擴大波及體積與流度控制組合技術研究與應用

張云寶 劉義剛 孟祥海

摘 ?????要：針對渤海S稠油油田在開發中存在的含水上升快、水驅采出程度低、油水界面親和力低的矛盾，進行了水驅稠油調剖調驅一體化組合技術研究。在儲層大孔道封堵的基礎上，對剖面調整體系進行了系統篩選，對強化水驅體系乳化性、降黏率、界面張力及驅替效率作了系統評價。結果表明，強化水驅體系在較低濃度下可以實現較好的稠油降黏功效，降黏率達90%以上，油水界面張力可下降至10-2 mN/m;在室內非均質巖心的條件下，強化水驅體系低濃度條件下即可提高采收率9.3%，配合調剖措施的情況下可提高采收率27.2%，具有“1+1>2”的驅油功效?；凇皟哟罂椎婪舛屡c冷采驅油”的“調+驅相結合”的技術思路，進行了組合調驅工藝方案設計并完成了現場有效實施，實施后一線受益井見效比例達66.7%，綜合含水下降5%～7%，目前階段凈增油10 500 m3，且持續有效。該組合調驅一體化工藝，施工工藝成熟，礦場試驗增油效果顯著，便于在海上油田大面積推廣應用。

關 ?鍵 ?詞：水驅稠油;剖面調整;流度控制;乳化降黏;礦場實施效果

中圖分類號：TE 357 ??????文獻標識碼： A ??????文章編號： 1671-0460（2019）03-0567-05

Abstract： In view of the problems in the development of Bohai S heavy oilfield， such as fast watercut rising rate， low water flooding degree and the low affinity of oil and water interface， research on the integrated combination technology of profile control and flooding was carried out. In this paper， the profile adjustment systems were screened. the emulsification， viscosity reduction rate， interfacial tension， displacement efficiency of strengthened water flooding system were systematically evaluated. The result shows that， micro interface dispersion displacement system in low concentration can play a good effect of viscosity reduction of heavy oil， the viscosity reduction rate can be more than 90%; oil-water interfacial tension can be dropped to 10-2 mN/m; under the condition of heterogeneous core， the strengthened water flooding system can improve the recovery rate of 9.3% in low concentration， and the recovery rate can be increased by 27.2% with the combination of profile control measures. Based on the technical thought of "combination of the main channel blocking and strengthened water flooding system drive oil"， we completed S oilfield B15 well group project design， after adopting the combination technical measures of "profile control + strengthened water flooding system displacement"， the effective rate of the producing well was 66.7%， good precipitation was achieved and oil production was increased by 10 500 m3.

Key words： Water flooding of heavy oil; Profile correction; Mobility control; Emulsion viscosity; Field effect

渤海油田稠油總儲量24.6億m3，其中探明地質儲量14.4億m3，稠油儲量占整個油田儲量的60%以上，原油黏度高。儲層滲透率高，且非均質性強。水油流度比的差異加上儲層非均質性的的影響極易導致油田在注水開發過程中注入水突進，含水上升速度過快，采出程度低，以注水開發的渤海S油田為例，綜合含水已經達到80%，而采出程度僅為10%左右。油田遞減率逐年升高，依靠提液等措施上產潛力有限，增加平臺的污水處理負擔[1]。針對渤海S稠油油田在開發中存在的含水上升快、油水界面親和力低的矛盾，需要提升水驅稠油開發效果[2-5]。

對于調剖體系，體系應解決水竄前緣已至油藏深部的儲層的非均質性問題，體系應具備：

（1）具有較高的的封堵強度;

（2）具備深部傳輸運移能力，封堵大孔道;

（3）成膠時間可控，穩定性強。

對于調驅體系我們需要開發出一種可以降低原油黏度，改善水驅稠油流度比的新型體系，國內外許多稠油油藏采取化學降黏的方法開采，在遼河、勝利油田化學降黏技術已經取得了較好的技術成果和經濟效益。對于海上油田，化學降黏技術對于注入設備工藝方面有特殊的要求：一方面由于平臺空間狹小，對于施工周期較長的調驅體系注入設備要控制占地空間，要求體系滿足在線配制工藝的要求;另一方面要求要求藥劑在油井采出后油水乳狀液易于破乳脫水，以免藥劑對產出液處理流程造成不利影響，基于以上因素，本文分析對比了強化分散和冷采兩種體系[6，7]。

1調剖+調驅組合體系室內研究與評價

1.1 ?實驗條件

1.1.1 ?實驗材料

調剖體系采用交聯聚合物體系，包括4種組分：BHTP-01（%）、BHTP-02（%）、BHTP-03（%）、BHTP-04（%），調驅體系包括“強化水驅體系1”和“強化水驅體系2”，有效含量為100%;實驗用油為S油田油樣（μo=300 mPa·s）;實驗用水為S油田注入水，實驗溫度為55 ℃。

1.1.2 ?實驗儀器

黏度測試采用美國Brookfield公司生產的DV-Ⅱ型布氏黏度計，轉速為30 r/min，原油乳狀液微觀結構形態由重慶奧特光學儀器有限公司生產的ISM-ZS50體式顯微鏡測試，界面張力由TX-500C旋滴式界面張力測試儀測得[8]。

1.2 ?結果分析

1.2.1 ?剖面調整體系篩選及性能評價

以S油田流體特征開展了調剖體系配方研究以及性能評價，主要是延緩交聯且成膠強度大，優化適宜的凝膠體系配方。從調剖劑BHTP-01濃度、調剖劑BHTP-02濃度、調剖劑BHTP-03及調剖劑BHTP-04濃度四個方面進行優選調剖體系配方。

（1）成膠時間控制與成膠強度測試

實驗方案：采用正交實驗用S油田注入水配制不同濃度組分的交聯聚合物溶液液，放入恒溫箱（55℃）觀察體系的成膠時間和強度，根據成膠時間和成膠強度優選產出各個組分濃度。組分配方組成對聚合物凝膠成膠情況影響見表1。從表1中可以看出，隨BHTP-01、BHTP-02、BHTP-03和BHTP-04各組分濃度增加，成膠時間減小，成膠強度增大，通過調整配方，可將成膠時間控制在24～72 h之間，滿足調剖體系注入工藝要求，成膠強度可控在15 000～10 000 mPa·s之間。

綜合上述實驗結果，為進一步評價堵劑性能。對高、中、低三種強度配方進行性能評價，其高等強度、中等強度和低強度凝膠的體系配方如下：

高強度凝膠：0.6%BHTP-01+0.03%BHTP-02+ 0.25% BHTP-03+0.002%BHTP-02（成膠時間46 h，成膠強度93 859 mPa·s）;中等強度凝膠：0.4% BHTP-01+0.03%BHTP-02+0.25%BHTP-03+0.002%BHTP-02（成膠時間54 h，成膠強度46 291 mPa·s）;低強度凝膠：0.3%BHTP-01+0.03%BHTP- 02+0.25% BHTP-03+0.002%BHTP-02（成膠時間62 h，成膠強度21 070 mPa·s）。

從長期穩定性、封堵性、耐沖刷性、深部運移性能等方面，評價調剖體系各項性能差異。

（2）長期穩定性評價

實驗方案：用注入水配制高中低三種強度類型凝膠體系，放置在55 ℃恒溫箱內，測定不同時間段凝膠強度變化，對比高、低兩種聚合物凝膠的成膠強度在油藏條件下的長期穩定性體系穩定性。實驗結果見圖1。從表1可以看出，高強凝膠黏度保持率達到98%，中強凝膠黏度保持率達到96%，低強凝膠黏度保持率達到95%。表明堵劑具有良好的穩定性。

（3）封堵性評價

實驗方案：按照高中低分子量聚合物凝膠配方，用現場注入水配制交聯聚合物溶液，以1 mL/min流速向填砂巖心注入交聯聚合物溶液0.5 PV，55 ℃恒溫放置5 d，進行填砂巖心封堵實驗，觀察注入前后滲透率變化情況，以評價體系的注入性及封堵性。體系封堵率實驗結果見表2。從表2可以看出，高強度凝膠封堵率為98.3%，中等強度凝膠封堵率為95.1%，低強度凝膠封堵率達到93%。能夠滿足目標油藏封堵需求。

（4）耐沖性評價

實驗方法與目的：模擬填砂管，水驅測試水相滲透率，注入堵劑0.5 PV放置5 d，測定不同孔隙體積下的注入壓力，測試耐沖刷性。阻力系數實驗結果見圖2。

從圖2可以看出，三種體系的水驅阻力系數均迅速上升，20 PV后，三種體系阻力系數仍能分別達到28/23/15，耐沖刷性能良好[9]。

（5）深部運移性能評價

實驗方案：制作模擬填砂管，飽和油，55 ℃恒溫條件下，用現場注入水配制交聯聚合物溶液，以1 mL/min流速向填砂巖心注入配制好的交聯聚合物溶液0.5 PV，測量填砂管不同位置的壓力變化，考察堵劑的深部運移性能。實驗過程中動態特征曲線結果見圖3。由圖3可以看出，隨著注入量的增加，P2、P3點壓力逐漸升高，壓力可以傳輸運移到離注入端較遠位置，說明體系能夠運移到地層深部。

1.2.2 ?流度控制體系篩選及性能評價

依據渤海油田調驅工藝的基本要求，及流動控制體系的篩選結合渤海S稠油稠油原油組分分析結果，確定了2種適用的強化水驅體系，體系分子設計上含有特殊功能性官能團，包括水溶性基團，兩親性稠油降黏基團。并對兩種體系進行了性能評價。