普通稠油弱凝膠調(diào)驅(qū)動態(tài)調(diào)控技術(shù)研究

張 宏

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

海外河油田是以注水開發(fā)為主的普通稠油油藏，由于油水黏度比大、儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，主力油層已形成水流優(yōu)勢通道，注入水低效或無效循環(huán)[1]。弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)結(jié)合了聚合物驅(qū)“改善油水流度比”和調(diào)剖“改善油藏非均質(zhì)性”的雙重特性，近年來被廣泛地應(yīng)用于礦場實(shí)踐，成為改善稠油油藏驅(qū)替狀況的有效方法[2]。

2010年，在海外河油田主力區(qū)塊海1塊開展弱凝膠調(diào)驅(qū)，在精細(xì)研究剩余油分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，重新規(guī)劃反七點(diǎn)、150 m小井距調(diào)驅(qū)井網(wǎng)，采用凈水+殺菌+除氧技術(shù)提高弱凝膠成膠率，并不斷優(yōu)化注采結(jié)構(gòu)和注采參數(shù)，有效提高了弱凝膠驅(qū)替的波及體積，取得了區(qū)塊產(chǎn)量增、含水降、遞減緩的開發(fā)效果。

1 油藏基本情況

海外河油田位于遼河斷陷盆地中央凸起南部傾沒帶南端，其弱凝膠調(diào)驅(qū)主力區(qū)塊——海1塊為2條斷層夾持的斷鼻構(gòu)造，構(gòu)造簡單、平緩，地層傾角為3～8 °，油藏埋深為1 650～2 100 m，含油面積為5.9 km2，石油地質(zhì)儲量為1 227×104t。調(diào)驅(qū)目的層為東營組二段，平均油層有效厚度為11.2 m，油層分布較穩(wěn)定，連通系數(shù)達(dá)到87%。儲層屬于三角洲前緣沉積體系，平均有效孔隙度為29.1%，平均空氣滲透率為633×10-3μm2。50 ℃地面脫氣原油黏度為496 mPa·s，屬于普通稠油。

海1塊于1989年7月依靠天然能量，采用300 m井距、三角形井網(wǎng)投入開發(fā)，1990年6月進(jìn)行邊部溫和注水開發(fā)，并通過部署加密調(diào)整井，砂層連通系數(shù)由300 m井距的55.8%增至220 m井距的76.8%。1999年開始細(xì)分層系全面注水開發(fā)，采用不規(guī)則面積注水，平均井距為180 m。2003年油藏步入“雙高”開發(fā)階段，注水三大矛盾突出，水驅(qū)效果變差。截至2010年，區(qū)塊共有100口油井，88口正常生產(chǎn)，日產(chǎn)液量為1 990 m3/d，日產(chǎn)油量為276t/d，含水率為86.1%，采油速度為0.86%，采出程度為35.6 %，標(biāo)定采收率為41.7%。

2 弱凝膠調(diào)驅(qū)調(diào)控技術(shù)

2.1 剩余油分布規(guī)律研究

油田進(jìn)入高含水期后剩余油更加分散，如何量化剩余油分布顯得格外重要[3]。在室內(nèi)物理模擬實(shí)驗研究基礎(chǔ)上，針對不同油層條件、井網(wǎng)、注水方式等，采用數(shù)值模擬技術(shù)模擬油氣藏中流體的滲流過程,是目前定量研究剩余油分布的重要手段[4]。應(yīng)用CMG-STARS油藏數(shù)值模擬軟件，對研究區(qū)進(jìn)行開發(fā)動態(tài)跟蹤模擬，將油藏沿縱向劃分為17個小層，選取網(wǎng)格在平面上為角點(diǎn)網(wǎng)格，數(shù)值模擬總節(jié)點(diǎn)數(shù)為120×80×17，共163 200個。

結(jié)合各小層砂層有效厚度、儲層物性及數(shù)值模擬剩余油飽和度分析可知，海1塊經(jīng)過長期注水開發(fā)，各小層含油飽和度已大幅度下降，注水井周圍呈現(xiàn)大范圍水淹，現(xiàn)階段剩余油主要分布在砂體厚度大、連通性和物性較好、原始儲油量較多的工區(qū)中北部地區(qū)。平面上集中分布在注采井間、構(gòu)造高部位或微構(gòu)造高點(diǎn)、斷塊北部大洼斷層附近，多呈點(diǎn)狀或窄條狀分布；縱向上受儲層物性差異影響，剩余油主要分布在尚未射孔動用，或在注水開發(fā)過程中水驅(qū)波及程度低的薄差層。

2.2 調(diào)驅(qū)井網(wǎng)井距設(shè)計

海1塊儲層屬三角洲前緣沉積體系，以水下分流河道沉積微相為主，河道寬度為100～200 m，沉積相帶變化大。注水開發(fā)期間平均注采井距為180 m，局部最大可達(dá)450 m。由于注采井網(wǎng)不規(guī)則，導(dǎo)致調(diào)驅(qū)開發(fā)后油井受效不均勻。應(yīng)用謝爾卡喬夫公式(式1、2)[5]，根據(jù)相滲曲線、水驅(qū)特征曲線確定出驅(qū)油效率和最終采收率，綜合經(jīng)濟(jì)分析法考慮井網(wǎng)密度對最終采收率的影響，計算極限井網(wǎng)密度和合理井網(wǎng)密度，并利用曲線交會法確定弱凝膠調(diào)驅(qū)合理井距為150 m。

ER=EDe-af

(1)

(2)

式中：ER為采收率，%；ED為驅(qū)油效率，%；f為井網(wǎng)密度，口/km2；a為取決于儲層及流體特征的系數(shù)；K為油藏平均空氣滲透率，10-3μm2；μo為原油黏度，mPa·s。

綜上所述，按照反七點(diǎn)法井網(wǎng)、150 m井距的原則，對原注采井網(wǎng)重新規(guī)劃調(diào)整，部署開發(fā)20口調(diào)整井，其中6口注入井，14口生產(chǎn)井，同時3口老井轉(zhuǎn)為注入井，3口老井轉(zhuǎn)為生產(chǎn)井，水驅(qū)控制程度由75.6%提高到82.6%。

2.3 弱凝膠成膠率研究

弱凝膠的成膠性能包括成膠時間、成膠強(qiáng)度和弱凝膠的穩(wěn)定性[6]。成膠率是衡量弱凝膠體系強(qiáng)度和穩(wěn)定性的重要指標(biāo)，也是確保取得較好調(diào)驅(qū)效果的必要條件[7]。海1塊弱凝膠體系室內(nèi)配制完成后，初始黏度為400～700 mPa·s，60 ℃環(huán)境下15 d內(nèi)可成膠，成膠峰值一般出現(xiàn)在7～15 d，15 d平均成膠黏度為7 595 mPa·s。2011年6至8月和2012年5至8月，弱凝膠黏度達(dá)不到配方要求且成膠率出現(xiàn)明顯波動，平均成膠率僅為75%。通過對藥劑質(zhì)量、配制水質(zhì)、配制環(huán)境、配制工藝4方面18項因素逐一排查(表1)，認(rèn)為成膠效果變差是由于聚合物氧化降解，主要受水中溶解氧量、溫度、光照、還原性離子等多種因素影響。

表1 影響凝膠體系成膠因素明細(xì)

室內(nèi)實(shí)驗表明，加入除氧劑硫脲可有效降低水中溶解氧的含量，成膠黏度明顯提高，7 d后黏度達(dá)到19 355 mPa·s，遠(yuǎn)超同期未加除氧劑樣品的黏度且具有較好的熱穩(wěn)定性。調(diào)驅(qū)現(xiàn)場加入硫脲15 d后，成膠黏度仍大于12 000 mPa·s。同時，對配制用水進(jìn)行凈化和殺菌處理后，體系黏度分別提升至12 010 mPa·s和9 000 mPa·s，體系成膠穩(wěn)定。因此，通過“凈水+殺菌+除氧”技術(shù)的聯(lián)合應(yīng)用，使得成膠率由75%增至90%以上，解決了弱凝膠調(diào)驅(qū)成膠不穩(wěn)定的技術(shù)難題。

2.4 注采參數(shù)優(yōu)化調(diào)整

2.4.1 注采強(qiáng)度調(diào)整

利用數(shù)值模擬技術(shù)針對海1塊凝膠調(diào)驅(qū)工藝參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計，確定合理的注入強(qiáng)度為3.1 m3/(d·m)，產(chǎn)液強(qiáng)度為1.16 m3/(d·m)。生產(chǎn)中根據(jù)調(diào)驅(qū)井組采油井受效差異，結(jié)合沉積相帶的變化，進(jìn)行針對性調(diào)整。對位于主河道的注入井控制注水，采油井控制產(chǎn)液量，累計實(shí)施37井次，控制無效注水量為4.7×104m3，無效產(chǎn)液量為3.6×104m3；對位于河道間的注入井加強(qiáng)注水，油井有效提液，累計實(shí)施45井次，增加有效注水量為5.6×104m3，增加產(chǎn)液量為4.3×104m3。通過以上調(diào)整，有效促使地下液流轉(zhuǎn)向，從而提高注入聚合物的波及體積。

2.4.2 注入濃度調(diào)整

一方面弱凝膠具有一定的強(qiáng)度，能對地層中的高滲透通道產(chǎn)生封堵作用，使后續(xù)注入水繞流至中低滲透層，起到調(diào)剖作用；另一方面，由于交聯(lián)強(qiáng)度不高，弱凝膠在后續(xù)注入水的推動下，在高滲透通道緩慢地向地層深部移動，產(chǎn)生類似聚合物驅(qū)的驅(qū)油效果[8]。應(yīng)用統(tǒng)計方法分析單井組增油與注入壓力上升速度的關(guān)系(圖1)，確定弱凝膠調(diào)驅(qū)注入壓力合理上升速度為0.8 MPa/月。以此為依據(jù)，對注入井配方濃度進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，累計實(shí)施52井次。

以海10-20井組為例，該井初始注入壓力為1.2 MPa，注入前置段塞(凝膠+體膨顆粒)后壓力升至6.3 MPa。注入濃度為0.20%的主段塞，初期注入壓力上升速度達(dá)到1.1 MPa/月，將注入濃度下調(diào)至0.18%后，井組累計增油曲線出現(xiàn)明顯拐點(diǎn)(圖2)，當(dāng)注入壓力接近調(diào)驅(qū)方案設(shè)計壓力12.5 MPa時，再次下調(diào)注入濃度至0.15%，井組調(diào)驅(qū)效果持續(xù)轉(zhuǎn)好。說明根據(jù)注入壓力情況及時調(diào)整注入聚合物的濃度，將注入壓力上升速度控制在合理范圍內(nèi)，更有利于弱凝膠體系向地層深遠(yuǎn)推進(jìn)，充分挖掘井間剩余油。

圖1 單井組累計增油與注入壓力上升速度關(guān)系

圖2 海10-20井組累計增油與壓力變化關(guān)系

2.5 注采結(jié)構(gòu)調(diào)整

為了通過弱凝膠調(diào)驅(qū)更好地挖掘?qū)娱g、層內(nèi)剩余油，在數(shù)值模擬17個主力小層剩余油分布規(guī)律的基礎(chǔ)上，結(jié)合動態(tài)分析，進(jìn)一步認(rèn)識各主力小層的動用狀況，確定潛力層。對油井采取調(diào)補(bǔ)層、卡封出水層、回采潛力層等措施，加強(qiáng)薄差層剩余油挖潛。結(jié)合吸水剖面分析結(jié)果，通過分注加強(qiáng)低差層注水，限制強(qiáng)吸層注水，累計實(shí)施65井次，改善了51個小層(共75.3 m)吸水狀況，剖面改善率達(dá)到88.9%，水驅(qū)控制程度由82.6%增至85.1%，水驅(qū)動用程度由79.6%增至83.2%。

2.6 完善動態(tài)監(jiān)測體系

油藏動態(tài)監(jiān)測是提高油田采收率、做好油藏調(diào)整的基礎(chǔ)工作，貫穿于油藏開發(fā)的全過程。海1塊弱凝膠調(diào)驅(qū)過程中，對油層動用狀況、含油飽和度、凝膠波及狀況、地層壓力、成膠黏度等方面進(jìn)行重點(diǎn)系統(tǒng)監(jiān)測，累計監(jiān)測312井次。按照具有連續(xù)性、同一性、可對比性的原則選擇監(jiān)測井，做到橫向與縱向兼顧、單井與井組結(jié)合，綜合評價調(diào)驅(qū)效果，指導(dǎo)調(diào)整工作。海12-22井共生產(chǎn)5個小層，由調(diào)驅(qū)前后的產(chǎn)液剖面對比情況可知(表2)，調(diào)驅(qū)前只有33、34、36號小層出液，調(diào)驅(qū)后生產(chǎn)小層逐步得到動用，產(chǎn)液量由11.7 m3/d增至17.3 m3/d，含水率由94.3%降至82.2%，日增油量為2 t/d。表明弱凝膠調(diào)驅(qū)封堵了高滲層，使低滲層得到有效動用。

表2 海12-22井產(chǎn)液剖面測試分層產(chǎn)液量與含水情況統(tǒng)計

3 實(shí)施效果

海1塊弱凝膠調(diào)驅(qū)累計實(shí)施23個井組，其注入壓力平均上升4.6 MPa，累計注入混合液達(dá)到138.98×104m3，平均注入0.22倍孔隙體積。井網(wǎng)加密調(diào)整后對應(yīng)油井85口，通過綜合調(diào)控，取得明顯增油效果，共69口油井見效，見效率為81.2%，日產(chǎn)油量從調(diào)驅(qū)前的153.8 t/d增至峰值271.0 t/d，日增油量為118.0 t/d，累計增油12.1×104t，綜合含水率由88.8%降至83.6%，由圖3計算可知，區(qū)塊自然遞減率由16.2%降至1.5%，采收率提高5.8個百分點(diǎn)。

圖3海1塊弱凝膠調(diào)驅(qū)日產(chǎn)油量與含水率變化曲線

4 結(jié) 論

(1) 普通稠油油藏進(jìn)入高含水期剩余油分布零散，應(yīng)用弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)可以達(dá)到降水增油的目的，有效改善區(qū)塊開發(fā)效果。

(2) 在剩余油分布規(guī)律研究基礎(chǔ)上，合理規(guī)劃井網(wǎng)，確定了適合弱凝膠調(diào)驅(qū)的反七點(diǎn)井網(wǎng)、150 m小井距，是弱凝膠調(diào)驅(qū)動態(tài)調(diào)控技術(shù)的重要基礎(chǔ)。

(3) 較高的成膠率、合理的注采參數(shù)、及時的調(diào)控手段是確保弱凝膠調(diào)驅(qū)成功的前提條件。

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