中高滲砂礫巖油藏調(diào)堵一體化技術(shù)
——以滴水泉油田八道灣組油藏為例

姜軍 茍明生 韓慧玲 李旭 阿地里·熱合曼

中國(guó)石油新疆油田分公司準(zhǔn)東采油廠

目前，國(guó)內(nèi)開展了中高滲砂礫巖油藏調(diào)堵一體化技術(shù)的只有姬源油田[1]和西峰油田[2]，平均有效率32%，單井平均累計(jì)增油123.2 t，措施效果不理想。本項(xiàng)目結(jié)合滴水泉油田八道灣組中高滲砂礫巖油藏地質(zhì)區(qū)塊水流優(yōu)勢(shì)通道的識(shí)別研究、水流優(yōu)勢(shì)通道的體積和滲流特性的研究，通過工程調(diào)剖體系的篩選、堵水工藝的優(yōu)化，實(shí)施先水井調(diào)剖、后對(duì)應(yīng)井組油井堵水的工藝技術(shù)，提高了最終采收率[3]。

1 油藏概況

1.1 儲(chǔ)層地質(zhì)特征

井區(qū)八道灣組儲(chǔ)層平面上厚度變化規(guī)律性強(qiáng)，儲(chǔ)層巖性主要為中細(xì)砂巖和含礫不等粒砂巖、砂礫巖：砂巖的礦物成分成熟度低，巖屑含量高，約占42%～75%，以不等粒巖屑砂巖為主。儲(chǔ)層黏土礦物含量低，主要為伊蒙混層，為1%～2%，水敏指數(shù)0.474，屬中等偏弱水敏。含油層孔隙類型主要為粒間孔，其次為粒內(nèi)溶蝕孔，顆粒多為點(diǎn)接觸，壓實(shí)程度低。

根據(jù)壓汞資料統(tǒng)計(jì)，井區(qū)八道灣組油藏含油砂巖平均排驅(qū)壓力為0.26 MPa，在20.48 MPa壓力下，進(jìn)汞飽和度可達(dá)91.9%，退汞效率一般為16.09%～44.68%，平均為34.32%，毛管半徑為5.0～25.0 μm的孔喉占65%，為偏粗孔喉儲(chǔ)層。油層孔隙度12.2%～28.2%，平均19.95%，滲透率(13.27～1 430)×10-3μm2，平均20.94×10-3μm2[4]。

1.2 井區(qū)開發(fā)簡(jiǎn)況

井區(qū)八道灣組油藏于2011年投產(chǎn)，采用280 m×280 m反七點(diǎn)面積注水井網(wǎng)滾動(dòng)開發(fā)，并實(shí)施同步注水、優(yōu)化分注。由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，油井含水上升快。從水驅(qū)特征曲線來看，甲型、乙型、丙型水驅(qū)采收率分別為12.0%、14.2%、14.7%(見圖1)，遠(yuǎn)低于原方案標(biāo)定的油藏水驅(qū)采收率25%。若油藏按水驅(qū)狀態(tài)開發(fā)，必將造成最終采收率的降低。

2012年，對(duì)油藏實(shí)施調(diào)剖、優(yōu)化注水等措施。措施初期有一定效果，含水上升速度減緩，但整體見效時(shí)間短，平均有效期3～4個(gè)月，且有效期逐年變短。從調(diào)剖單井增油量來看，初期見效明顯，平均單井增油400 t，后期平均單井增油只有100～200 t，井均用液量逐年增加，措施成本增加、效果變差(見表1)。

表1 井區(qū)八道灣組油藏調(diào)剖措施效果時(shí)間2013年2014年2015年2016年2017年井均用液量/m35529952 5093 0231 217井均累計(jì)增油/t43795243193184

通過對(duì)油藏的研究表明，儲(chǔ)層存在水流優(yōu)勢(shì)通道。測(cè)壓井解釋資料顯示油層有效滲透率為(1 617.3～9 986.1)×10-3μm2，遠(yuǎn)大于巖心測(cè)試滲透率20.94×10-3μm2，說明單井均有高滲層存在。

從示蹤劑監(jiān)測(cè)情況來看，井區(qū)7口水井投示蹤劑后，油井很快有示蹤劑產(chǎn)出，小層平均見示蹤劑為7.8天。對(duì)見劑曲線類型分類，共有偏態(tài)單峰、正態(tài)單峰、雙峰3種類型。其中，偏態(tài)單峰型占30%，所代表的井間通道峰值速度大、通道體積大。

由于儲(chǔ)層存在水流優(yōu)勢(shì)通道，注水井單方向的調(diào)剖措施效果逐年下降，需要改進(jìn)調(diào)剖工藝，提高調(diào)剖措施效果。

2 調(diào)堵一體化工藝技術(shù)

以封堵水竄通道為切入點(diǎn)，按照“堵調(diào)結(jié)合區(qū)域化治理”的思路，通過水流優(yōu)勢(shì)通道的識(shí)別，由注水井單方向的調(diào)剖，轉(zhuǎn)變?yōu)橛?、水井雙向連片調(diào)剖+堵水一體化治理，最終達(dá)到提高采收率目的[5-8]。

2.1 選井原則

從整個(gè)油藏平面區(qū)域分布來看，南區(qū)水流優(yōu)勢(shì)通道較發(fā)育，剩余儲(chǔ)量豐度較高，采出程度僅為10.1%，含油飽和度58.7%，剩余可采儲(chǔ)量達(dá)61.15×104t。

從地質(zhì)動(dòng)態(tài)分析來看，南區(qū)含水高，目前含水大于90%。其中,D2023井小段強(qiáng)吸水，而對(duì)應(yīng)油井D2016產(chǎn)液剖面動(dòng)用差異較大，存在明顯的水竄，為措施選井典型井組。

2.2 堵劑篩選

根據(jù)油藏滲流特征的研究，注水井調(diào)剖采用交聯(lián)聚合物凍膠+體膨顆粒深部調(diào)剖技術(shù)，油井堵水采用聚合物強(qiáng)凍膠+體膨顆粒堵水工藝。

2.2.1聚合物交聯(lián)體系的篩選

選取目前用的交聯(lián)體系進(jìn)行篩選。

(1) 成膠性能實(shí)驗(yàn)。為研究不同交聯(lián)體系的成膠性能，采用油藏注入水，在50 ℃時(shí)進(jìn)行成膠實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2。

從表2可知，有機(jī)鉻、有機(jī)硼、延緩酚醛交聯(lián)體系具有初始黏度大，成膠時(shí)間短，終凝黏度大的特點(diǎn)，適用于優(yōu)勢(shì)水流滲流通道的快速封堵，是調(diào)剖聚合物交聯(lián)體系的首選。

表2 不同交聯(lián)體系的成膠性能堵劑體系初始黏度/(mPa·s)終凝黏度/(mPa·s)成膠時(shí)間/h成膠強(qiáng)度有機(jī)鉻2 200110 00048E延緩酚醛1 18975 70096E有機(jī)硼9 961209 0007E氨基樹脂12023 400240D有機(jī)酚醛90051 200100D

目測(cè)代碼評(píng)價(jià)方法是由Sydansk等將調(diào)堵劑凝膠的強(qiáng)度GelSt rengt Codes(簡(jiǎn)稱GSC) 依據(jù)目測(cè)結(jié)果分為10等，本實(shí)驗(yàn)中評(píng)價(jià)堵劑強(qiáng)度所用的堵劑性能評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)只適用于瓶?jī)?nèi)成膠實(shí)驗(yàn)[9-10]。A級(jí):未形成凝膠,凝膠黏度與初始聚合物溶液黏度相同；B級(jí):高流動(dòng)性凝膠,凝膠比初始聚合物溶液黏度稍有增加；C級(jí):可流動(dòng)性凝膠,倒置有明顯流動(dòng)性；D級(jí):中等流動(dòng)性凝膠,只有少量凝膠不能快速流動(dòng)；E級(jí):幾乎不流動(dòng)凝膠,凝膠不易流動(dòng)；F級(jí):高形變不流動(dòng)凝膠,凝膠只能在頂部小范圍內(nèi)流動(dòng)，倒置大部分可以伸出瓶口；G級(jí):中等可變形不流動(dòng)凝膠,倒置只有少部分能夠伸出瓶口；H級(jí):輕微可變形不流動(dòng)凝膠,倒置只凝膠表面可輕微變形。

(2)流變性實(shí)驗(yàn)。聚合物凍膠在注入地層過程中，由于地層孔隙的剪切作用，聚合物強(qiáng)度降低，水竄通道封堵效果變差。為了解以上聚合物凍膠的剪切稀釋規(guī)律，對(duì)有機(jī)鉻、有機(jī)硼、延緩酚醛交聯(lián)凍膠流變性進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究。

從圖2可知，有機(jī)鉻、有機(jī)硼交聯(lián)體系初始剪切保留率達(dá)到55%以上，試驗(yàn)段內(nèi)剪切保留率維持在20%以上，延緩酚醛交聯(lián)體系初始剪切保留率28%，試驗(yàn)段內(nèi)剪切保留率維持在10.9%。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，有機(jī)鉻、有機(jī)硼交聯(lián)體系比延緩酚醛交聯(lián)體系更適合本油藏。

(3) 穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)。對(duì)有機(jī)鉻、有機(jī)硼交聯(lián)體系在油藏溫度50 ℃下進(jìn)行，體系的穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)，結(jié)果見圖3。

從圖3可知：有機(jī)鉻凍膠成膠慢，強(qiáng)度低，有效期長(zhǎng)；有機(jī)硼凍膠成膠快，強(qiáng)度高，有效期短。兩者在該溫度下優(yōu)勢(shì)互補(bǔ)，可采用復(fù)合多段塞注入。

2.2.2顆粒篩選

顆粒要實(shí)現(xiàn)與巖心的有效封堵，根據(jù)相關(guān)研究，顆粒粒徑與巖心孔喉比值為1/3～3/2。巖心的孔喉直徑可以根據(jù)Kozeny公式計(jì)算[11]。

(1)

式中：Φ為巖心孔隙度，%；K為巖心滲透率，10-3μm2；D為巖心孔喉直徑，μm。

八道灣組油藏的油層孔隙度為12.2%～28.2%，平均19.95%，油層滲透率為(13.27～1 430)×10-3μm2,平均為20.94×10-3μm2,滲透率級(jí)差4.16～107.79，計(jì)算孔喉直徑為0.000 14～0.600 00 mm。根據(jù)顆粒粒徑與巖心孔喉比值關(guān)系，顆粒粒徑在0.9 mm以下時(shí)，顆粒與儲(chǔ)層孔喉匹配性更好。

2.3 注入?yún)?shù)

2.3.1調(diào)剖劑注入體積倍數(shù)

向4塊相同的巖心中分別注入段塞體積為0.10、0.18、0.25和0.30 PV的堵劑，對(duì)已采用調(diào)剖劑封堵的巖心進(jìn)行正向耐沖刷試驗(yàn)，測(cè)試封堵率變化。

從圖4可知：當(dāng)注入堵劑為0.18 PV時(shí)出現(xiàn)拐點(diǎn)，封堵率為87.23%；注入段塞體積大于0.18 PV時(shí)，封堵率隨注入體積增加繼續(xù)增大，但增大幅度較小。因此，最佳注入體積為0.18 PV。

利用Chemsim流線模擬得出高滲條帶體積，按高滲條帶體積優(yōu)化封堵劑用量(見表3)。

表3 調(diào)剖堵劑用量注水井組高滲條帶體積/m3孔隙度/%孔隙體積倍數(shù)/PV封堵劑用量/m3D200272 9700.1990.182 613D200362 2340.1990.182 128D200862 7900.1990.182 249D207066 6800.1990.182 388

從現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施的情況來看，施工用液量與增油量存在一定的正相關(guān)(見圖5)。堵劑用量在2 000～3 000 m3時(shí)，平均單井增油量達(dá)到峰值，當(dāng)堵劑用量>3 000 m3之后，單井平均增油幅度變小。

根據(jù)高滲條帶體積優(yōu)化封堵劑用量的計(jì)算及現(xiàn)場(chǎng)使用經(jīng)驗(yàn)，推薦調(diào)剖劑用量為2 500 m3。

2.3.2堵水劑用量

通過示蹤劑見劑數(shù)據(jù)，進(jìn)行油層參數(shù)反演，得到井間示蹤劑突進(jìn)通道特征參數(shù)(見表4)，優(yōu)勢(shì)通道平均體積為570 m3，推薦堵水劑用量500～600 m3。

表4 示蹤劑解釋井間通道參數(shù)油井峰值質(zhì)量濃度/(μg·L-1)峰值速度/(m·d-1)等效滲透率/10-3 μm 2優(yōu)勢(shì)通道體積/m3D204048.4 14.7 1 985.0 450.0 D202441.8 13.3 960.0 632.0 D2016120.0 16.5 1 745.0 880.0 D204431.7 11.2 1 780.0 595.0 D207143.1 11.7 487.0 478.0 D201730.6 7.8 510.0 405.0 平均52.612.5 1 244.5 573.3

2.4 施工工藝

2.4.1調(diào)剖段塞工藝

多段塞不同堵劑強(qiáng)弱交替，實(shí)現(xiàn)對(duì)不同竄流通道封堵，擴(kuò)大水驅(qū)波及范圍[12-14]。

(1) 注入0.35%(w)有機(jī)硼交聯(lián)聚合物凍膠+0.30%(w)顆粒，快速成膠，可以有效封堵地層中大的水竄通道，使后續(xù)注入水不易突破。

(2) 注入0.30%(w)有機(jī)鉻交聯(lián)聚合物凍膠+0.3%(w)顆粒封堵，0.3%(w)有機(jī)硼交聯(lián)聚合物凍膠頂替。

(3) 注入0.35%(w)有機(jī)硼交聯(lián)聚合物凍膠，快速成膠，減少堵劑返吐。

(4) 過量頂替0.10%(w)聚合物，預(yù)留滲流通道，同時(shí)防止堵劑返吐。

2.4.2堵水段塞工藝

由于堵劑用量較少，采用前置顆粒有機(jī)硼和有機(jī)鉻大段塞封堵。

采用過頂替段塞，擴(kuò)大波及體積，避開壓力陡降漏斗，延長(zhǎng)有效期。隨著頂替液段塞尺寸增加，后續(xù)水驅(qū)轉(zhuǎn)向位置逐漸遠(yuǎn)離采出端，波及區(qū)域增加，堵水增油降水效果提高。根據(jù)油藏滲流理論,地層流體壓力梯度分布為：

(2)

式中：Gl為地層流體壓力梯度，10-1MPa/cm;r為某點(diǎn)距井軸的距離，m；rw為井筒半徑，cm；re為井距，cm；pe為水井井底壓力，10-1MPa ；pwf為油井井底壓力，10-1MPa 。

油井近井端壓力梯度分布見圖6。

經(jīng)擬合計(jì)算，過頂替段塞半徑為4.6 m。

2.4.3施工順序

通過在不同調(diào)堵順序下的巖心物模實(shí)驗(yàn)，驗(yàn)證不同注入順序?qū)μ岣卟墒章实挠绊慬15]。

方案1：先調(diào)剖后堵水

先從巖心注入端注入0.2 PV調(diào)剖劑，候凝后注水，待含水率達(dá)到98%，再?gòu)膸r心出口端注入 0.1 PV堵水劑，后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%。

方案2：先堵水后調(diào)剖

先從巖心出口端注入0.1 PV堵水劑，候凝后注水，待含水率達(dá)到98%，再?gòu)膸r心注入端注入 0.2 PV調(diào)剖劑，后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)到98%。

方案3：同時(shí)調(diào)剖堵水

油井和水井中依次注入 0.1 PV堵水劑和 0.2 PV調(diào)剖劑，候凝后再后續(xù)水驅(qū)至含水率達(dá)到 98%。

采用先調(diào)剖后堵水的方案，最終采收率最高(見圖7)。

3 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用效果

井區(qū)前期實(shí)施調(diào)剖堵水一體化試驗(yàn)井4口(D2028、D2022(2次)、D2046、滴314)，有3口井取得較好效果，措施后含水率平均下降20%，累計(jì)增油656 t。通過前期試驗(yàn)，2019年優(yōu)化工藝技術(shù)后開展調(diào)堵一體化綜合治理，累計(jì)實(shí)施調(diào)剖井組9口，其中相關(guān)油井堵水17口，占可對(duì)比油井總數(shù)的47%，平均含水率由措施前的91%下降到72%，降幅19%，當(dāng)年累計(jì)增油6 300 t，取得了良好的效果。

3.1 含水率上升情況

通過對(duì)比不同年份含水率上升情況(見表5)，2019年上升率控制在2.5%，相對(duì)于初期的9.3%，下降了73.1%。

表5 歷年含水率和含水率上升情況時(shí)間2014年2015年2016年2017年2018年2019年綜合含水率/%53.156.961.265.569.071.5含水率上升/%9.33.23.84.14.02.5

3.2 采出程度

從含水率和采出程度關(guān)系曲線(見圖8)可知，水驅(qū)采收率由開發(fā)初期的20%，提高到措施后的25%，提高了5%，油藏整體水驅(qū)開發(fā)狀況趨好。

3.3 平均單井增油

采取調(diào)堵一體化后，平均單井組增油相對(duì)2016年增加了55%(見表6)，效果顯著。

表6 2016-2019年措施平均單井增油時(shí)間2016年2017年2018年2019年井均用液量/m33 0231 2172 3482 450井均增油/t193184252300

4 結(jié)論

(1) 有機(jī)硼交聯(lián)、有機(jī)鉻交聯(lián)聚合物凍膠和體膨顆粒堵劑相結(jié)合的調(diào)剖體系適用于中高滲砂礫巖油藏，在滴水泉油區(qū)八道灣組油藏取得了平均單井增油300 t的效果。

(2) 滴水泉油區(qū)八道灣組中高滲砂礫巖油藏調(diào)剖劑的合理用量為2 500 m3。

(3) 先調(diào)剖后堵水，調(diào)剖劑分段塞注入，封堵效果較好。

(4) 在滴水泉油區(qū)八道灣組累計(jì)實(shí)施調(diào)剖井組9口，其中相關(guān)油井堵水17口，當(dāng)年累計(jì)增油6 300 t，經(jīng)濟(jì)效益顯著。