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分公司，天津 300452)

渤海B油田為復雜斷塊構造油藏。受構造、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，非均質性較強，導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，急需開展深部調驅來封堵水竄通道，改善水驅開發(fā)效果。

目前，海上油田調剖調驅以聚合物凝膠類和微球黏彈性顆粒等技術為主，均在現場應用并取得較好效果[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)存在的目標井組非均質性強、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]的基礎上，提出聚合物凝膠+微球等顆粒+表面活性劑的“堵+調+驅”的組合提高采收率技術設計思路，開展組合驅油實驗研究，并應用于現場，取得顯著效果，為海上油田調剖調驅技術的發(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%)、酚醛樹脂交聯劑和硫脲助劑組成，質量分數分別為0.3%，0.5%，0.04%時，成膠后體系黏度5.34×104mPa·s；微球體系質量分數為0.25%，初始粒徑中值為550 nm，3～5 d后體積膨脹倍數為15倍左右；表面活性劑為陰離子型，質量分數為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)展工程技術公司。

化學驅物理模擬裝置，海安石油儀器廠。驅油實驗采用非均質石英砂環(huán)氧樹脂膠結巖心，規(guī)格為4.5 cm×4.5 cm×30 cm。

1.2 實驗方案

根據B油田儲層非均質性，設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。所有方案均先水驅至含水93%，再按照方案設計注入調驅體系，最后水驅至含水98%結束。

表1 體系組合驅油實驗方案

2 結果與討論

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，水驅時注入壓力基本一致，注入聚合物凝膠段塞后壓力突升，轉水驅壓力持續(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，轉水驅時壓力恢復至調驅前水平。方案3注入組合段塞后，注入壓力明顯上升，調驅結束時達到最大注入壓力(超過方案1最大壓力)，后續(xù)水驅注入壓力持續(xù)下降。方案1～3殘余阻力系數依次為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)水驅注入壓力，不會產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，水驅曲線變化一致，較短時間內含水率達到93%，說明高滲層水竄通道已經形成。方案1在聚合物凝膠段塞注入結束后，含水開始下降，并出現明顯降水“漏斗”，最大降水幅度23.8%，然后含水逐步回升至調驅前。方案2交替注入微球+表面活性劑后，含水率沒有出現明顯的下降“漏斗”，最大降水幅度僅有4%。方案3含水率出現了明顯降水“漏斗”，最大降水幅度12.8%，相比方案1含水回升速度稍快，但比調驅前，含水仍下降3%左右，并保持了很長一段時間。不同體系組合驅油實驗結果見表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油效果不如方案3，相比水驅可提高采出程度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，調整剖面作用明顯，起到顯著降水增油效果，但在后續(xù)水驅時易再次發(fā)生剖面反轉，含水回升至調驅前；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向和提高驅油效率的作用，導致降水增油效果不明顯。3種體系組合驅時，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，提高驅油效率。堵調驅組合技術能夠充分發(fā)揮聚合物凝膠調整剖面，微球深部液流轉向及表面活性劑提高驅油效率的協(xié)同作用，從而大幅提高驅油效果。

表2 不同體系組合驅油實驗結果

3 現場試驗

2018-09-08開始在53井、59井實施堵調驅組合方案。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(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，堵調驅后水流優(yōu)勢通道得到有效封堵。

表3 目標井組堵調驅過程中PI及FD值

目標井組堵調驅后，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 目標井組堵調驅前后生產曲線

4 結 論

a.聚合物凝膠-微球顆粒-表面活性劑堵調驅組合提高采收率技術對非均質嚴重，存在水流優(yōu)勢通道油藏具有很好適應性。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，調整剖面的基礎上，協(xié)同發(fā)揮微球深部液流轉向和表面活性劑提高驅油效率的作用，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+表面活性劑的堵調驅組合提高采收率技術有降低油井含水、提高產油量，能夠滿足海上油田深部調驅的需求。