擴(kuò)大波及體積與流度控制組合技術(shù)研究與應(yīng)用

張?jiān)茖? 劉義剛 孟祥海

摘 ?????要：針對(duì)渤海S稠油油田在開發(fā)中存在的含水上升快、水驅(qū)采出程度低、油水界面親和力低的矛盾，進(jìn)行了水驅(qū)稠油調(diào)剖調(diào)驅(qū)一體化組合技術(shù)研究。在儲(chǔ)層大孔道封堵的基礎(chǔ)上，對(duì)剖面調(diào)整體系進(jìn)行了系統(tǒng)篩選，對(duì)強(qiáng)化水驅(qū)體系乳化性、降黏率、界面張力及驅(qū)替效率作了系統(tǒng)評(píng)價(jià)。結(jié)果表明，強(qiáng)化水驅(qū)體系在較低濃度下可以實(shí)現(xiàn)較好的稠油降黏功效，降黏率達(dá)90%以上，油水界面張力可下降至10-2 mN/m;在室內(nèi)非均質(zhì)巖心的條件下，強(qiáng)化水驅(qū)體系低濃度條件下即可提高采收率9.3%，配合調(diào)剖措施的情況下可提高采收率27.2%，具有“1+1>2”的驅(qū)油功效。基于“儲(chǔ)層大孔道封堵與冷采驅(qū)油”的“調(diào)+驅(qū)相結(jié)合”的技術(shù)思路，進(jìn)行了組合調(diào)驅(qū)工藝方案設(shè)計(jì)并完成了現(xiàn)場有效實(shí)施，實(shí)施后一線受益井見效比例達(dá)66.7%，綜合含水下降5%～7%，目前階段凈增油10 500 m3，且持續(xù)有效。該組合調(diào)驅(qū)一體化工藝，施工工藝成熟，礦場試驗(yàn)增油效果顯著，便于在海上油田大面積推廣應(yīng)用。

關(guān) ?鍵 ?詞：水驅(qū)稠油;剖面調(diào)整;流度控制;乳化降黏;礦場實(shí)施效果

中圖分類號(hào)：TE 357 ??????文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼： A ??????文章編號(hào)： 1671-0460（2019）03-0567-05

Abstract： In view of the problems in the development of Bohai S heavy oilfield， such as fast watercut rising rate， low water flooding degree and the low affinity of oil and water interface， research on the integrated combination technology of profile control and flooding was carried out. In this paper， the profile adjustment systems were screened. the emulsification， viscosity reduction rate， interfacial tension， displacement efficiency of strengthened water flooding system were systematically evaluated. The result shows that， micro interface dispersion displacement system in low concentration can play a good effect of viscosity reduction of heavy oil， the viscosity reduction rate can be more than 90%; oil-water interfacial tension can be dropped to 10-2 mN/m; under the condition of heterogeneous core， the strengthened water flooding system can improve the recovery rate of 9.3% in low concentration， and the recovery rate can be increased by 27.2% with the combination of profile control measures. Based on the technical thought of "combination of the main channel blocking and strengthened water flooding system drive oil"， we completed S oilfield B15 well group project design， after adopting the combination technical measures of "profile control + strengthened water flooding system displacement"， the effective rate of the producing well was 66.7%， good precipitation was achieved and oil production was increased by 10 500 m3.

Key words： Water flooding of heavy oil; Profile correction; Mobility control; Emulsion viscosity; Field effect

渤海油田稠油總儲(chǔ)量24.6億m3，其中探明地質(zhì)儲(chǔ)量14.4億m3，稠油儲(chǔ)量占整個(gè)油田儲(chǔ)量的60%以上，原油黏度高。儲(chǔ)層滲透率高，且非均質(zhì)性強(qiáng)。水油流度比的差異加上儲(chǔ)層非均質(zhì)性的的影響極易導(dǎo)致油田在注水開發(fā)過程中注入水突進(jìn)，含水上升速度過快，采出程度低，以注水開發(fā)的渤海S油田為例，綜合含水已經(jīng)達(dá)到80%，而采出程度僅為10%左右。油田遞減率逐年升高，依靠提液等措施上產(chǎn)潛力有限，增加平臺(tái)的污水處理負(fù)擔(dān)[1]。針對(duì)渤海S稠油油田在開發(fā)中存在的含水上升快、油水界面親和力低的矛盾，需要提升水驅(qū)稠油開發(fā)效果[2-5]。

對(duì)于調(diào)剖體系，體系應(yīng)解決水竄前緣已至油藏深部的儲(chǔ)層的非均質(zhì)性問題，體系應(yīng)具備：

（1）具有較高的的封堵強(qiáng)度;

（2）具備深部傳輸運(yùn)移能力，封堵大孔道;

（3）成膠時(shí)間可控，穩(wěn)定性強(qiáng)。

對(duì)于調(diào)驅(qū)體系我們需要開發(fā)出一種可以降低原油黏度，改善水驅(qū)稠油流度比的新型體系，國內(nèi)外許多稠油油藏采取化學(xué)降黏的方法開采，在遼河、勝利油田化學(xué)降黏技術(shù)已經(jīng)取得了較好的技術(shù)成果和經(jīng)濟(jì)效益。對(duì)于海上油田，化學(xué)降黏技術(shù)對(duì)于注入設(shè)備工藝方面有特殊的要求：一方面由于平臺(tái)空間狹小，對(duì)于施工周期較長的調(diào)驅(qū)體系注入設(shè)備要控制占地空間，要求體系滿足在線配制工藝的要求;另一方面要求要求藥劑在油井采出后油水乳狀液易于破乳脫水，以免藥劑對(duì)產(chǎn)出液處理流程造成不利影響，基于以上因素，本文分析對(duì)比了強(qiáng)化分散和冷采兩種體系[6，7]。

1調(diào)剖+調(diào)驅(qū)組合體系室內(nèi)研究與評(píng)價(jià)

1.1 ?實(shí)驗(yàn)條件

1.1.1 ?實(shí)驗(yàn)材料

調(diào)剖體系采用交聯(lián)聚合物體系，包括4種組分：BHTP-01（%）、BHTP-02（%）、BHTP-03（%）、BHTP-04（%），調(diào)驅(qū)體系包括“強(qiáng)化水驅(qū)體系1”和“強(qiáng)化水驅(qū)體系2”，有效含量為100%;實(shí)驗(yàn)用油為S油田油樣（μo=300 mPa·s）;實(shí)驗(yàn)用水為S油田注入水，實(shí)驗(yàn)溫度為55 ℃。

1.1.2 ?實(shí)驗(yàn)儀器

黏度測(cè)試采用美國Brookfield公司生產(chǎn)的DV-Ⅱ型布氏黏度計(jì)，轉(zhuǎn)速為30 r/min，原油乳狀液微觀結(jié)構(gòu)形態(tài)由重慶奧特光學(xué)儀器有限公司生產(chǎn)的ISM-ZS50體式顯微鏡測(cè)試，界面張力由TX-500C旋滴式界面張力測(cè)試儀測(cè)得[8]。

1.2 ?結(jié)果分析

1.2.1 ?剖面調(diào)整體系篩選及性能評(píng)價(jià)

以S油田流體特征開展了調(diào)剖體系配方研究以及性能評(píng)價(jià)，主要是延緩交聯(lián)且成膠強(qiáng)度大，優(yōu)化適宜的凝膠體系配方。從調(diào)剖劑BHTP-01濃度、調(diào)剖劑BHTP-02濃度、調(diào)剖劑BHTP-03及調(diào)剖劑BHTP-04濃度四個(gè)方面進(jìn)行優(yōu)選調(diào)剖體系配方。

（1）成膠時(shí)間控制與成膠強(qiáng)度測(cè)試

實(shí)驗(yàn)方案：采用正交實(shí)驗(yàn)用S油田注入水配制不同濃度組分的交聯(lián)聚合物溶液液，放入恒溫箱（55℃）觀察體系的成膠時(shí)間和強(qiáng)度，根據(jù)成膠時(shí)間和成膠強(qiáng)度優(yōu)選產(chǎn)出各個(gè)組分濃度。組分配方組成對(duì)聚合物凝膠成膠情況影響見表1。從表1中可以看出，隨BHTP-01、BHTP-02、BHTP-03和BHTP-04各組分濃度增加，成膠時(shí)間減小，成膠強(qiáng)度增大，通過調(diào)整配方，可將成膠時(shí)間控制在24～72 h之間，滿足調(diào)剖體系注入工藝要求，成膠強(qiáng)度可控在15 000～10 000 mPa·s之間。

綜合上述實(shí)驗(yàn)結(jié)果，為進(jìn)一步評(píng)價(jià)堵劑性能。對(duì)高、中、低三種強(qiáng)度配方進(jìn)行性能評(píng)價(jià)，其高等強(qiáng)度、中等強(qiáng)度和低強(qiáng)度凝膠的體系配方如下：

高強(qiáng)度凝膠：0.6%BHTP-01+0.03%BHTP-02+ 0.25% BHTP-03+0.002%BHTP-02（成膠時(shí)間46 h，成膠強(qiáng)度93 859 mPa·s）;中等強(qiáng)度凝膠：0.4% BHTP-01+0.03%BHTP-02+0.25%BHTP-03+0.002%BHTP-02（成膠時(shí)間54 h，成膠強(qiáng)度46 291 mPa·s）;低強(qiáng)度凝膠：0.3%BHTP-01+0.03%BHTP- 02+0.25% BHTP-03+0.002%BHTP-02（成膠時(shí)間62 h，成膠強(qiáng)度21 070 mPa·s）。

從長期穩(wěn)定性、封堵性、耐沖刷性、深部運(yùn)移性能等方面，評(píng)價(jià)調(diào)剖體系各項(xiàng)性能差異。

（2）長期穩(wěn)定性評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)方案：用注入水配制高中低三種強(qiáng)度類型凝膠體系，放置在55 ℃恒溫箱內(nèi)，測(cè)定不同時(shí)間段凝膠強(qiáng)度變化，對(duì)比高、低兩種聚合物凝膠的成膠強(qiáng)度在油藏條件下的長期穩(wěn)定性體系穩(wěn)定性。實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。從表1可以看出，高強(qiáng)凝膠黏度保持率達(dá)到98%，中強(qiáng)凝膠黏度保持率達(dá)到96%，低強(qiáng)凝膠黏度保持率達(dá)到95%。表明堵劑具有良好的穩(wěn)定性。

（3）封堵性評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)方案：按照高中低分子量聚合物凝膠配方，用現(xiàn)場注入水配制交聯(lián)聚合物溶液，以1 mL/min流速向填砂巖心注入交聯(lián)聚合物溶液0.5 PV，55 ℃恒溫放置5 d，進(jìn)行填砂巖心封堵實(shí)驗(yàn)，觀察注入前后滲透率變化情況，以評(píng)價(jià)體系的注入性及封堵性。體系封堵率實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。從表2可以看出，高強(qiáng)度凝膠封堵率為98.3%，中等強(qiáng)度凝膠封堵率為95.1%，低強(qiáng)度凝膠封堵率達(dá)到93%。能夠滿足目標(biāo)油藏封堵需求。

（4）耐沖性評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)方法與目的：模擬填砂管，水驅(qū)測(cè)試水相滲透率，注入堵劑0.5 PV放置5 d，測(cè)定不同孔隙體積下的注入壓力，測(cè)試耐沖刷性。阻力系數(shù)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖2。

從圖2可以看出，三種體系的水驅(qū)阻力系數(shù)均迅速上升，20 PV后，三種體系阻力系數(shù)仍能分別達(dá)到28/23/15，耐沖刷性能良好[9]。

（5）深部運(yùn)移性能評(píng)價(jià)

實(shí)驗(yàn)方案：制作模擬填砂管，飽和油，55 ℃恒溫條件下，用現(xiàn)場注入水配制交聯(lián)聚合物溶液，以1 mL/min流速向填砂巖心注入配制好的交聯(lián)聚合物溶液0.5 PV，測(cè)量填砂管不同位置的壓力變化，考察堵劑的深部運(yùn)移性能。實(shí)驗(yàn)過程中動(dòng)態(tài)特征曲線結(jié)果見圖3。由圖3可以看出，隨著注入量的增加，P2、P3點(diǎn)壓力逐漸升高，壓力可以傳輸運(yùn)移到離注入端較遠(yuǎn)位置，說明體系能夠運(yùn)移到地層深部。

1.2.2 ?流度控制體系篩選及性能評(píng)價(jià)

依據(jù)渤海油田調(diào)驅(qū)工藝的基本要求，及流動(dòng)控制體系的篩選結(jié)合渤海S稠油稠油原油組分分析結(jié)果，確定了2種適用的強(qiáng)化水驅(qū)體系，體系分子設(shè)計(jì)上含有特殊功能性官能團(tuán)，包括水溶性基團(tuán)，兩親性稠油降黏基團(tuán)。并對(duì)兩種體系進(jìn)行了性能評(píng)價(jià)。