特高含水油藏深部調剖技術界限研究

靳彥欣，史樹彬，付 瑋，王 濤，徐 鵬

(1.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257000；2.中國石油大學，山東 青島 266555)

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特高含水油藏深部調剖技術界限研究

靳彥欣1，史樹彬1，付 瑋2，王 濤1，徐 鵬1

(1.中石化勝利油田分公司，山東 東營 257000；2.中國石油大學，山東 青島 266555)

在分析特高含水油藏深部調剖效果變差原因的基礎上，確定了影響深部調剖效果的地質因素和開發因素等技術指標，利用數值模擬方法建立了符合中、高滲透油藏地質特征的概念模型，并制訂了特高含水油藏深部調剖技術界限圖版。研究表明：原油黏度小于5 mPa·s，滲透率級差小于2的油藏均不適合深部調剖；含水率為90%～95%，封堵半徑為0.4～0.6倍井距時調剖效果較好；含水率為95%～98%，封堵半徑為0.6～0.8倍井距時調剖效果較好。勝坨油田、溫米油田和腰英臺油田特高含水區塊48個井組的調剖結果驗證了深部調剖技術界限準確性，為特高含水油藏深部調剖選井選層決策提供了一條可行的捷徑。

特高含水；優勢通道；深部調剖；數值模擬；技術界限；圖版；勝坨油田

引 言

中、高滲透水驅油藏進入特高含水期后，由于儲層非均質性導致的驅替不均衡是制約采收率進一步提高的主要因素[1]。深部調剖作為調控儲層非均質性的重要手段，在中、高含水階段取得了良好的效果。但進入特高含水期后實施效果變差，主要原因是特高含水開發階段，不同優勢滲流通道[2-4]區域的儲層條件影響了深部調剖的實施效果，其中大孔道發育區滲透率高、孔喉半徑大和強水淹半徑深的特征使注入水無效竄流更加嚴重[5-11]，高滲透條帶區[12-13]分布范圍廣和含油飽和度低的特征使后續水驅油效率越來越低。在綜合考慮儲層非均質性、原油黏度、調剖時機、封堵半徑等因素對深部調剖效果影響程度的基礎上，利用數值模擬方法開展了特高含水油藏深部調剖技術界限研究，并制訂了相應圖版，為中、高滲透油藏特高含水期深部調剖選井選層決策提供一條捷徑。

1 數值模擬模型建立

為使研究方便合理，建立了一套相對較細的51×51直角網格系統，其中x、y方向的網格尺寸均為5.0 m；縱向上劃分為10個模擬層，各層厚度均為1 m的正韻律模型。油層埋深為2 000 m，滲透率為1 000×10-3～10 000×10-3μm2，孔隙度為30%。地層原油黏度為1～60 mPa·s，注入水黏度為0.5 mPa·s，巖石壓縮系數為3×10-5MPa-1，定液量生產。模擬過程需利用油水相對滲透率曲線[14]。

2 特高含水油藏深部調剖技術界限確定

影響深部調剖效果的因素有很多，在研究過程中評價指標以提高采收率幅度值為主，剩余油飽和度為輔。技術指標分為地質因素和開發因素，其中地質因素包括滲透率級差、原油黏度、優勢通道所占比例，開發因素包括調剖時機和封堵半徑[15]。利用所建立的概念模型，研究各技術指標對深部調剖的技術界限。

2.1 地質因素技術界限

在地質因素中，滲透率級差分別為2、3、5、8、10，原油黏度為1～60 mPa·s，優勢通道所占比例分別為0.1、0.2、0.3。為使計算結果更加直觀，研究過程中確定優勢通道比例，建立其他2個參數變化的地質模型。模擬分為2個階段：①水驅至含水率達到95%，注入0.04倍孔隙體積的調剖劑；②繼續水驅至含水率達到98%。根據模擬結果，建立了不同優勢通道比例下原油黏度與提高采收率幅度關系圖版(圖1)。

由圖1可知，當原油黏度小于5 mPa·s時，水油流度比較小，水驅波及程度高，含水率達到95%時，采出程度達到53%，剩余油飽和度較低，深部調剖效果較差。同理，當滲透率級差小于2時，儲層非均質性較弱，水驅油類似活塞驅，驅油效率高，調剖潛力小。當原油黏度為5～20 mPa·s、優勢通道比例為0.3且滲透率級差達到8時，深部調剖才能取得較好的效果，這是因為原油黏度偏低，只有當級差達到一定程度才具有深部調剖的潛力。當原油黏度為20～30 mPa·s，優勢通道比例為0.2且滲透率級差達到3時，深部調剖效果較好，此時，優勢通道與非優勢通道的剩余油飽和度之差達到10%以上，調剖潛力較大。當原油黏度大于30 mPa·s時，優勢通道內基本為殘余油，而非優勢通道內平均剩余油飽和度也可達到40%以上，只要滲透率級差大于2均能取得較好的深部調剖效果。綜上所述，原油黏度越大，對優勢通道和滲透率級差的限制就越小，深部調剖效果也越好。深部調剖地質因素技術界限統計見表1。

圖1 原油黏度與提高采收率幅度關系圖版

2.2 開發因素技術界限

利用模型研究調剖時機的技術界限，模擬優勢通道所占比例為0.1，滲透率級差分別為2、3、5、8、10，調剖時機分別為90%、95%、98%時的提高采收率幅度，模擬結果如圖2所示。

表1 深部調剖地質因素技術界限

圖2 不同含水時刻下提高采收率幅度對比

由圖2可知，同一滲透率級差下調剖時機越早，提高采收率幅度越大，因為時機越早，剩余油飽和度越高，調剖潛力越大，且滲透率級差越大差別越明顯。

利用概念模型研究封堵半徑的技術界限，優勢通道所占比例為0.1，模擬含水率為90%、95%、98%，封堵半徑為高滲層中油水井井距的0.2、0.4、0.6、0.8、1.0倍時的調剖效果，模擬結果如圖3所示。

圖3 封堵半徑與提高采收率幅度關系

由圖3可知，當含水率小于95%時，隨著滲透率級差的增大，封堵半徑為0.4～0.6倍井距的調剖效果最好。此時，優勢通道還有部分剩余油未被采出，調剖半徑過大容易污染該部分剩余油，而調剖半徑較小會導致后續注入水很容易發生繞流，造成波及系數降低。當含水率為95%～98%時，封堵半徑為0.6～0.8倍井距的調剖效果最好。此時，優勢滲流通道基本為殘余油，調剖半徑過小時注入水很容易發生繞流，造成后續水波及系數不高，深部調剖效果不明顯。

3 實例驗證

利用所建立的特高含水油藏深部調剖地質因素和開發因素技術界限，分析了2007年至2013年勝利油田、溫米油田和腰英臺油田8個區塊48口井的調剖實施情況，分析結果見表2。

表2 特高含水區塊調剖井選井與實施效果情況分析

由表2可知，溫西三區塊和勝二區坨143區塊盡管存在優勢通道，但原油黏度小于5 mPa·s，不能取得良好的調剖效果；腰北1井區原油黏度大于5 mPa·s，且滲透率級差大于8，深部調剖效果顯著；勝二區沙二1～2砂組等4個區塊原油黏度大于20 mPa·s，且滲透率級差大于2，深部調剖也取得很好的效果。上述實例證明了特高含水油藏深部調剖技術界限是合理準確的。

4 礦場應用

利用深部調剖技術界限在勝坨油田坨28斷塊10砂組的ST3-6-900試驗區開展了應用。井區含油面積為0.4 km2，有效厚度為10 m，石油地質儲量為137.3×104t，采出程度為34.7%。滲透率級差為4.8、地層原油黏度為35 mPa·s、優勢通道所占比例為0.1、調剖時機為含水率達到97.8%，通過分析優選了ST3-6-09調剖井組和ST3-6-900調剖井組。2013年9月實施調剖后，油水井均見到了良好的效果，2個井組注入壓力均由0 MPa上升至13.5 MPa，啟動壓力升高，吸水指數降低。對應油井含水率均明顯下降(圖4)，累計增油達到了1 531 t，取得了良好的經濟效益和社會效益。

圖4 ST3-6-900試驗區調剖前后生產曲線

5 結 論

(1) 建立了能夠反應中、高滲透油藏基本地質特征的概念模型，確定了影響深部調剖效果的滲透率級差、優勢通道所占比例、原油黏度、調剖時機和封堵半徑等技術指標。

(2) 制訂了特高含水油藏深部調剖技術界限圖版，原油黏度太低和滲透率級差太小均不適合深部調剖，調剖時機越早越好，且不同調剖時機下封堵半徑也有一定的范圍。

(3) 通過對特高含水區塊的48口調剖井的分析和坨28斷塊2個井組的應用驗證了深部調剖技術界限的準確性，為特高含水油藏深部調剖選井選層決策提供了一條可行的捷徑。

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編輯 劉 巍

20150115；改回日期：20150410

國家科技重大專項“勝利油田特高含水期提高采收率技術”子課題“整裝油田特高含水期提高采收率技術”(2011ZX05011-002)

靳彥欣(1974-)，男，教授級高級工程師，1998年畢業于石油大學(華東)石油工程專業，2004年畢業于該校地質資源與地質工程專業，獲博士學位，現從事堵水調剖和堵劑研發的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.019

TE319

A

1006-6535(2015)03-0077-04