哈得遜油田超深海相碎屑巖油藏深部調(diào)驅(qū)技術(shù)與礦場試驗

陳蘭 于志楠，劉敏 鐘婷 劉傳家 陳曉凱 徐海霞 周小平

(中石油塔里木油田公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000) (中石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000) (中石油塔里木油田公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000) (中石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000) (中石油遼河油田分公司鉆采工藝研究院，遼寧 盤錦124010) (中石油塔里木油田公司油氣工程研究院，新疆 庫爾勒 841000) (中石油塔里木油田公司開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000)

哈得遜油田位于塔里木盆地新疆阿克蘇地區(qū)沙雅縣境內(nèi)，是目前國內(nèi)最大的海相碎屑巖整裝油田，具備超深(5000～5500m)、高溫(140℃)、高壓(55MPa)、高礦化度(>20×104mg/L)、中等平均有效滲透率(222mD)的特點。主要開發(fā)層系為石炭系，自上而下發(fā)育薄砂層油藏和東河砂巖油藏。東河砂巖油藏是哈得遜油田主力開發(fā)單元，屬于大型寬緩丘隆背斜構(gòu)造控制下的巖性尖滅油氣藏，從平面上分為中部純油區(qū)和周緣邊底水區(qū)，邊底水區(qū)水體能量活躍。為實現(xiàn)全平面驅(qū)替能量均衡，整體采用環(huán)中部純油區(qū)邊緣環(huán)狀注水和邊部底水區(qū)衰竭式開發(fā)模式。經(jīng)過近10年的注水開發(fā)，受底水抬升、東河砂巖純油區(qū)內(nèi)縮以及注水突破的影響，純油區(qū)已進入高含水開發(fā)階段(含水率83.0%)，且注水效果逐步變差，水驅(qū)指數(shù)(-1.6)、存水率(-0.56)不斷下降。示蹤劑監(jiān)測顯示，在注水對應的44口一線油井中，有示蹤劑顯示的井有25口，占總井數(shù)的56.8%，且水驅(qū)突進速度差異大，部分井注水指進與優(yōu)勢通道現(xiàn)象明顯，水驅(qū)平面矛盾突出。

針對東河砂巖油藏超深高溫、高礦化度及中高滲的特點，采用AM(丙烯酰胺)和脂類單體，用清水配制在地面引發(fā)后產(chǎn)生共聚和交聯(lián)反應，形成了一種低密度緩膨性深部調(diào)剖凝膠顆粒。該顆粒在進入地層后，在水驅(qū)推進的過程中柔性顆粒逐步發(fā)生變形，選擇性進入高滲地層、體積膨脹并封堵高滲透層，迫使后續(xù)注入水轉(zhuǎn)向中低滲層，從而有效改善水驅(qū)波及系數(shù)[ 1～5]。同時，柔性顆?？梢宰冃?、運移，增加洗油效率。該顆粒調(diào)驅(qū)機理如下：①耐溫耐鹽機理[6,7]；②遇水膨脹封堵優(yōu)勢通道大孔道機理；③緩速深部調(diào)驅(qū)機理[8,9]；④柔性顆粒變形增加排驅(qū)體積，增加洗油效率的機理[10]。在室內(nèi)對該調(diào)驅(qū)顆粒進行了耐溫耐鹽及封堵性性能評價，在3個井組開展了礦場試驗，實施后增油效果顯著。

1 材料及方法

1.1 試驗材料

高溫烤箱(Memmert，德國)；壓力測試儀；顆粒調(diào)驅(qū)劑(成都西南石大公司提供)。

1.2 評價方法

1)吸水膨脹倍數(shù) 直接影響顆粒對孔喉的封堵強度及變形運移能力，是表征調(diào)堵劑性能的一項重要參數(shù)。其計算式如下：

(1)

式中：N為吸水膨脹倍數(shù)，1；V1為吸水前的顆粒體積，mL；V2為吸水后的顆粒體積，mL。

2)封堵率 表征調(diào)驅(qū)劑對巖心的封堵性能指標。計算式如下：

(2)

式中：Dw為堵水率，%；K1為封堵前的巖心滲透率，mD；K2為封堵后的巖心滲透率，mD。

3)井口壓降曲線 指井口注水壓力隨關井后時間的變化曲線。 該曲線從一定程度上反映了地層高滲透層和大孔道的發(fā)育情況，具體通過壓力指數(shù)(pI)和充滿度(FD)兩個參數(shù)來衡量。計算式如下：

(3)

(4)

式中：pI為壓力指數(shù)，MPa；p(t)為注水井井口壓力隨時間變化的函數(shù)；FD為充滿度，1；p0為調(diào)驅(qū)初始壓力，MPa。

4)吸水指數(shù) 利用注水井壓降試井錄取，指單位注水壓差下的日注水量，m3/(d·MPa)。

2 試驗結(jié)果

2.1 吸水膨脹性能測試

顆粒的吸水膨脹試驗結(jié)果表明，在礦化度20×104mg/L條件下，吸水膨脹倍數(shù)可以達到9倍(表1)。

2.2 耐溫耐鹽性能評價

在模擬油藏溫度為120℃、礦化度為20×104mg/L的條件下老化30d，顆粒體系耐溫耐鹽性評價結(jié)果見圖1。顆粒仍可保持完整的形態(tài)、較高的強度，表現(xiàn)出良好的抗溫抗鹽性能，主要是該顆粒含有復合無機黏土插層，因此性能穩(wěn)定。

圖1 不同老化時間下顆粒體系耐溫耐鹽效果評價圖

礦化度/(104mg·L-1)膨脹倍數(shù)/1強度量/MPa韌性系數(shù)/10.433.50.150.69123.30.190.74519.10.240.811012.70.290.862090.320.92

2.3 封堵性試驗

物理模擬試驗結(jié)果表明，0.5%凝膠顆粒質(zhì)量分數(shù)的封堵率在98%以上，具有較好的封堵性能(表2)。

表2 顆粒的封堵性

3 礦場試驗及效果評價

3.1 調(diào)驅(qū)方案

高吸水層調(diào)驅(qū)半徑一般按注采井距的5%～15%設計；低吸水層調(diào)驅(qū)半徑一般按注采井距的5%～10%設計，配方采用5～7個段塞注入，質(zhì)量濃度2000～8000mg/L。各調(diào)驅(qū)劑用量見表3，施工從2016年5月開始，2017年6月結(jié)束。

表3 各單井調(diào)剖劑用量參數(shù)

3.2 效果評價

3.2.1注水井壓力監(jiān)測

從2口井調(diào)驅(qū)前后的壓力指數(shù)和充滿度(表4)可知，壓力指數(shù)和充滿度逐漸提高，吸水指數(shù)下降，下降幅度為23.1%～45.7%，平均下降幅度33%(表5)。壓降曲線和吸水指數(shù)表明，近井地帶的高滲透層得到了較好的封堵，注水井壓力提高，吸水能力下降，水竄得到抑制。

表4 2口井調(diào)驅(qū)前后壓力指數(shù)和充滿度對比

表5 注水井調(diào)驅(qū)前后壓力和實測吸水指數(shù)對比

3.2.2注水井示蹤劑監(jiān)測

在調(diào)驅(qū)前后分別進行示蹤劑監(jiān)測，示蹤劑監(jiān)測結(jié)果表明注入水波及范圍明顯加大, 示蹤劑推進方向明顯改變，新增5口采油井見到示蹤劑，表明改善水驅(qū)效果顯著(圖2)。調(diào)驅(qū)后見到示蹤劑油井推進速度減低(表6)，表明大孔道得到較好的封堵。

圖2 調(diào)驅(qū) 3井組注采關系及示蹤劑監(jiān)測對比圖

注水井見示蹤劑油井推進速度/(m·d-1)調(diào)驅(qū)前調(diào)驅(qū)后HD4-71HD4-71-1 2.15HD1-2H HD4-71-2 2.44HD4-71-3 HD4-5H3.723.44HD4-H74 4.2HD4-2H3.463.42HD4-87HD4-71-3 2.6HD4-2H4.524.5HD4-3H 3.81HD4-7H3.993.28HD4-5H3.993.62

3.2.3注水井壓降監(jiān)測

分別測試調(diào)驅(qū)前后注水井壓降曲線，以HA-71井為例(見圖3)，2次注水壓降試井結(jié)果顯示，儲層滲流條件較2016年有較大變化，儲層滲透率及吸水指數(shù)依次下降，長期注水造成的儲層不均質(zhì)性得到改善，表明調(diào)驅(qū)后平面矛盾改善顯著。

圖3 HA-71井調(diào)驅(qū)前后壓降曲線

3.2.4采油井受效分析

試驗區(qū)2個井組HA-87、HA-12H井組實施效果顯著，累計增油7223、9239t，具體見圖4、5，投入產(chǎn)出比1:2.96，經(jīng)濟效益3094.5萬元。典型受效井HA-3H井絕對日增油14t，含水率下降近30%。

圖4 HA-87井井組日產(chǎn)油水平 圖5 HA-12H井井組日產(chǎn)油水平

4 結(jié)論

1)室內(nèi)研究結(jié)果表明，顆粒類調(diào)驅(qū)體系具有較好的耐溫抗鹽性能，具有較好的封堵性能。

2)哈得東河砂巖注水區(qū)HA-87、HA-12H、HA-71等3個井組達到了增油降水效果，截止到2017年11月底3個井組累計增油1.65萬噸，投入產(chǎn)出比1∶2.96，經(jīng)濟效益3094.5萬元。礦場試驗結(jié)果表明，顆粒有較好的耐溫抗鹽性能以及改善水驅(qū)效果的作用，可進一步推廣應用。