海上稠油油田復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)與應(yīng)用

李曉偉，徐國(guó)瑞，鞠 野，劉豐鋼，劉光普

（中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)事業(yè)部，天津 300452）

海上部分油田經(jīng)過(guò)多年注水開(kāi)發(fā)，注水開(kāi)發(fā)效果變差，大量剩余油因注入水無(wú)法波及而難以采出，油田采收率過(guò)早達(dá)到瓶頸[1-3]。近十年來(lái)，渤海油田地區(qū)逐步推廣普及了聚合物凝膠等多項(xiàng)調(diào)剖調(diào)驅(qū)技術(shù)，并取得了廣泛的應(yīng)用[4]。

隨著調(diào)驅(qū)輪次的增加，渤海D 油田部分井組聚合物微球調(diào)驅(qū)應(yīng)用效果變差，聚合物微球調(diào)驅(qū)技術(shù)雖然能夠有效進(jìn)行地層深部調(diào)驅(qū)，但卻難以封堵特高滲水竄條帶，使得該技術(shù)在部分油田地區(qū)應(yīng)用受限[5]。結(jié)合聚合物凝膠封堵強(qiáng)度大的優(yōu)勢(shì)和聚合物微球延緩膨脹封堵特點(diǎn)，提出“凝膠+聚合物微球”復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)并進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用，以期解決高滲、特高滲儲(chǔ)層的水竄問(wèn)題，提高油田水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。

1 微球選型

渤海D 油田H 井組儲(chǔ)層平均滲透率3 583 mD，平均孔隙度35.8 %，示蹤劑解釋水竄通道滲透率高達(dá)10 650 mD。計(jì)算儲(chǔ)層平均孔隙半徑18.1 μm，水竄通道半徑31.2 μm。根據(jù)孔喉分布結(jié)果選定HK 型聚合物微球作為主體調(diào)驅(qū)體系。HK 型聚合物微球的具體特性參數(shù)（見(jiàn)表1）。

表1 HK 型聚合物微球的特性參數(shù)Tab.1 Characteristic parameters of HK-type polymer microspheres

2 凝膠體系選型

使用SR-71D、LG-50A 和SSD-702 三種聚合物，400 r/min 攪拌速率下攪拌1 h，配制4 000 mg/L 和3 000 mg/L 的聚合物溶液，測(cè)定原液初始黏度，分別加入3 000 mg/L 和2 000 mg/L 交聯(lián)劑，在60 ℃下恒溫水浴加熱，使用旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)測(cè)定凝膠初始成膠時(shí)間與成膠強(qiáng)度（見(jiàn)表2）。

由表2 可知，SR-71D 聚合物在低濃度下未成膠，在高濃度下成膠強(qiáng)度相對(duì)較小，LG-50A 聚合物在高濃度下雖然成膠強(qiáng)度達(dá)到F 級(jí)，但低濃度下成膠較弱，遇地層流體稀釋時(shí)難以達(dá)到水竄層封堵效果。SSD-702 聚合物在兩種體系配方下成膠強(qiáng)度都達(dá)到D 級(jí)以上，考慮其具有較好的抗剪切性，因此選定SSD-702聚合物作為前置封竄體系。

表2 聚合物成膠時(shí)間及強(qiáng)度Tab.2 Gelling time and strength of polymers

3 復(fù)合技術(shù)驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

使用4.5 cm×4.5 cm×100 cm 的雙層壓制非均質(zhì)巖心模擬驅(qū)替實(shí)驗(yàn)，低滲層3 000 mD，高滲層6 000 mD，模擬進(jìn)行聚合物凝膠與HK 微球復(fù)合技術(shù)的效果評(píng)價(jià)，并與單項(xiàng)技術(shù)進(jìn)行對(duì)比。

3.1 HK 微球驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

首先將飽和油的巖心用水驅(qū)至含水95 %后，注入HK 型聚合物微球（60 ℃，預(yù)膨脹15 d），注入濃度為4 000 mg/L，注入量為0.5 PV。水驅(qū)注入速度2 mL/min，注入微球和后續(xù)水驅(qū)時(shí)注入速度為0.5 mL/min。

從分流曲線(xiàn)（見(jiàn)圖1）可見(jiàn)，開(kāi)始注入HK 微球后，低滲層有所啟動(dòng)，高滲層分流率出現(xiàn)下降，但在后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中快速上升，從巖心出口截面可見(jiàn)低滲層未得到有效動(dòng)用，結(jié)合注入壓力無(wú)較大增長(zhǎng)，分析認(rèn)為微球?qū)τ谔馗邼B通道的封堵性能有限[6]，最終采收率提高幅度為8.14 %。

圖1 HK 微球注入分流曲線(xiàn)Fig.1 Injection shunt curve of HK microspheres

3.2 “凝膠+微球”驅(qū)替實(shí)驗(yàn)

巖心用水驅(qū)至含水95 %后，按照篩選的凝膠體系配方，首先注入“3 000 mg/L 聚合物+2 000 mg/L 交聯(lián)劑”的凝膠體系段塞0.15 PV，模擬候凝關(guān)井6 h，然后注入4 000 mg/L 的預(yù)膨脹HK 微球0.35 PV。注入速度：水驅(qū)時(shí)2 mL/min 注入微球和后續(xù)水驅(qū)0.5 mL/min。

圖2 復(fù)合驅(qū)分流率曲線(xiàn)Fig.2 Composite flooding diversion rate curve

從分流曲線(xiàn)（見(jiàn)圖2）上看，開(kāi)始注入聚合物凝膠后，進(jìn)入低滲層的液量明顯增加，轉(zhuǎn)為注入HK 微球后，低滲層分流率穩(wěn)中有升，且在后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中高滲層分流率呈現(xiàn)波動(dòng)上升的特點(diǎn)，符合聚合物微球的“運(yùn)移再封堵”特點(diǎn)，后續(xù)水驅(qū)相同PV 數(shù)后，復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)的低滲層仍保有9.7 %的分流率。采收率測(cè)試結(jié)果可見(jiàn)，水驅(qū)過(guò)程中高低滲層存在明顯的采收率差異，而在復(fù)合驅(qū)結(jié)束后，高低滲層的采收率差異明顯縮小，綜合采收率提高幅度達(dá)到18.64 %。

通過(guò)在微球體系前置高強(qiáng)凝膠段塞，可以起到明顯的封堵水竄通道效果，相比單項(xiàng)微球調(diào)驅(qū)技術(shù)，采收率增幅達(dá)到10.50 %（見(jiàn)表3），體現(xiàn)了凝膠封堵水竄條帶后，微球充分發(fā)揮深部運(yùn)移、再封堵的效果，此外，HK 微球膨脹后獨(dú)有的正負(fù)電荷體系能夠與聚合物凝膠帶點(diǎn)基團(tuán)搭橋[7]，進(jìn)一步提高體系的封堵能力，延長(zhǎng)體系作用時(shí)間。

表3 組合與單項(xiàng)技術(shù)效果對(duì)比Tab.3 Comparison between combination and single technology effect

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

4.1 實(shí)驗(yàn)井組概況

D 油田屬?gòu)?fù)雜的河流相沉積，非均質(zhì)性強(qiáng)，底水油藏比例大。儲(chǔ)層滲透率分布在100 mD～11 487 mD，平均3 000 mD，平均孔隙度35 %，地下原油黏度80 mPa·s～130 mPa·s。H 井組注水量800 m3/d，對(duì)應(yīng)6 口生產(chǎn)井，井組產(chǎn)液量為850 m3/d，綜合含水79.5 %。H 井于2016 年進(jìn)行示蹤劑測(cè)試，判斷H3 井方向存在優(yōu)勢(shì)滲流通道，解釋水竄層滲透率達(dá)10 650 mD。

4.2 實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)

結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)結(jié)果和現(xiàn)場(chǎng)試注情況，設(shè)計(jì)了弱凝膠前置段塞、強(qiáng)凝膠封竄段塞、深部調(diào)驅(qū)段塞三個(gè)主體部分。采用“3 000 mg/L 聚合物+2 000 mg/L 交聯(lián)劑”段塞作為前置段塞，“4 000 mg/L 聚合物+3 000 mg/L 交聯(lián)劑”段塞作為封竄段塞，4 000 mg/L 的HK 微球作為深部調(diào)驅(qū)段塞，總注入量為39 000 m3。

4.3 實(shí)驗(yàn)效果

2017 年4 月起對(duì)H 井組進(jìn)行施工，累計(jì)注入凝膠段塞8 660 m3，注入微球段塞30 300 m3，注入過(guò)程中壓力逐漸升高，從壓降曲線(xiàn)（見(jiàn)圖3）上看，初期注入凝膠段塞充滿(mǎn)度有較大幅度提升，體現(xiàn)了水竄層的快速封堵效果，后期注入微球段塞時(shí)壓降曲線(xiàn)逐級(jí)趨緩并呈緩慢抬升趨勢(shì)，說(shuō)明HK 微球與凝膠段塞發(fā)揮出了協(xié)調(diào)效果，并進(jìn)一步的深入地層深部產(chǎn)生了封堵。至施工結(jié)束時(shí)充滿(mǎn)度達(dá)到84.35 %。

施工前處于含水快速上升趨勢(shì)，后期井組含水開(kāi)始出現(xiàn)下降，此后逐步提頻，受效井含水保持平穩(wěn)，其中H3 井含水下降幅度達(dá)到10.8 %（見(jiàn)圖4），截至目前井組增油6.4×103m3，并仍在有效期內(nèi)，增油量?jī)?yōu)于類(lèi)似條件井組單一微球調(diào)驅(qū)同期數(shù)據(jù)，表明“凝膠+聚合物微球”復(fù)合技術(shù)在海上高孔高滲儲(chǔ)層具有良好的適用性。

圖3 H 井組施工壓降曲線(xiàn)Fig.3 Pressure drop curve of H well group

圖4 H 井組注采曲線(xiàn)Fig.4 Injection-production curve of H well group

5 結(jié)論

（1）為適應(yīng)海上高孔高滲、水竄大孔道發(fā)育的儲(chǔ)層調(diào)驅(qū)需要，開(kāi)發(fā)評(píng)價(jià)了“凝膠+聚合物微球”的復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)；通過(guò)室內(nèi)評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，復(fù)合調(diào)驅(qū)體系具備較好的注入性，能夠有效封堵高滲水竄通道，結(jié)合后續(xù)微球段塞能夠更好的發(fā)揮深部調(diào)驅(qū)效果，并根據(jù)D 油田H 井組優(yōu)化了體系配方參數(shù)；非均質(zhì)巖心驅(qū)油實(shí)驗(yàn)表明復(fù)合調(diào)驅(qū)技術(shù)相比單項(xiàng)技術(shù)提高采收率幅度增加10.50 %。

（2）礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，“聚合物凝膠+聚合物微球”復(fù)合調(diào)驅(qū)對(duì)于高滲、特高滲儲(chǔ)層具有較好的增油降水能力，H 井組當(dāng)前遞減增油量達(dá)到6.4×103m3，增油量?jī)?yōu)于類(lèi)似條件井組單一微球調(diào)驅(qū)同期數(shù)據(jù)且持續(xù)有效。