二元復合驅(qū)控制竄流技術研究與應用——以雙河油田438Ⅰ、Ⅱ1-2層系二元復合驅(qū)為例

羅　超

(中國石化河南油田分公司采油一廠，河南南陽 474780)

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二元復合驅(qū)控制竄流技術研究與應用——以雙河油田438Ⅰ、Ⅱ1-2層系二元復合驅(qū)為例

羅超

(中國石化河南油田分公司采油一廠，河南南陽 474780)

雙河油田438Ⅰ、Ⅱ1-2層系二元復合驅(qū)過程中聚合物、表面活性劑產(chǎn)出濃度上升快，含水率回升，日產(chǎn)油降低，竄流嚴重，為此，研究了二元復合驅(qū)驅(qū)替段塞前緣推進速度受儲層滲透率級差和段塞大小的影響情況，并探討了合理注水時機和抑制竄流的措施。研究表明，采用整體深度調(diào)剖和分注、分采、動態(tài)調(diào)配等綜合調(diào)整手段，能有效封堵竄流通道，擴大二元復合驅(qū)效果，提高采收率。

雙河油田；二元復合驅(qū);竄流控制;深度調(diào)剖

雙河油田438Ⅰ、Ⅱ1-2層系2010年1月開始進行二元復合驅(qū)，設計二元主體段塞為0.35 PV(1 500～1 700 mg/L聚合物+0.4%表活劑)，當注入到0.28 PV時，日產(chǎn)油由38.7 t上升到63.4 t，含水由96.5%下降到94.65%，累計増油2.36×104t，提高采收率1.06%，平均產(chǎn)聚、表面活性劑濃度分別為104.0 mg/L,26.6 mg/L，二元驅(qū)效果顯現(xiàn)。但是單元部分井產(chǎn)聚濃度高達1 000 mg/L，聚竄問題突出，為此需要對抑制竄流技術進行研究。

1　滲透率級差對驅(qū)替效果的影響

通過驅(qū)替前緣數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，監(jiān)測二元驅(qū)驅(qū)劑前緣推進情況，以注入井為0點，以注入井距離為分子，以注采井距為分母，結合注入PV數(shù)，畫出前緣推進曲線，曲線斜率越大，表示驅(qū)劑運移速度越快。由圖1、圖2可知，高滲透層滲流阻力小，前緣推進快，且隨著滲透率級差的增大，這種趨勢更加明顯；而低滲透層的滲流速度明顯小于高滲透層滲流速度，且隨著滲透率級差的增大，二元復合驅(qū)體系在低滲透層的波及變小。

根據(jù)二元體系驅(qū)替前緣隨注入段塞尺寸變化情況，在相同級差條件下，高滲透層前緣推進速度隨注入段塞尺寸的變化相差不大，均在0.3 PV左右突破；隨著二元體系注入量的增加，進入低滲透層的量也會隨之增加，前緣突破時間提前；但隨著注入段塞尺寸的增加，驅(qū)劑在低滲透層推進的前緣位置增加幅度減小。如在5倍級差的情況下(圖3、圖4)，段塞為0.3 PV時低滲透層前緣位置不到5/10，說明沒有受到有效波及；段塞由0.4 PV增加到0.5 PV，在低滲透層的波及位置為6/10～7/10，低滲層前緣推進位置變化小，說明此時應對高滲層進行調(diào)堵措施[1-3]。

圖1　二元體系在高滲透層前緣位置變化情況

圖2　二元體系在低滲透層前緣位置變化情況

圖3　5倍級差模型高滲透層前緣位置變化

圖4　5倍級差模型低滲透層前緣位置

2　合理堵水時機研究

438Ⅰ、Ⅱ1-2層系注入二元復合驅(qū)體系中，聚合物注入濃度1 500～1 900 mg/L、表面活性劑濃度3 000～4 000 mg/L，當注入0.26 PV時， 部分高滲層聚合物已突破，其中3口井聚合物產(chǎn)出濃度高達300 mg/L，在接下來的持續(xù)注入過程中，聚竄現(xiàn)象勢必加劇，為了擴大二元復合驅(qū)的效果，需要對單元的竄流井進行治理。堵水時機過早，會影響到二元驅(qū)的驅(qū)替效果，高峰見效受阻；堵水時機晚了，油層大通道形成，堵水難度大。為此，開展了合理堵水時機的研究。

438Ⅰ、Ⅱ1-2層系受沉積環(huán)境影響，同一油層不同區(qū)域物性差異往往很大，因此，采用不同類型的平面非均質(zhì)模型，在總注、采液量不變的情況下，研究了不同時機封堵高滲帶高含水井(含水率大于98%)后開采指標。由表1可看出：①對于不同平面非均質(zhì)油層，特別是平面滲透率級差達到5倍以上的油層，二元體系注入期間，無論何時關閉特高含水井，并相應提高其它滲流方向油井產(chǎn)液強度，均能獲得增油效果，采收率增值為0.20%～2.41%；②儲層非均質(zhì)程度越高，封堵效果也越好，且河道型非均質(zhì)模型由于竄流現(xiàn)象更嚴重，故封堵增油效果更佳；③一般產(chǎn)量高峰期后封堵增油幅度大，可延長增油高峰期(圖5)，但非均質(zhì)嚴重，發(fā)生竄流時封堵時間可提前。由此說明，封堵高滲竄流層并提高中、低滲層采液強度可主動引導驅(qū)劑改變液流方向，有效擴大平面及縱向波及體積，顯著改善中、低滲透層動用程度，提高油藏整體開發(fā)效果。

表1　平面非均質(zhì)模型不同時機關閉高含水井開發(fā)效果對比

3　抑制竄流的技術措施

3.1整體深度調(diào)剖技術[4-5]

雙河438Ⅰ、Ⅱ1-2層系經(jīng)過多年的注水開發(fā)，由于強注強采，縱向上吸水差異大。根據(jù)注水井吸水能力、儲層非均質(zhì)性、周圍油井動態(tài)綜合評判，確定對12口注水井進行整體調(diào)剖、封竄。調(diào)剖總井數(shù)占單元注入井數(shù)的80%，控制范圍內(nèi)采油井占復合驅(qū)受效井數(shù)的80.5%，產(chǎn)液量占總受效井產(chǎn)液量的96.2%，實現(xiàn)區(qū)塊整體調(diào)剖。

(1)復合驅(qū)前整體調(diào)剖井段塞完成情況。438Ⅰ、Ⅱ1-2層系在復合驅(qū)前(2009年6月至2010年1月)，對12口井實施調(diào)剖，11口井完成段塞注入量，其中5口井轉Ⅱ段塞后下調(diào)了調(diào)剖劑濃度；有1口注入壓力高，完成設計段塞注入量87.9%。調(diào)剖12口井，完成設計調(diào)剖劑量的97.0%。

圖5　5倍級差漸變型平面非均質(zhì)模型高峰期后封堵提液見效特征

(2)整體深度調(diào)剖有效改善了縱向、平面的非均質(zhì)性。調(diào)剖前后吸水剖面的對比(表2)表明，調(diào)剖后控制強吸水層23.8 m，啟動新層16.1 m，加強吸水層59.4 m，吸水剖面有11.9%的厚度吸水變好。

3.2綜合調(diào)整控制竄流技術

在注入過程中，必須根據(jù)油井竄流程度、剩余油分布狀況、平面注采關聯(lián)程度等，采取配套技術措施治理竄流，根據(jù)竄流嚴重程度，可靈活選用抑制竄流技術，如深度調(diào)剖、分注、分采、動態(tài)調(diào)配等；也可以綜合運用上述兩種或多種技術。主要方法可歸納為以下三類：一是對單井點竄流且竄流不太嚴重的井區(qū)，采取優(yōu)化配液配注減緩竄流；二是對多層位多井點竄流相對嚴重的井區(qū)，采取注復合驅(qū)過程中深度調(diào)剖技術，實現(xiàn)液流轉向；三是對大面積竄流、竄流嚴重的井區(qū)，組合多種控制竄流技術措施。目前438Ⅰ、Ⅱ1-2層系平均產(chǎn)聚、表面活性劑濃度分別為104 mg/L、26.6 mg/L，油井產(chǎn)出表面活性劑濃度普遍較低。

表2　438Ⅰ、Ⅱ1-2層系調(diào)剖前后吸水強度變化

(1)對單井點竄流井區(qū)，采取配注配液優(yōu)化措施，減緩聚竄。438Ⅰ、Ⅱ1-2層系單井點竄流主要位于西部，如T3202井采Ⅱ11-4層產(chǎn)聚濃度達到1 385.1 mg/L，2011年10月14日對主要聚竄方向T2102井Ⅱ11-4層優(yōu)化配注，配注量由75 m3/d調(diào)到40 m3/d，至2011年10月24日，T3202井產(chǎn)聚濃度下降到500 mg/L。

(2)對多層位多井點竄流井區(qū)，采用深度調(diào)剖技術控制聚竄。多層位多井點竄流井主要位于438ⅠⅡ1-2層系主體區(qū)的F1044、1044井組。如：F1044注入井對應4口油井(F4392、K2201、1043、T1004)，其中K2201、F4392井出現(xiàn)聚竄。在F1044注入井注到0.18 PV時，K2201、F4392井產(chǎn)聚濃度分別達134 mg/L、127 mg/L，聚竄層位分別為Ⅰ43、Ⅰ51層。為控制聚竄，于2011年1月28日對F1044井調(diào)剖，4月7日調(diào)剖結束。調(diào)剖后K2201、F4392井產(chǎn)聚濃度分別為80 mg/L，25 mg/L，取得良好效果。

4　結論

(1)二元復合驅(qū)體系在不同非均質(zhì)油層的滲流規(guī)律和驅(qū)替特征表明，滲透率級差越大，注入壓力越小，驅(qū)劑越易沿著高滲層竄流，二元體系在低滲透層的前緣推進距離越短。

(2)合理堵水時機選擇是保證二元驅(qū)增油效果的技術關鍵，對提高最終采收率具有十分重要的作用。

(3)深度調(diào)剖及綜合調(diào)整技術是抑制竄流的有效手段。

[1]孫煥泉.二元復合驅(qū)油技術[M].北京：中國科學技術出版社，2007：105-112.

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編輯：李金華

1673-8217(2016)04-0096-03

2016-03-28

羅超，工程師，1982年生，2005年畢業(yè)于西南石油大學資源勘查專業(yè)，現(xiàn)主要從事油田開發(fā)管理工作。

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