海上S油田非均質稠油油藏調剖技術研究與礦場實踐

張 偉，張 靜，劉 斌，張國浩，劉喜林

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海上S油田非均質稠油油藏調剖技術研究與礦場實踐

張 偉，張 靜，劉 斌，張國浩，劉喜林

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

調剖技術是非均質油藏穩油控水、提高水驅效率的一項重要手段。S油田不同區塊調剖效果存在明顯差異，通過理論圖版揭示了不同油藏條件下調剖效果差異的原因，利用油藏數值模擬方法，研究了滲透率級差、原油黏度及調剖半徑等因素對調剖效果的影響。研究認為，達到相同增油效果時，滲透率級差越大、原油黏度越高，調剖半徑越大。針對調剖井吸水剖面變化的問題，結合調剖作用機理，建立包含調剖層和非調剖層的多油層理想地質模型，提出了以吸水指數變異系數為評價指標的調剖效果評價方法。2014年S油田實施調剖措施兩井次，單個井組平均含水下降7%～8%，累增油達到1.6×104m3。

S油田；調剖；數值模擬；吸水指數變異系數；評價模型

油田進入中高含水期后，由于儲層非均質性、流體流度差異以及注采差異等原因，地層中逐漸形成水流優勢通道，低效或無效水循環嚴重，嚴重影響油藏水驅開發效果[1-3]。調剖技術通過封堵優勢通道，改善吸水剖面，增加地層存水率，從而達到擴大波及體積、改善水驅開發效果的目的。因此，調剖技術一直以來是非均質油藏穩油控水、提高水驅效率的一項重要手段[4-6]。

渤海S油田在2003年實施首次調剖措施，調剖措施效果較好，單個井組平均累增油5 000 m3左右，而油田其他井組在2013年實施調剖措施后，調剖措施效果變差。本文從地質油藏方面出發，利用數值模擬方法，探索了調剖措施效果差異的原因，并以吸水剖面資料為基礎，建立了以吸水指數變異系數為評價指標的調剖效果評價模型，半定量化評價調剖措施效果。

1 渤海S油田油藏特征

渤海S油田位于遼東灣下遼河坳陷、遼西低凸起中段，構造形態為北東走向的斷裂背斜，油田主力含油層系為古近系東營組東二下段，儲層埋深為1 300 m～1 600 m，為湖相三角洲沉積。油藏類型為受巖性影響的在縱向上、橫向上存在多個油氣水系統的構造層狀砂巖油氣藏。油田儲層發育，物性較好。孔隙度為28.0%～35.0%，平均31.0%；滲透率為（100～10 000）×10-3μm2，平均為2 000×10-3μm2，具有高孔、高滲的特征。油層分布相對穩定，但小層縱向非均質性較嚴重。油田原油屬重質稠油，具有密度大、黏度高、膠質瀝青質含量高、含硫量低和凝固點低等特點。油田地面原油密度為0.946 g/cm3～0.992 g/cm3；地面原油黏度為189.0 mPa·s～9 828.0 mPa·s，地層原油黏度為37.4 mPa·s～452.0 mPa·s；飽和壓力為10.2 MPa～13.3 MPa；原始溶解氣油比為23 m3/m3～38 m3/m3。

2 調剖方法優選研究

以S油田的實際地質油藏數據為基礎，抽象出基礎概念模型，模型采用反九點井網，縱向上劃分為10個小層，滲透率平均值為2 000×10-3μm2，孔隙度為31.0%。采用Eclipse商業數值模擬軟件，分析不同因素對調剖效果的影響，其中，滲透率級差為2～30，原油黏度為50 mPa·s～300 mPa·s，調剖半徑為5 m～30 m。

滲透率級差、原油黏度、調剖半徑三個因素對調剖效果的影響分別如圖1～圖3所示。從圖中可以看出，當滲透率級差小于5時，調剖效果較差；原油黏度越小，調剖半徑越大，調剖效果越好。對于滲透率級差較大、原油黏度較高的油藏，建議增大調剖半徑，改善調剖效果。

圖1 滲透率級差對調剖效果的影響

圖2 原油黏度對調剖效果的影響

圖3 調剖半徑對調剖效果的影響

3 調剖效果評價研究

注水井吸水剖面資料可以直觀地反映縱向上單層吸水狀況的差異，通過對比調剖前、后注水井吸水剖面的變化，可以比較直觀地反映出調剖措施在注水井是否見效。在吸水剖面資料基礎上，結合調剖作用機理，采用包含調剖層和非調剖層的多油層理想地質模型簡化實際油層，通過分析調剖后各滲透層吸水指數的差異程度，建立以吸水指數變異系數為評價指標的調剖效果評價模型[7-9]。

由于儲層物性普遍存在差異，調剖劑會選擇性地滲入地層，即高滲層的調剖劑注入量要比低滲層多。根據調剖劑在地層中的流入動態，可以將實際油層簡化為包含“調剖層”和“非調剖層”的多油層理想地質模型[10]（圖4）。

圖4 多油層理想地質模型示意

由于調剖層的滲透率一般都比較大，可忽略啟動壓力的影響。因此在縱向剖面上，調剖劑的總注入量可近似地按調剖措施前的吸水指數分布劈分到各調剖層。

然后根據體積法可以計算出各調剖層上的調剖劑封堵半徑：

假設非調剖層（低滲透層）未受到調剖劑的污染，因此非調剖層在調剖前后的吸水指數保持不變：

為了反映調剖后各滲透層的吸水指數的差異程度，定義吸水指數變異系數如下：

調剖后吸水指數變異系數越小，說明各滲透層的吸水能力差異程度越小，吸水剖面越均勻，調剖措施的見效程度越高；否則，吸水剖面越趨不均勻，調剖效果也越差。

為了對比不同注水井的調剖效果，計算調剖前后吸水指數變異系數的相對變化量：

結合S油田注水井組實際調剖效果，從圖5中可以看出，吸水指數變異系數相對變化量越大，調剖效果越明顯。因此可以通過調剖前后吸水指數變異系數的相對變化量，半定量化評價調剖效果。

圖5 S油田歷年調剖前后吸水指數變異系數相對變化量

4 礦場應用與實踐

S油田F8～F13井組經過長期注水開發，優勢通道普遍發育，2014年9月于該井組實施分級組合深部調剖。通過將凍膠放置在近井地帶封堵優勢通道，將微球放置到遠井地帶改變微觀液流方向，從而達到深部調剖的目的。通過公式（8）計算調剖前后F8、F13井的吸水指數變異系數相對變化量（圖6），并與歷年調剖井評價指標進行對比，可以看出兩口井的吸水指數變異系數相對變化量均較大，說明調剖后各滲透層的吸水能力差異程度變小，吸水剖面變均勻，調剖措施見效。井組實際開采曲線如圖7所示，井組含水下降8%，產油量由321 m3/d增加到395 m3/d，累增油達1.6×104m3，進一步驗證了調剖措施實施良好。

圖6 F8和F13井調剖前后吸水指數變異系數相對變化量

圖7 S油田F8-F13井組采油曲線

5 結論

（1）利用數值模擬方法，分析了滲透率級差、原油黏度、調剖半徑等因素對調剖效果的影響，揭示了不同油藏條件下調剖效果差異的原因，為后期調剖提供了理論依據。

（2）在吸水剖面資料基礎上，建立了調剖效果評價模型，以吸水指數變異系數相對變化量為評價指標，半定量化評價調剖效果。

（3）根據調剖半徑對調剖效果影響圖版，選取合理的調剖半徑，并應用所建立的調剖效果評價模型，評價油田實際調剖效果。

符號注釋

[1] 熊春明，唐孝芬．國內外堵水調剖技術最新進展及發展趨勢[J]．石油勘探與開發，2007，34（1）：83–88．

[2] 馮其紅．聚合物驅后深部調驅理論與技術[M]．山東東營：中國石油大學出版社，2007：135–146．

[3] 馮其紅，陳月明，姜漢橋，等．區塊整體調剖效果預測[J]．石油大學學報（自然科學版），1997，21（4）：30–32．

[4] 喬二偉，李宜坤，劉平良，等．油田區塊整體調剖壓力指數決策技術及應用[J]．鉆采工藝，2000，23（5）：28–32．

[5] 馮其紅，陳月明，姜漢橋．區塊整體調剖一體化技術研究[J]．石油鉆采工藝，1999，21（2）：74–79．

[6] 白寶君，唐孝芬，李宇鄉．區塊整體調剖優化設計技術研究[J]．石油勘探與開發，2000，21（3）：60–62．

[7] 錢欽，尚朝暉，于法珍，等．水驅油田調剖最佳封堵半徑的確定[J]．石油天然氣學報（江漢石油學院學報），2005，27（3）：368–370．

[8] 徐耀東，任允鵬，丁良成，等．基于支持向量機的調剖效果預測方法研究[J]．斷塊油氣田，2007，14（2）：50–52．

[9] 袁士寶，陳月明，蔣海巖，等．油田調剖效果的多層次模糊分析方法[J]．系統工程理論與實踐，2006，12（5）：127–129．

[10] 張安剛．單井調剖優化設計方法研究[D]．山東青島：中國石油大學（華東），2011：1–67．

編輯：王金旗

1673–8217（2017）05–0113–04

TE34

A

2017–03–23

張偉，油藏工程師，1989年生，2014年畢業于中國石油大學（華東）油氣田開發工程專業，現從事調剖調驅及提高采收率專業工作。

“十三五”國家科技重大專項“渤海油田加密調整及提高采收率油藏工程技術示范”（2016ZX05058–001）。