渤海稠油油藏“調剖+乳化降黏”技術研究及礦場試驗效果*

王 楠，劉義剛，張云寶，，薛寶慶，盧祥國，曹偉佳

（1.中海石油（中國）有限公司天津分公司研究院，天津塘沽300450；2.提高油氣采收率教育部重點實驗室（東北石油大學），黑龍江大慶 163318）

渤海地區稠油資源量十分巨大，占總資源量近80%。由于渤海稠油油藏儲層膠結疏松、滲透率高和非均質性嚴重，加之邊水和底水比較活躍，水侵現象比較嚴重，導致水驅采收率不超過20%［1-3］。LD5-2 油田位于渤海遼東灣海域，西北距綏中市約55.0 km，東與綏中36-1油田緊鄰。油田所在海域平均水深32 m。油田迭合含油面積10.20 km2，探明石油地質儲量6034.50×104m3，每平方千米可控制石油地質儲量591×104m3，具有較大資源潛力。據統計該油田垂向埋深（垂深）一般在1200數1800 m 之間，油層地下溫度50數66℃，地下原油黏度41數210 mPa·s，50℃下的地面原油黏度一般為300數8000 mPa·s，屬于高黏原油，同時該區塊原油具有密度大、膠質瀝青質含量中等、含蠟量低、凝固點低等特點［4-5］。

近年來，渤海在 NB35-2、LD5-2 和 BZ282 等區塊開展了聚合物凝膠調驅礦場試驗，取得了較好的增油降水效果［6-8］；為發揮調驅和熱采協同效應，在NB35-2油田B17、B6和B20M等井組進行了“調驅-熱采”聯合作業礦場試驗，取得了較好的增油降水效果［9-10］。但由于熱采工藝不僅燃料成本高，而且井筒保溫和相關井下工具耐溫性也面臨極大挑戰，同時也給油井防砂技術提出了更高要求。因此，采用熱流體降低稠油黏度的做法不僅經濟評價難以達標，而且技術上也面臨許多難題。與熱降黏相比，乳化降黏將降黏劑溶液與稠油混合，形成以稠油為分散相、水為連續相的O/W 型乳狀液［11-13］。由于連續相水黏度較低，乳狀液流動過程中內摩擦力為水相間內摩擦力，大大降低了滲流阻力和能量消耗，同時提高了油井原油產量［14-16］。乳化降黏不僅技術相對簡單，而且藥劑費用較低，已成為渤海稠油開發的有效技術手段。介于渤海地區稠油資源量和開發需求，孟祥海等［17］以渤海LD5-2油藏為例，對稠油降黏劑的注入參數包括濃度、段塞尺寸和注入時機，以及調剖劑注入參數包括段塞尺寸和調剖時機對增油降水效果影響物理模擬實驗進行優化，從技術經濟角度考慮，推薦強化分散劑加量范圍400數800 mg/L，段塞尺寸0.05數0.1 PV；考慮到目標儲層非均質性比較嚴重，推薦采用“調剖+乳化降黏”措施組合方式，調剖劑段塞尺寸0.05數0.075 PV，措施實施時機為含水率65%數90%。筆者參考前期室內物理實驗模擬結果，獲取數值模擬關鍵輸入參數，優化礦場試驗方案，對其他稠油油藏開展“調剖+乳化降黏”措施技術具有重要參考價值。

1 數值模擬

1.1 目標井組B15井概況

B15 井組位于油田邊部地區，周邊受效油井為B13、A24、B16、A18、B9 和 B14M 井（圖1），各受效井生產數據統計結果見表1。B15 井組地質儲量為183.05×104m3。截至2015年9月1日，B15井組累產油41.67×104m3，采出程度22.76%，預計水驅至含水98%時累計產油量57.28×104m3，采收率31.29%。

圖1 B15井組井位圖

表1 B15井組受效井生產情況

1.2 試驗方案增油效果預測

采用CMG 軟件（加拿大CMG 公司）進行數值模擬研究，通過擬合物理模擬成果獲取數值模擬關鍵輸入參數，優化礦場試驗方案。

由于LD5-2 油田目標儲層非均質性比較嚴重，擬采用“調剖+乳化降黏”組合調驅措施。在數值模擬中，考慮影響因素包括稠油降黏劑濃度、段塞尺寸和調剖劑段塞尺寸等。其中，稠油降黏劑為勝利油田恒宇科工貿有限責任公司生產的非離子表面活性劑，有效含量為45%；聚合物為中海油天津分公司提供的高分聚合物，相對分子質量為1900×104，有效含量為90%；交聯劑為中海油天津分公司提供的Cr3+交聯劑，有效含量為2.59%。調剖劑為Cr3+聚合物凝膠（cp=4000 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1），其水平取值設計見表2。若每個影響因素取3個水平，則可以采用正交設計表L9（33）安排試驗，見表3。

按照正交表設計方案進行數值模擬研究，實驗結果見表4，其中采收率增幅指各方案最終采收率與水驅采收率的差值。

1.2.1 正交試驗方案直觀分析

根據正交數值試驗設計原理，最優方案并不一定從試驗方案中產生，需通過計算分析確定。用表示第j 個因素第i 水平所對應試驗指標之和，則該因素第i水平的平均試驗指標均值為：

表2 正交設計因素與水平值

表3 L9（33）正交表

表4 B15井組采收率數值模擬實驗結果

式中，ri—第j 個因素第i 水平的試驗次數。各因素水平均值極差為：

通過計算各注采參數不同水平試驗指標均值kij及各指標均值極差Rj，可進行以下研究：（1）找出每個注采參數最優水平，將各注采參數最優水平組合起來，得到該試驗的最優注采參數組合方案；（2）依照各注采參數均值極差大小對各注采參數重要性進行排序，極差越大，該注采參數越重要。

B15井組水井強化分散劑注入參數正交試驗方案直觀分析結果見表5。B15 井組水井（B15 井）稠油降黏劑藥劑濃度、段塞尺寸和調剖劑段塞尺寸等參數最優水平分別為：1600 mg/L、0.08 PV 和0.03 PV。利用該最優注采參數組合進行數值模擬計算（即“方案9”），其累計產油量為62.89×104m3，累計增油量為5.61×104m3，采收率增幅為3.06%。極差分析表明，各注入參數對稠油降黏劑增油降水效果影響主次順序為：稠油降黏劑段塞尺寸＞調剖劑段塞尺寸＞稠油降黏劑藥劑濃度。

表5 正交試驗方案直觀分析表

1.2.2 動態特征

B15 井組分別實施水驅、“方案1”（較差正交設計方案）和最優方案（“方案9”）時的動態特征曲線見圖2。與水驅和“方案1”相比，“最優方案”日產油量較高，含水率較低。

圖2 B15井組實施3種方案時產油量（a）、含水率（b）與時間的關系

2 礦場試驗效果分析

根據物理模擬和數值模擬結果，對目標井組B15井實施“Cr3+聚合物凝膠調剖（cp=4000 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1，下同）+稠油降黏劑”組合措施，受效油井B13、A24、B16、A18、B9 和B14m 正常開采，注入井注入壓力特征和油井增油效果如下。

2.1 注入井

注入井B15 井“調剖+乳化降黏”施工前后共進行了5次壓降試井，壓降曲線測試結果見圖3。B15井II油組和III 1油組壓降變化趨勢相同。調剖前壓力指數PI 值較低，調剖后壓力明顯升高，PI 達到最高值，表明調剖劑在儲層內滯留，增加了滲流阻力，提高了有效壓力梯度。與調剖結束時相比，稠油降黏劑注入期間PI 值變化不大，雖略有下降，但仍保持較高壓力值，表明稠油降黏劑注入后調剖效果依然有效。這確保稠油降黏劑能轉向進入剩余油較高的中低滲透層，進而發揮乳化降黏和擴大波及體積的作用。

圖3 B15井不同油組的壓降曲線

2.2 油井

B15 井組包含 6 口油井：B13、B14M、A19S1、A18、B16、A24、B26H。措施后，油井初步見到增油降水效果。截至2017年8月27日，按照凈增油法統計（表11），井組階段累計增油6906.4 m3，措施效果還在持續跟蹤和統計中。

表6 B15井組增油降水效果統計表

3 結論

參考前期室內物理實驗模擬結果，獲取數值模擬關鍵輸入參數，包括稠油降黏劑濃度、段塞尺寸和調剖劑段塞尺寸，通過正交試驗方案模擬得到注入參數對稠油降黏劑增油降水效果影響的主次順序為：稠油降黏劑段塞尺寸＞調剖劑段塞尺寸＞稠油降黏劑藥劑濃度。

綜合物理模擬和數值模擬結果，推薦B15 井組提高采收率措施為“調剖劑+稠油降黏劑”組合，其中稠油降黏劑（非離子表面活性劑）濃度和段塞尺寸最優水平為：1600 mg/L和0.08 PV，調剖劑藥劑組成：cp=4000 mg/L、聚∶Cr3+=180∶1，段塞尺寸0.03 PV。按該參數組合施工，預計累計產油量62.89×104m3，累計增油量 5.61× 104m3，采收率增幅3.06%。礦場試驗取得明顯增油降水效果，截至2017年8月27日，凈增油6906.4 m3。