渤海油田區(qū)塊整體調(diào)驅(qū)技術(shù)研究及應(yīng)用

楊會(huì)峰，凌 卿，孟國(guó)平，賈永康，鞠 野，張文喜

（1.中海油服油生事業(yè)部增產(chǎn)中心，天津 300459；2.中海石油（中國(guó)）有限公司天津分公司，天津 300457）

渤海大多數(shù)油田經(jīng)過(guò)多年的強(qiáng)注強(qiáng)采導(dǎo)致油藏普遍發(fā)育水竄通道，層間、層內(nèi)和平面矛盾日益突出，非均質(zhì)性加劇，注水形成無(wú)效循環(huán)，含水率快速上升，大部分油井處于中高含水率階段，油井產(chǎn)量遞減明顯，亟待開(kāi)展穩(wěn)油控水措施[1-4]。調(diào)驅(qū)技術(shù)作為渤海油田穩(wěn)油控水的一項(xiàng)重要技術(shù)，在渤海油田廣泛應(yīng)用；但往往單井組開(kāi)展調(diào)驅(qū)作業(yè)不僅作業(yè)效率低，而且效果難以保障，井間干擾嚴(yán)重，油井見(jiàn)效率低，增油無(wú)法達(dá)到預(yù)期效果[5-7]。區(qū)塊整體調(diào)驅(qū)技術(shù)采用砂體整體綜合治理思路，一井一策、優(yōu)化篩選最優(yōu)調(diào)驅(qū)體系，多井組同時(shí)開(kāi)展作業(yè)[8-9]，采用集成式在線調(diào)驅(qū)注入工藝，縮減設(shè)備占地面積的同時(shí)，提高作業(yè)效率，提升作業(yè)質(zhì)量。本文進(jìn)行了室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)優(yōu)選整體調(diào)驅(qū)體系，采用了整體調(diào)驅(qū)設(shè)計(jì)方法，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果良好。

1 目標(biāo)砂體開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀和解決思路

1.1 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

K 油田X 砂體屬于受斷層控制的構(gòu)造巖性油藏，該砂體含油面積1.53 km2，有效厚度7.2 m。平均孔隙度28.1%，滲透率在88.1～3 812.0 mD，平均1 044.0 mD，滲透率平面級(jí)差7.6，差異顯著。砂體東南部物性好，西北部物性差。該砂體為3 注4 采井網(wǎng)，油井：O1、O2、O3、O4，水井：W1、W2、W3，井位及其對(duì)應(yīng)滲透率和油井含水率分布見(jiàn)圖1，其中W2井有一層厚0.5 m、3 000.0 mD的高滲層。氯根化驗(yàn)結(jié)果判斷所有油井均已注入水突破，含水率呈快速上升趨勢(shì)。作業(yè)前油井綜合含水率90.8%。該砂體探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量177.67×104m3，累計(jì)產(chǎn)油75.43×104m3，累計(jì)采出程度42.45%，局部剩余油富集，具有較好的挖掘潛力。該區(qū)塊相對(duì)封閉，注采關(guān)系對(duì)應(yīng)明顯，適合開(kāi)展整體調(diào)驅(qū)措施。

圖1 井位、滲透率和含水率分布圖

1.2 存在問(wèn)題及解決思路

根據(jù)X 砂體的開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀，綜合考慮區(qū)塊孔滲分布和儲(chǔ)層矛盾，決定采取“堵+調(diào)”相結(jié)合的思路進(jìn)行整體調(diào)驅(qū)，堵：注入封竄段塞，對(duì)儲(chǔ)層優(yōu)勢(shì)通道/高滲條帶進(jìn)行預(yù)處理；調(diào)：注入深調(diào)段塞，對(duì)儲(chǔ)層深部次級(jí)通道進(jìn)行封堵。通過(guò)“封竄+深調(diào)”組合段塞，處理油藏不同位置的竄流問(wèn)題，改善儲(chǔ)層深部流場(chǎng)轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大注水波及體積，減少無(wú)效水循環(huán)，提高區(qū)塊整體采收率（表1）。

2 實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)

2.1 實(shí)驗(yàn)材料

實(shí)驗(yàn)藥劑：水基微球，WS-1 平均粒徑0.35 μm，WS-2 平均粒徑3.80 μm；普通油基微球NM-2，平均粒徑1.50 μm；乳液聚合物、交聯(lián)劑、助劑，均由中海油田服務(wù)股份有限公司提供。

實(shí)驗(yàn)材料及設(shè)備：天平（0.000 1 g）；燒杯；膠頭滴管；攪拌器；激光粒度儀；均質(zhì)巖心（滲透率700.0 mD）；雙層非均質(zhì)巖心（滲透率500.0 mD 和3 000.0 mD）；高溫高壓巖心驅(qū)替裝置；哈克流變儀等。

實(shí)驗(yàn)用油為油田油樣，實(shí)驗(yàn)用水為油田生產(chǎn)水，離子組成見(jiàn)表2。

2.2 實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)與結(jié)果

2.2.1 水基微球

（1）評(píng)價(jià)注入性和封堵性。將0.5%的水基微球WS-1、WS-2 和普通油基微球NM-2，以0.5 mL/min 注入700.0 mD 的均質(zhì)巖心，模擬評(píng)價(jià)三種微球在X 砂體中的注入性。然后將注入性評(píng)價(jià)后的巖心在油藏條件下放置15 d，后續(xù)水驅(qū)6 PV，模擬評(píng)價(jià)三種微球在X砂體中的封堵性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖2、表3。

表3 三種微球阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)結(jié)果

圖2 微球注入性和封堵性評(píng)價(jià)結(jié)果

由圖2、表3 可知，水基微球WS-1 和WS-2 在模擬X 砂體油藏滲透率的巖心中的阻力系數(shù)均小于2.0，注入性明顯優(yōu)于普通油基微球NM-2。就封堵性而言，普通油基微球NM-2 的殘余阻力系數(shù)達(dá)到22.0，封堵性最好；但水基微球WS-1 和WS-2 的殘余阻力系數(shù)仍達(dá)到8.2 和13.0，表明兩種水基微球的封堵能力也較強(qiáng)，可以滿(mǎn)足作業(yè)需求。綜上，綜合考慮注入性和封堵性，水基微球WS-1 和WS-2 在X 砂體的適配性更好，不僅解決了常規(guī)調(diào)驅(qū)劑在中低滲油藏注入難的問(wèn)題，還能提供較強(qiáng)的深部封堵作用。

（2）評(píng)價(jià)提高采收率能力。采用均質(zhì)巖心，評(píng)價(jià)水基微球WS-1、WS-2、普通油基微球NM-2 以及水基微球WS-1+WS-2 組合體系的提高采收率能力，實(shí)驗(yàn)條件見(jiàn)表4，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖3、表5。

表5 不同微球體系提高采收率結(jié)果

由圖3、表5 可知，水基微球體系的提高采收率能力（14.84%、12.10%）均強(qiáng)于普通油基微球NM-2（9.63%），水基微球組合體系的提高采收率能力最強(qiáng)（18.30%），比普通油基微球采收率增幅提高8.67 個(gè)百分點(diǎn)。分析原因，大粒徑水基微球主要依靠單個(gè)顆粒封堵孔喉，小粒徑水基微球則通過(guò)多個(gè)顆粒自聚集粘連的顆粒簇封堵孔喉，這種半剛性的封堵作用較強(qiáng)，能更高效地提高后續(xù)注水波及體積。油基納米微球則是顆粒通過(guò)吸水膨脹封堵孔喉，隨著注入壓力增加，吸水膨脹的微球會(huì)被壓縮變形通過(guò)孔喉，因此，其封堵作用稍弱于水基微球。水基微球組合體系則是先采用大粒徑水基微球?qū)^大的孔喉進(jìn)行封堵，隨后注入的小粒徑水基微球單個(gè)顆?；蚨鄠€(gè)聚集成團(tuán)封堵較小的孔喉，對(duì)不同尺寸的孔喉均具有良好的封堵作用，因此，其提高注水波及體積最大，提高采收率效果最好。

2.2.2 初低黏緩凝凝膠

（1）評(píng)價(jià)成膠性能。配制不同濃度的凝膠溶液，放置在油藏溫度恒溫箱中，定期觀測(cè)凝膠狀態(tài)并測(cè)量黏度，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖4。

圖4 不同凝膠體系成膠性能評(píng)價(jià)

由圖4 可知，綜合考慮現(xiàn)場(chǎng)作業(yè)安全性、成膠效果和凝膠性能需求，優(yōu)選適用于X 砂體W2井的凝膠體系為0.9%初低黏緩凝凝膠體系：0.9%乳液聚合物+0.3%交聯(lián)劑+0.3%助劑。該體系初始凝膠溶液初始黏度10 mPa·s，初凝時(shí)間3 d，完全成膠時(shí)間7 d，膠體黏度12 000 mPa·s；實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明該凝膠體系初始黏度低、初凝時(shí)間長(zhǎng)，保障了注入性的同時(shí)保證了注入安全；完全成膠后膠體強(qiáng)度大，封堵作用強(qiáng)，滿(mǎn)足封堵W2井高滲條帶需求。

（2）評(píng)價(jià)注入性和封堵性。按照上述濃度配制好的凝膠體系，以0.5 mL/min 注入500.0 mD 和3 000.0 mD的雙層非均質(zhì)巖心，模擬評(píng)價(jià)優(yōu)選凝膠在W2井的注入性。然后將注入性評(píng)價(jià)后的巖心在油藏條件下放置15 d，進(jìn)行后續(xù)水驅(qū)6 PV，模擬評(píng)價(jià)優(yōu)選凝膠在W2井的封堵性，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖5、表6。

表6 凝膠體系注入性和封堵性評(píng)價(jià)結(jié)果

圖5 凝膠體系注入性和封堵性曲線

由圖5、表6 可知，注入阻力系數(shù)最高為11.16，優(yōu)于常規(guī)的高黏凝膠注入性（阻力系數(shù)一般不小于20.00），巖心各處的封堵率均大于85.00%，殘余阻力系數(shù)在10.00 左右，表明凝膠體系具有良好的注入性、封堵性、耐沖刷性和深部運(yùn)移性。

2.2.3 凝膠+微球復(fù)合體系 采用兩層非均質(zhì)巖心，評(píng)價(jià)單一凝膠體系、凝膠+微球復(fù)合體系的提高采收率能力，以便優(yōu)選作業(yè)組合體系，實(shí)驗(yàn)條件見(jiàn)表7，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)圖6、表8。

表8 不同體系提高采收率結(jié)果

圖6 不同體系的驅(qū)油效果

由圖6、表8 可知，初低黏緩凝凝膠+水基微球復(fù)合體系的提高采收率能力強(qiáng)于單一的凝膠體系，其采收率增幅比單一凝膠體系的高7.3 個(gè)百分點(diǎn)。分析原因，該復(fù)合體系主要是通過(guò)發(fā)揮凝膠強(qiáng)封堵和水基微球深調(diào)的協(xié)同作用，先注入的凝膠溶液沿著巖心高滲層驅(qū)替，并在巖心高滲層中成膠，對(duì)高滲層形成了有效封堵，使得后續(xù)微球驅(qū)/水驅(qū)主要沿著巖心低滲層驅(qū)替，有效啟動(dòng)了水驅(qū)階段未動(dòng)用的低滲層，且后續(xù)注入的水基微球可對(duì)巖心低滲層的次級(jí)水通道形成一定的封堵，進(jìn)一步擴(kuò)大注水波及體積，從而實(shí)現(xiàn)更高的采收率。

3 方案設(shè)計(jì)

3.1 用量設(shè)計(jì)

3.1.1 調(diào)驅(qū)總量設(shè)計(jì) 根據(jù)體積法計(jì)算X 砂體整個(gè)措施區(qū)塊調(diào)驅(qū)段塞用量體積，體積法具體計(jì)算公式為：

式中：V－區(qū)塊整體調(diào)驅(qū)段塞總體積，m3；R－區(qū)塊整體外沿半徑，取調(diào)驅(qū)井組平均油水井距，m；h-調(diào)驅(qū)層厚度，m；Φ-孔隙度；η-注入孔隙體積倍數(shù)，當(dāng)η 取0.08 時(shí)，達(dá)到最優(yōu)投入產(chǎn)出比。按照上述公式計(jì)算區(qū)塊整體調(diào)驅(qū)總體積為67 600 m3。

3.1.2 單井用量設(shè)計(jì) 根據(jù)權(quán)重系數(shù)法劈分X 砂體單井調(diào)驅(qū)段塞用量，具體計(jì)算公式為：

式中：V-整體調(diào)驅(qū)用量，m3；Vi-區(qū)塊每口水井調(diào)驅(qū)用量，m3；wi-每口水井調(diào)驅(qū)用量占比，相加等于1；α-水井注水控制面積權(quán)重，β-水井注水量權(quán)重，α+β=1；Ai-每口水井注水控制面積占比，相加等于1；Bi-每口水井注水量占比，相加等于1。按照上述公式計(jì)算每口水井調(diào)驅(qū)用量分別為W1：22 000 m3、W2：18 000 m3、W3：27 600 m3。

3.1.3 單井封竄段塞及深調(diào)段塞用量設(shè)計(jì) 根據(jù)體積法計(jì)算X 砂體單井封竄段塞及深調(diào)段塞用量，體積法具體計(jì)算公式為：

3.2 段塞設(shè)計(jì)

結(jié)合X 砂體油藏情況和室內(nèi)實(shí)驗(yàn)評(píng)價(jià)結(jié)果，W1和W3井設(shè)計(jì)了3 段塞式：（1）試注段塞：0.1%～0.7%的水基微球WS-2；（2）封竄段塞：0.3%～0.7%的水基微球WS-2 調(diào)驅(qū)段塞；（3）深調(diào)段塞：0.1%～0.4%的水基微球WS-1。W2井設(shè)計(jì)了4 段塞式：（1）試注段塞1：0.6%～0.9%的乳液聚合物；（2）封竄段塞：0.6%～0.9%乳液聚合物+0.2%～0.3%交聯(lián)劑+0.2%～0.3%助劑；（3）試注段塞2：0.2%～0.7%的水基微球WS-1；（4）深調(diào)段塞：0.2%～0.7%的水基微球WS-1。

3.3 注入工藝設(shè)計(jì)

考慮海上平臺(tái)作業(yè)空間受限，且三井同時(shí)作業(yè)，采用了集成式在線注入工藝，其中凝膠調(diào)剖作業(yè)采用集成式在線調(diào)剖注入撬，相對(duì)于常規(guī)的在線調(diào)剖設(shè)備，其占地面積縮減了60%；微球調(diào)驅(qū)作業(yè)采用集成式在線調(diào)驅(qū)注入撬，相對(duì)于常規(guī)的在線調(diào)驅(qū)設(shè)備，其占地面積縮減了50%。實(shí)現(xiàn)作業(yè)全部在線注入的同時(shí)，作業(yè)設(shè)備集成化程度高、智能顯示、操作簡(jiǎn)單，減少了調(diào)驅(qū)作業(yè)對(duì)平臺(tái)其他作業(yè)的影響，節(jié)約人力和時(shí)間。

4 礦場(chǎng)應(yīng)用及效果評(píng)價(jià)

4.1 區(qū)塊整體見(jiàn)效情況

X 砂體整體調(diào)驅(qū)作業(yè)施工后，4 口油井陸續(xù)全部見(jiàn)效，作業(yè)期間已累計(jì)增油9 599 m3，作業(yè)后區(qū)塊仍保持日凈增油50.42 m3，區(qū)塊整體含水率下降8.0%，整體調(diào)驅(qū)措施穩(wěn)油控水效果明顯。

4.2 典型油井見(jiàn)效情況

整體調(diào)驅(qū)作業(yè)施工半個(gè)月后O3井開(kāi)始見(jiàn)效，作業(yè)期間該井累計(jì)增油8 100 m3，該井最高日凈增油41.38 m3，含水率最高下降21.2%，該井已持續(xù)見(jiàn)效11個(gè)月，且仍保持日凈增油39.50 m3的良好受效態(tài)勢(shì)，其受效情況見(jiàn)圖7。

圖7 典型井受效情況

4.3 水井情況

施工過(guò)程中，3 口水井均持續(xù)緩慢升壓，視吸水指數(shù)降低，表明藥劑在油藏中的封堵作用逐步加強(qiáng)，其中W1井升壓4.8 MPa，視吸水指數(shù)下降58.6%；W2井升壓3.5 MPa，視吸水指數(shù)下降25.2%；W3井升壓7.6 MPa，視吸水指數(shù)下降85.9%。

4.4 流場(chǎng)改善情況

施工前，W1、W3井向O3、O4方向發(fā)育水竄通道，W2井向O1方向發(fā)育水竄通道，整個(gè)砂體的大部分注水沿著水竄通道形成無(wú)效水循環(huán)。施工后，O1、O2、O3、O44口油井含水率均降低，尤其是中心井O3井平均含水率下降18.0%，最高含水率下降21.2%；表明作業(yè)后，藥劑體系在X 砂體的水竄通道中形成良好的封堵作用，致使砂體深部液流發(fā)生轉(zhuǎn)向，提高了注水波及控制面積，流場(chǎng)改善效果明顯。

5 結(jié)論

（1）為解決渤海K 油田X 砂體高含水率和含水率快速上升問(wèn)題，開(kāi)展了“水基微球”和“初低黏緩凝凝膠”的在線調(diào)驅(qū)體系評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)。結(jié)果表明，在線調(diào)驅(qū)體系均具備良好的注入性、封堵性和提高采收率能力；其中水基微球組合體系相比普通油基微球調(diào)驅(qū)體系采收率增幅提高8.67 個(gè)百分點(diǎn)，“初低黏緩凝凝膠+水基微球”復(fù)合體系相比單一凝膠體系的采收率增幅提高7.3個(gè)百分點(diǎn)。

（2）根據(jù)室內(nèi)評(píng)價(jià)結(jié)果，結(jié)合渤海K 油田X 砂體的油藏問(wèn)題，設(shè)計(jì)了區(qū)塊整體調(diào)驅(qū)方案。礦場(chǎng)應(yīng)用結(jié)果表明：在線調(diào)驅(qū)體系注入性良好、水井緩慢起壓；封堵性良好、水井視吸水指數(shù)降低；整體調(diào)驅(qū)作業(yè)施工后，油井全部見(jiàn)效，施工期間已累計(jì)增油9 599 m3，技術(shù)有效期已超過(guò)11 個(gè)月，作業(yè)后仍保持日凈增油50.42 m3，整體調(diào)驅(qū)措施穩(wěn)油控水效果明顯。

（3）渤海K 油田X 砂體整體調(diào)驅(qū)技術(shù)在海上高含水率、非均質(zhì)性強(qiáng)和滲透率差異顯著的區(qū)塊具有良好的適用性，其整體調(diào)驅(qū)方案設(shè)計(jì)方法可為海上類(lèi)似區(qū)塊開(kāi)展穩(wěn)油控水措施提供借鑒。