渤海油田分級組合深部調(diào)剖技術(shù)

梁 丹， 呂 鑫， 蔣珊珊， 梁守成， 馮國智

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027；2.中海油研究總院，北京 100027)

渤海油田分級組合深部調(diào)剖技術(shù)

梁 丹1,2， 呂 鑫1,2， 蔣珊珊2， 梁守成1,2， 馮國智1,2

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室，北京 100027；2.中海油研究總院，北京 100027)

為了提高海上油田的開發(fā)效果，基于調(diào)剖決策的壓力指數(shù)計算、調(diào)剖體系優(yōu)選室內(nèi)試驗及調(diào)剖參數(shù)設(shè)計，進行了分級組合深部調(diào)剖技術(shù)研究。室內(nèi)試驗表明，采取先低強度(終凍強度0.05 MPa)后高強度(終凍強度0.07 MPa)連續(xù)相的順序注入，比采取先高強度后低強度連續(xù)相的順序注入時的采收率提高3.1百分點；采取先大粒徑(初始粒徑0.5～3.0 μm)分散相、后小粒徑(初始粒徑50～500 nm)分散相的順序注入，比采取先小粒徑分散相、后大粒徑分散相的順序注入時的采收率提高4.1百分點。膨脹后分散相顆粒與地層孔喉的最佳直徑比為1時封堵率最高，且要求初始顆粒粒徑小于1/7倍孔喉直徑，膨脹后的最小粒徑大于1/3倍孔喉直徑。結(jié)合渤海油田的現(xiàn)場實例對該技術(shù)的應(yīng)用效果進行分析，預(yù)測進行分級組合深部調(diào)剖后，含水率下降5.0%，2個井組增油3.4×104m3以上。研究結(jié)果表明，在應(yīng)用區(qū)塊整體調(diào)剖決策參數(shù)確定目標(biāo)調(diào)剖井的基礎(chǔ)上，根據(jù)地層物性優(yōu)選出合適的調(diào)剖體系，并對調(diào)剖體系進行優(yōu)化組合設(shè)計，可以達到最佳的調(diào)剖效果。

深部調(diào)剖 分級組合 調(diào)部體系 渤海油田

自20世紀(jì)60年代以來，調(diào)剖成為陸上油田改善層內(nèi)、層間矛盾的主要手段和措施之一[1-3]。根據(jù)調(diào)剖劑類型，調(diào)剖技術(shù)主要分為沉淀型無機鹽類、凍(凝)膠類、微生物類、體膨顆粒類、泡沫類等[4-7]，雖然各種調(diào)剖技術(shù)都取得了一定的現(xiàn)場應(yīng)用效果，但是每種技術(shù)均存在缺點[8]。對于具有含油層數(shù)多且含油井段長的渤海油田[9]，由于常規(guī)凍膠類調(diào)剖劑成膠時間短、強度大，導(dǎo)致處理半徑有限，僅能封堵近井地帶，注入水容易繞過近井封堵帶進入高滲透帶的水竄通道[10]；顆粒類和泡沫類調(diào)剖劑對儲層物性的適應(yīng)范圍有限、有效期短[11]；微生物類調(diào)剖劑存在微生物過度生長而引起堵塞的問題[12]，海上油田應(yīng)用風(fēng)險較大。海上油田調(diào)剖對調(diào)剖劑的注入性和封堵性以及施工工藝也比陸地要求嚴格，不能照搬陸地油田的技術(shù)經(jīng)驗及做法。筆者鑒于以上存在的問題，提出了分級組合深部調(diào)剖技術(shù)，以滿足海上油田調(diào)剖的需求，并從理論計算、室內(nèi)試驗及現(xiàn)場實例分析3方面入手，對分級組合深部調(diào)剖技術(shù)進行了研究。

1 分級組合深部調(diào)剖關(guān)鍵技術(shù)研究

分級組合深部調(diào)剖技術(shù)中的分級是根據(jù)滲透率級差對堵劑進行分級，包括連續(xù)相的強弱分級和分散相顆粒的尺寸大小分級；組合是指連續(xù)相和分散相的組合，通過將連續(xù)相注入近井地帶封堵優(yōu)勢通道，將分散相注入遠井地帶改變微觀液流方向，從而達到深部調(diào)剖的目的；深部是指近井地帶以遠的地帶，是根據(jù)注水地層的壓降梯度分布曲線劃分的。分級組合深部調(diào)剖是一項涉及地質(zhì)、油藏、油田化學(xué)和完井等多個專業(yè)的綜合技術(shù)，主要包括調(diào)剖決策、調(diào)剖體系分級組合設(shè)計和調(diào)剖注入?yún)?shù)設(shè)計等關(guān)鍵技術(shù)。

1.1 調(diào)剖決策技術(shù)

調(diào)剖決策技術(shù)主要根據(jù)注水井的壓降曲線對地層中可能存在的大孔道進行預(yù)判，然后結(jié)合動態(tài)生產(chǎn)情況和地質(zhì)特征，對油水井間的連通性進行分析，并最終選定需要調(diào)剖的注水井。

注水井井口壓降曲線是指突然關(guān)井后注水井井口壓力隨時間的降落曲線[13]。當(dāng)注水井的注水強度相同時，壓力下降的趨勢與地層滲透率密切相關(guān)，地層滲透率越高，壓力下降越快；反之越平緩。實際上，各注水井的注水強度并不同，而壓降曲線是地層物性和注水強度的綜合反映，因此，在對地層中大孔道進行判斷時，必須排除注水強度的干擾，綜合考慮以上因素，定義了區(qū)塊整體調(diào)剖的決策參數(shù)，其表達式為：

(1)

(2)

1.2 調(diào)剖體系分級組合設(shè)計

1.2.1 連續(xù)相與分散相組合

調(diào)剖體系中有連續(xù)相堵劑和分散相堵劑。連續(xù)相堵劑為凍膠或凝膠類，主要用于封堵地層的大孔道；分散相堵劑主要是微球、預(yù)交聯(lián)顆粒和黏土等，主要用于封堵地層的孔喉。用連續(xù)相堵劑對大孔道進行封堵后，再注入分散相堵劑，分散相通過膨脹、顆粒間架橋后在地層水流通道孔喉處被捕集滯留，從而改變液流方向。不同類型堵劑的適用油藏條件及優(yōu)缺點見表1。

渤海油田油井多采用繞絲加礫石充填完井方式，對調(diào)剖體系的剪切作用強，要求調(diào)剖體系在通過剪切后仍保留有較高的強度；海上油田注入風(fēng)險大，為避免調(diào)剖劑堵塞井筒，要求調(diào)剖劑成膠時間可控；分散相堵劑主要用于封堵地層孔喉，因此要求初始粒徑要足夠小?；谝陨蠗l件，優(yōu)選渤海油田調(diào)剖體系的連續(xù)相堵劑為凍膠，分散相堵劑為凍膠微球。

1.2.2 連續(xù)相分級組合

根據(jù)成膠后的強度，連續(xù)相堵劑又分為強凍膠和弱凍膠，用突破真空度法來測量測定凍膠的強度，篩選出的強凍膠配方為0.4%聚合物+0.3%交聯(lián)劑，終凍強度為0.07 MPa；弱凍膠配方為0.3%聚合物+0.2%交聯(lián)劑，終凍強度為0.05 MPa。

通過巖心驅(qū)替試驗，研究了不同強度凍膠的組合方式對最終采收率的影響，結(jié)果見表2。

從表2可知，先注弱凍膠、再注強凍膠組合方式的采收率提高幅度比先注強凍膠、再注弱凍膠組合方式高3.1百分點，而且考慮到海上油田對調(diào)剖劑的注入性能要求更高，避免在注入過程中發(fā)生堵塞井筒或在近井地帶成膠的風(fēng)險，先注弱堵劑可以起到試注的作用，綜合考慮以上因素，先注弱堵劑、再注強堵劑是較優(yōu)的組合方式。

表2 不同強度連續(xù)相堵劑組合方式下的采收率

Table 2 Increment of recovery obtained by combination of profile control agents with different strengths in continuous phase

1.2.3 分散相分級組合

凍膠微球是采用不同聚合方法得到的粒度從納米級到毫米級的凍膠分散體。通過加入不同材料共聚，調(diào)整交聯(lián)比、水相比等，可以控制微球的性能，其中，凍膠微球的粒度與地層孔隙直徑的匹配是保證良好注入性和封堵性的基礎(chǔ)。

根據(jù)Abrams暫堵理論[14]，形成了微球尺寸的優(yōu)選方法，用以確定微球的初始粒徑和最小膨脹粒徑：顆粒初始粒徑小于1/7倍孔喉直徑時可自由通過地層，不形成固相堵塞；膨脹后的最小粒徑尺寸大于1/3倍孔喉直徑時在地層表面形成外濾餅，具有一定的封堵性能。

微球膨脹后直徑與地層孔喉直徑的匹配關(guān)系由核孔膜試驗確定，試驗結(jié)果見圖1。從圖1可以看出，孔喉直徑與膨脹后微球直徑比的最佳范圍為0.75～1.50，考慮到微球在受壓條件下的膨脹性能和黏彈性的損失，并結(jié)合微球自身的穩(wěn)定性，選擇最佳直徑比為1.00。

采用填砂巖心模型對不同粒徑微球的注入順序進行了試驗研究，其中小粒徑微球的初始粒徑為0.05～0.50 μm，大粒徑微球的初始粒徑為0.50～3.00 μm，膨脹倍數(shù)都大于10倍，試驗結(jié)果見表3。從表3可見，先注大粒徑、再注小粒徑的采收率提高幅度比先注小粒徑、再注大粒徑高4.1百分點，分析其原因是:注入大顆粒首先封堵相對高滲透帶，后續(xù)注入的小顆粒進入深部，封堵次一級孔道，兩者的協(xié)同效應(yīng)提高了波及體積;而先注入小顆粒、后注入大顆粒，前面注入的小顆粒由于粒徑小、易變形，沿高滲條帶被沖走，未發(fā)揮有效作用，因此最終采收率低。

表3 不同粒徑分散相堵劑組合方式下的采收率

Table 3 Recovery change with different particle sizes of dispersed phase combined in profile control agents

1.3 調(diào)剖參數(shù)設(shè)計技術(shù)

在調(diào)剖過程中，在高滲層注入堵劑越多，封堵距離越遠，越有利于擴大注入水的波及體積和改善水驅(qū)開發(fā)效果。調(diào)剖劑的總用量估算公式為[15]：

(3)

式中：V為調(diào)剖劑的用量，m3；R2為調(diào)剖劑在高滲透層的外沿半徑，m；R1為調(diào)剖劑在高滲透層的內(nèi)沿半徑，m；h為注水地層厚度，m；α為高滲透層厚度占注水地層厚度的比例，取0.1～0.3；γ為調(diào)剖劑注入的方向系數(shù)，取0.7～0.8。

連續(xù)相調(diào)剖劑用量計算公式為：

V1=bhΔPI

(4)

式中：V1為連續(xù)相調(diào)剖劑的用量，m3；b為用量系數(shù)，一般取10～60 m3/(MPa·m)；ΔPI為預(yù)期值與目前值的差值，MPa。

注入連續(xù)相調(diào)剖劑后，需要注入過頂替液，將連續(xù)相調(diào)剖劑頂替出井眼至少3.0 m以外的距離，減小恢復(fù)注水后的注水壓力。過頂替液用量計算公式為：

(5)

式中：V2為過頂替液的用量，m3；α1為過頂替液進入的厚度占注水地層厚度的比例；β為方向系數(shù)。

分散相調(diào)剖劑用量為總調(diào)剖劑用量減去連續(xù)相調(diào)剖劑和過頂替液用量。

2 渤海S油田分級組合深部調(diào)剖設(shè)計實例

渤海S油田A區(qū)井位分布如圖2所示。該區(qū)于2001年11月進行注水開發(fā)，地層原油黏度高，地層非均質(zhì)性嚴重，隨著注水開發(fā)的不斷深入，層間矛盾逐步暴露，油層的動用程度不斷降低，含水上升速度加快，目前整個區(qū)塊的綜合含水率為78%，個別油井已處于高或特高含水期，因此必須對該區(qū)塊進行調(diào)剖，以減少注入水無效循環(huán)，改善油田的開發(fā)效果。

對A區(qū)9口注水井進行了壓降曲線測試，結(jié)果如圖3所示。

通過分析目前較成熟的堵劑的優(yōu)缺點，篩選出適合渤海S油田A區(qū)的連續(xù)相堵劑為凍膠，分散相堵劑為微球。應(yīng)用式(2)計算出A5井和A3井對應(yīng)地層的孔喉直徑為13 μm，因此優(yōu)選初始粒徑小于1.86 μm，膨脹后粒徑大于4.33 μm的微球。

應(yīng)用式(3)、(4)和(5)計算A5井和A3井需要的調(diào)剖劑用量，結(jié)果見表5。

根據(jù)目前2井組的生產(chǎn)動態(tài)參數(shù)，對調(diào)剖效果進行預(yù)測，A3井組和A5井組調(diào)剖后的產(chǎn)量預(yù)測結(jié)果見圖6，預(yù)測調(diào)剖后含水率下降5%，見效結(jié)束后，A3井組累計增油12 480 m3，A5井組累計增油21 840 m3。

3 結(jié)論與建議

1) 渤海油田具有含油層數(shù)多、含油井段長且注采井距大的特點，常規(guī)調(diào)剖技術(shù)難以起到降水增油效果，適合采用分級組合深部調(diào)剖技術(shù)進行調(diào)剖。

2) 分級組合深部調(diào)剖體系由連續(xù)相和分散相2種調(diào)剖劑組成，連續(xù)相用于封堵大孔道，對近井地帶進行充分調(diào)剖，分散相調(diào)剖劑改變微觀液流方向，比應(yīng)用單一類型調(diào)剖劑的增油效果好。

3) 推薦渤海油田采用“低強度連續(xù)相+高強度連續(xù)相+大粒徑分散相+小粒徑分散相”的段塞組合方式進行調(diào)剖。

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[編輯 滕春鳴]

The Technology of Classified Combination of Deep Profile Control
in the Bohai Oilfield

Liang Dan1，2,Lü Xin1，2,Jiang Shanshan2,Liang Shoucheng1，2,Feng Guozhi1，2

(1.StateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,Beijing,100027,China;2.CNOOCResearchCenter,Beijing,100027,China)

Based on calculation of the pressure index for profile control decision-making,laboratory experiments for selecting profile control agents,and design of profile control parameters,the particle grading combination for deep profile control technology was studied.Laboratory experiments showed that injection of high-intensity(final frozen strength 0.07 MPa)profile control agent in continuous phase after injection of low-intensity(final frozen strength 0.05 MPa)agents provided a recovery efficiency 3.1% higher than that by reverse injection sequence,and injection of profile control agent with small particle size(initial particle size 0.5-3.0 μm)in dispersed phase after that with large particle size(initial particle size 50-500 nm)contributed a recovery efficiency 4.1% higher than that by reverse injection sequence.Highest plugging rate was obtained when the ratio of dispersed phase particle size after expansion to the size of pore throat inside formation was 1,and it was required that initial particle size was less than 1/7 of pore throat diameter,and minimum size of particles after expansion greater than 1/3 of pore throat diameter.The application of the technique in the Bohai Oilfield was analyzed,water cut declined by 5.0% and oil increased 3.4×104m3in two clusters of wells through particle size grading and combination for controlling deep profile.The research results showed that,if the target well is determined using the parameters for overall profile control,appropriate profile control agent is selected according to the reservoir property,optimized combination of profile control system is conducted,the best effect of profile control can be achieved.

deep profile control;classified combination;profile control agent;Bohai Oilfield

2014-02-21；改回日期：2014-05-29。

梁丹(1982—)，女，四川德陽人，2005年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東)船舶與海洋工程專業(yè)，2008年獲中國石油大學(xué)(北京)油氣田開發(fā)工程專業(yè)碩士學(xué)位，工程師，主要從事提高采收率技術(shù)的研究工作。

中海石油(中國)有限公司綜合科研項目“分級組合深部調(diào)剖技術(shù)研究”(編號:CNOOC-KJ 125 ZDXM 06 LTD 07 ZY 12)資助。

?油氣開采?

10.11911/syztjs.201502018

TE53，TE358+.3

A

1001-0890(2015)02-0104-06

聯(lián)系方式：(010)84526259，liangdan@cnooc.com.cn。