙澤宗

（中原油田分公司濮東采油廠）

趙澤宗.胡狀集油田高含水井組雙向調(diào)堵技術(shù)研究與應(yīng)用.鉆采工藝，2019，42（5）：45-48

胡狀集油田是嚴(yán)重非均質(zhì)油藏，由于采出程度的不斷提高，層內(nèi)剩余油不斷減少，分布日益零散，對提高采收率的技術(shù)要求日益提高。剩余油分布高度分散，單一的技術(shù)手段提高采收率難度大［1-3］；層內(nèi)高滲條帶發(fā)育，單一方向的調(diào)剖或者堵水波及系數(shù)小，注水利用率低；多輪次調(diào)剖后，需要不斷增加處理半徑提高波及體積，成本壓力大［4-10］。為此，筆者以“油水井雙向調(diào)堵技術(shù)研究”為課題，研究了油水井雙向調(diào)堵的堵劑體系、配套工藝技術(shù)，提高層間、層內(nèi)和平面動用挖潛技術(shù)，滿足油藏挖潛需要。

一般來講，水井調(diào)剖有效期內(nèi)進(jìn)行油井堵水，或者油井堵水有效期內(nèi)進(jìn)行水井調(diào)剖，以此提高采收率的技術(shù)，統(tǒng)稱為油水井雙向調(diào)堵技術(shù)［11］。其范疇包括，在單一的調(diào)剖或者堵水技術(shù)基礎(chǔ)上，將油水井調(diào)剖和堵水相結(jié)合，包括先堵后調(diào)、先調(diào)后堵、同時調(diào)堵及其他不同順序的（調(diào)驅(qū)堵）組合。

一、室內(nèi)實驗

1.交聯(lián)聚合物復(fù)合體系的復(fù)配

1.1 交聯(lián)聚合物體系篩選

聚合物DX-10，交聯(lián)劑YH-01、YH-02，穩(wěn)定劑J108，根據(jù)所用藥品進(jìn)行預(yù)交聯(lián)聚合物配制，按照正交實驗4因素／3水平設(shè)計實驗，4因素是DX-10、YH-01、YH-02、J108，DX-10的3個濃度水平是4 000 mg／L、6 000 mg／L、8 000 mg／L，YH-01／YH-02的3個濃度水平是500 mg／L、1 000 mg／L、1 500 mg／L，J108的3個濃度水平是400 mg／L、600 mg／L、800 mg／L。根據(jù)正交實驗結(jié)果，最終確定配方：聚合物DX-10 6 000 mg／L，交聯(lián)劑YH-01 1 500 mg／L、YH-02 500 mg／L，穩(wěn)定劑J108 600 mg／L。

1.2 交聯(lián)聚合物體系性能評價

1.2.1 耐溫性能評價

按上述配方，用胡狀聯(lián)注水配制實驗表明，溫度對凝膠的成膠時間影響較大，對成膠黏度基本無影響，110℃以上凝膠熱穩(wěn)定性變差，生成的有效調(diào)剖劑量因失水而減少，會影響到調(diào)剖效果和有效期（見圖1）。

1.2.2 耐鹽性能評價

根據(jù)現(xiàn)場使用胡狀聯(lián)清水和注水（礦化度10～15×104mg／L）配制，鈣、鎂離子濃度5 000 mg／L對這兩種水進(jìn)行了評價試驗，試驗溫度75℃。結(jié)果表明，凝膠在礦化度20×104mg／L仍具有良好的性能（見圖2）。

1.2.3 封堵性能評價

堵水率（E）指堵劑降低巖心滲透率的程度，表達(dá)式為：

式中：Kwb—注堵劑封堵后水測滲透率；Kwa—注堵劑封堵前水測滲透率。

該交聯(lián)聚合物堵水率達(dá)到94%以上。

圖1 黏度隨溫度的變化

圖2 黏度隨礦化度的變化

綜上，所研制的交聯(lián)聚合物體系具有良好的性能，可選作雙向調(diào)堵技術(shù)的主要堵劑。

2.室內(nèi)雙向調(diào)堵實驗

為模擬油藏儲層層內(nèi)、層間、平面矛盾，筆者設(shè)計了一種三維多層變滲透率模型（以下簡稱“三維模型”），該模型具備模擬儲層非均質(zhì)性的特點，同時可以模擬不同調(diào)、堵順序與調(diào)堵參數(shù)的措施效果。筆者應(yīng)用該模型開展了關(guān)于調(diào)堵順序?qū)Υ胧┬Ч挠绊懷芯浚瑢Ρ攘讼扔途滤笏{(diào)剖、先水井調(diào)剖后油井堵水和水井調(diào)剖與油井堵水同時發(fā)生的兩種措施方式的增油降水效果，論證了雙向調(diào)堵的可行性和增油機(jī)理。

2.1 實驗儀器與藥劑

（1）實驗儀器包括平流泵一臺、50 cm×50 cm×6 cm三維模型4塊、真空泵一臺、HW-4B型數(shù)顯恒溫箱一臺。三維模型的基本參數(shù)如表1所示。

（2）選用的堵劑為文中優(yōu)選的交聯(lián)聚合物凍膠體系：聚合物DX-10（6 000 mg／L），交聯(lián)劑YH-01（1 500 mg／L）、YH-02（500 mg／L），穩(wěn)定劑J108（600 mg／L）。

（3）油、水樣準(zhǔn)備：胡狀集油田胡5塊地面脫氣原油，黏度為15 mPa·s；胡狀集油田胡狀聯(lián)注入水，礦化度20×104mg／L，碳酸氫鈉型。

表1 三層非均質(zhì)平面模型基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

2.2 實驗方案

實驗方案將單一調(diào)剖／堵水、雙輪次調(diào)剖與油水井雙向調(diào)堵進(jìn)行措施效果對比，同時在雙向調(diào)堵方案中，設(shè)計了先調(diào)后堵、先堵后調(diào)與同時調(diào)堵3種工藝的措施效果對比；為了更好進(jìn)行效果評價，措施用堵劑用量為0.3 PV，根據(jù)不同的工藝措施內(nèi)容合理分配堵劑用量。

方案一：單一調(diào)剖／堵水。單獨水井調(diào)剖，應(yīng)用上述1號模型水驅(qū)，當(dāng)含水率達(dá)到98%后進(jìn)行水井端調(diào)剖，調(diào)剖堵劑用量為0.3 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，記錄含水變化和采油情況；單獨油井堵水，應(yīng)用上述2號模型水驅(qū)，當(dāng)含水率達(dá)到98%后進(jìn)行油井端堵水，堵水用堵劑用為0.3 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，記錄含水變化和采油情況。

方案二：雙輪次調(diào)剖。應(yīng)用上述3號模型水驅(qū)，當(dāng)含水率達(dá)到98%后進(jìn)行水井端調(diào)剖，調(diào)剖堵劑用量為0.15 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，進(jìn)行第二輪次水井端調(diào)剖，調(diào)剖堵劑用量為0.15 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，記錄含水變化和采油情況。

方案三：雙向調(diào)堵。同時調(diào)堵，應(yīng)用上述4號模型水驅(qū)，當(dāng)含水率達(dá)到98%后同時進(jìn)行水井端調(diào)剖和油井端堵水，調(diào)剖劑和堵水劑用量均為0.15 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，記錄含水變化和采油情況；先調(diào)后堵，應(yīng)用上述5號模型水驅(qū)，當(dāng)含水率達(dá)到98%后進(jìn)行水井端調(diào)剖，調(diào)剖堵劑用量為0.15 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，再進(jìn)行油井端堵水，堵水用堵劑用為0.15 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，記錄含水變化和采油情況；先堵后調(diào)，應(yīng)用上述6號模型水驅(qū)，當(dāng)含水率達(dá)到98%后進(jìn)行油井端堵水，堵水用堵劑用為0.15 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，進(jìn)行水井端調(diào)剖，調(diào)剖堵劑用量為0.3 PV，候凝老化后恢復(fù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%，記錄含水變化和采油情況。

2.3 實驗結(jié)果分析

2.3.1 單一調(diào)剖／堵水與雙向調(diào)堵效果對比

由圖3含水率曲線圖可知，雙向同時調(diào)堵降低含水率的幅度最大，含水率比單一調(diào)剖／堵水降低近10%，而且含水率降低的范圍更大，表明措施有效期更長；從圖3采收率情況表明，雙向同時調(diào)堵要比單一調(diào)剖或者單一堵水提高采收率幅度大，提高采收率超過20%。由此可知，在同等調(diào)堵劑用量條件下，雙向同時調(diào)堵比單一調(diào)剖或者堵水有更好的開采效果。

2.3.2 雙輪次調(diào)剖與雙向調(diào)堵效果對比

圖3 方案一不同措施含水率和采收率變化

由圖4含水率曲線圖可知，雙輪次調(diào)剖與雙向同時調(diào)堵降低含水率的幅度相當(dāng)，但是雙向調(diào)堵降低含水率的范圍更大；從圖4采收率情況表明，雙向同時調(diào)堵要比雙輪次調(diào)剖提高采收率幅度高出2%。由此可知，在同等調(diào)堵劑用量條件下，雙向同時調(diào)堵比雙輪次調(diào)剖有更好的開采效果。

2.3.3 不同調(diào)堵順序措施效果對比

按照方案三進(jìn)行不同調(diào)堵順序?qū)嶒?，實驗結(jié)果見表2、圖5。從表2看到，先調(diào)后堵和先堵后調(diào)提高采出程度分別是19.3% 和18.8%，而同時調(diào)堵提高采出程度為22.2%；先調(diào)后堵和先堵后調(diào)最終采收率分別是58%、57.9%，而同時調(diào)堵最終采收率達(dá)到60.6%，提高2.6%。

圖4 方案二不同措施含水率和采收率變化

表2 不同調(diào)堵順序?qū)︱?qū)油效果的影響實驗結(jié)果

由圖5含水率曲線圖可知，降水能力最強(qiáng)的是同時調(diào)堵這種形式，降水范圍大，而且降水幅度大，其次是先調(diào)后堵。從圖5采收率情況得出，三種調(diào)堵形式提高采收率的排序依次是，同時調(diào)堵＞先調(diào)后堵＞先堵后調(diào)。

綜上所述，在平面徑向流上，雙向調(diào)堵在相同堵劑用量下，較調(diào)剖、堵水單一措施方式可提供更大的波及半徑，因此可以表現(xiàn)出更好的降水增油效果；特別的，同時調(diào)堵較先調(diào)后堵或先堵后調(diào)可大幅改變儲層存水分布狀態(tài)，促使存水產(chǎn)生新的流線，同時使后續(xù)水驅(qū)流線變得更加密集，進(jìn)而為后續(xù)水驅(qū)提供新的波及面積，達(dá)到提高采收率的目的。

二、現(xiàn)場應(yīng)用情況及效益

1.現(xiàn)場應(yīng)用效果

2016年實施注水井調(diào)剖12井次，選擇性堵水6井次；雙向調(diào)堵井組完成6組，工藝成功率100%，油井見效率100%。實施雙向調(diào)堵的6個井組，階段累計增油1 920.6 t，單井組平均增油320.1 t，單井組平均日增油1.5 t，提高采收率3.1%。主要效果如下：

（1）措施后水井注水壓力上升。6井次措施前平均注水壓力8.77 MPa，日注水8.3 m3，措施后平均注水壓力12.94 MPa，日注水12.7 m3。相比較，注水壓力提高4.64 MPa，日注水量增加4.4 m3，視吸水指數(shù)從2.88下降到2.27。

（2）吸水剖面明顯改善。有6口井措施前后進(jìn)行了吸水剖面測試。結(jié)果表明剖面改善效果較好，高低滲層前后吸水能力轉(zhuǎn)換明顯，特別是H5-C202井更為突出。

圖5 方案三不同措施含水率和采收率變化

（3）油井降水增油效果明顯。措施前平均單井日產(chǎn)液38.8 t，日產(chǎn)油0.8 t，含水97.9%，措施后平均日產(chǎn)液11.5 t，日產(chǎn)油2.37 t，含水88.1%，平均單井日降液27.3 t，日增油1.57 t，含水下降6.8%。

2.效益與前景

（1）6井組雙向調(diào)堵，投入180萬，創(chuàng)造產(chǎn)值298萬，投入產(chǎn)出比1∶1.6。

（2）適用于油水井對應(yīng)關(guān)系明確，動態(tài)反映明顯，一對一或有一口油井對應(yīng)明顯；水井剖面顯示存在強(qiáng)吸水層，油井水淹、含水高且供液能力充足。

三、結(jié)論與認(rèn)識

（1）確立油水井雙向調(diào)堵作為胡狀集油田高含水開發(fā)期的主要穩(wěn)產(chǎn)、增產(chǎn)方式，既可以提高注入水在主力厚油層內(nèi)的波及體積，又可以擴(kuò)大水驅(qū)油井近井地帶波及體積，進(jìn)一步提高采收率。

（2）形成交聯(lián)聚合物體系作為油水井雙向調(diào)堵的主要用劑形式，研制耐高溫、高鹽交聯(lián)聚合物調(diào)堵體系。

（3）在調(diào)剖有效期內(nèi)，進(jìn)行油井選擇性堵水，可以進(jìn)一步發(fā)揮前期調(diào)剖作用，實現(xiàn)調(diào)剖與堵水的協(xié)同作用，最大限度的降水增油。