驅(qū)替壓力調(diào)控劑在靖安油田盤古梁低滲透油藏深部調(diào)驅(qū)中的應(yīng)用

溫鴻濱，羅 軍，張生魁，張 復(fù)，陳佳偉，饒?zhí)炖吾贩澹煨l(wèi)娜，徐鹿敏

(1.山東石大油田技術(shù)服務(wù)股份有限公司，山東 東營 257000；2.中國石油長慶油田分公司 第三采油廠，陜西 延安 717500；3.中國石油長慶油田分公司 第十二采油廠，陜西 西安 710000)

隨著勘探開發(fā)程度的不斷提高，老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)的難度越來越大，開發(fā)動用低滲、特低滲油藏成為我國陸上石油工業(yè)增儲上產(chǎn)的必由之路。靖安油田盤古梁區(qū)在構(gòu)造上位于陜北斜坡中部，為一平緩的西傾單斜、在單斜背景上發(fā)育由差異壓實(shí)作用形成的多組向的鼻狀隆起構(gòu)造，與所處部位的生、儲、蓋相匹配，形成良好的圈閉，對油氣藏的形成起到一定的控制作用。從20世紀(jì)90年代中期投入開發(fā)以來，油藏逐步從低含水期進(jìn)入中高含水期。盤古梁長6油藏從采出程度與累計(jì)水油比數(shù)值看，油藏?zé)o水采油期長，為14年左右，水驅(qū)開發(fā)效果好，水驅(qū)效率較高；但水驅(qū)前緣突破后，受微裂縫發(fā)育影響，縫網(wǎng)復(fù)雜，井區(qū)平面矛盾和注采矛盾更加突出，平面和單井水淹差異較大，井組之間水淹程度也不相同，表現(xiàn)為含水上升速度快，產(chǎn)油量遞減大，產(chǎn)能損失嚴(yán)重，裂縫性見水問題嚴(yán)重，調(diào)剖措施效果逐年逐次變差，注采調(diào)控難度大。因此，采取深部調(diào)驅(qū)、封堵主流線，動用非主流線(改流線、重塑流場)是控制含水上升的關(guān)鍵，通過調(diào)驅(qū)進(jìn)一步擴(kuò)大波及系數(shù)，達(dá)到提高采收率，改善開發(fā)效果的目的。在現(xiàn)有比較適合低滲透油藏的各種深部調(diào)剖技術(shù)中[1-4]，如交聯(lián)聚合物凍膠、堵水用復(fù)合顆粒堵劑[5]存在注入困難或成膠影響因素敏感、聚合物微球[6-11]封堵強(qiáng)度弱等缺點(diǎn)，依據(jù)油藏特點(diǎn)，優(yōu)選驅(qū)替壓力調(diào)控劑為深部調(diào)驅(qū)用劑。該劑是采用分散聚合方法得到粒度微米級的高強(qiáng)度分散體，能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度，尺寸可控，分散性能好，可使用油田污水進(jìn)行配制，為油田中后期開發(fā)開拓新的前景。

1 試驗(yàn)區(qū)基本情況

1.1 試驗(yàn)區(qū)油藏物性

1.2 試驗(yàn)井組開發(fā)現(xiàn)狀及存在問題

盤古梁試驗(yàn)井區(qū)(圖1)5個(gè)井組(P55-*2、P55-*4、P55-*6、新P57-*4、P57-*6)含油面積為1.751 km2，地質(zhì)儲量為130.14×104t，平均油層厚度為10.44 m，平均孔隙度為12.8%，平均滲透率為1.77×10-3μm2，井組采出程度為16.23%～40.83%，井區(qū)采出程度為24.67%。井組累計(jì)水油比為0.29～0.95，井區(qū)累計(jì)水油比為 0.48。井組注入倍數(shù)為0.35～0.55，井區(qū)注入倍數(shù)為0.45。井網(wǎng)完善程度較高，井區(qū)有油井31口,目前開井25口,關(guān)井6口。井網(wǎng)不完善1個(gè)(55-*2)。從深度判斷注采對應(yīng)較好，僅P57-*7、P58-*61兩口井對應(yīng)不好。從含水分布圖看，平面和單井水淹差異較大，井組之間水淹程度也不相同。55-*2、55-*4、57-*4等井組水淹較為嚴(yán)重，注入水推進(jìn)方向以東北—西南為主。

圖1 盤古梁試驗(yàn)井區(qū)井位

2 驅(qū)替壓力調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)作用機(jī)制

低滲、特低滲油藏一般為孔隙和裂縫雙重介質(zhì)，人工裂縫與天然裂縫形成復(fù)雜網(wǎng)絡(luò)。人工裂縫作為主裂縫，是注水和采油的主要通道。天然微裂縫分多級，相互溝通交錯(cuò)。注入水會沿著不同級別裂縫竄流，需要采用不同強(qiáng)度的調(diào)控劑。當(dāng)顆粒直徑>孔喉直徑，擠壓變形在多孔介質(zhì)中發(fā)生運(yùn)移；當(dāng)顆粒直徑<孔喉直徑，顆粒通過架橋、吸附、滯留、黏連作用，在多孔介質(zhì)或裂縫中實(shí)現(xiàn)封堵。驅(qū)替壓力調(diào)控劑是采用分散聚合方法得到粒度微米級的高強(qiáng)度凍膠分散體，尺寸可控，分散性能好；注入油層后(圖2)，在多孔介質(zhì)或裂縫中實(shí)現(xiàn)封堵，能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度，從而改變局部流場，擴(kuò)大波及體積，驅(qū)動更多的剩余油，從而提高開發(fā)效果。

圖2 裂縫性油藏深部封堵及調(diào)驅(qū)機(jī)制

3 驅(qū)替壓力調(diào)控劑室內(nèi)性能評價(jià)

驅(qū)替壓力調(diào)控劑采用熱沉淀聚合方法制備，利用不同結(jié)構(gòu)的噴淋裝置，將含有各單體的分散相，噴灑到一定溫度和攪拌速度下的分散介質(zhì)中，分別進(jìn)行反相聚合，形成微米級不同粒徑的調(diào)控劑系列產(chǎn)品，能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度。

3.1 驅(qū)替壓力調(diào)控劑性能表征

室內(nèi)共研究合成了Ⅰ型和Ⅱ型兩種微米級驅(qū)替壓力調(diào)控劑。外觀均為軸外相棕黃色懸浮液。

3.1.1 驅(qū)替壓力調(diào)控劑粒徑評價(jià)

采用百特粒度儀進(jìn)行測試,實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明(圖3)，Ⅰ型調(diào)控劑的粒徑為3～30 μm、粒徑中值(D50)約為5.0 μm;Ⅱ型調(diào)控劑的粒徑為30～300 μm,粒徑中值(D50)約為150.0 μm;根據(jù)高滲條帶孔喉、微裂縫和動態(tài)裂縫的寬度制備相應(yīng)的驅(qū)替壓力調(diào)控劑。

圖3 微米級調(diào)控劑的粒徑測試

3.1.2 驅(qū)替壓力調(diào)控劑強(qiáng)度測試

將調(diào)控劑的材料制作成拉伸及壓縮試驗(yàn)測試樣品，采用拉壓力試驗(yàn)機(jī)進(jìn)行測試(表1)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明：單體含量較高時(shí)，調(diào)控劑的抗拉強(qiáng)度可達(dá)0.9 MPa；抗壓彈性模量為0.05 MPa。

表1 驅(qū)替壓力調(diào)控劑拉壓實(shí)驗(yàn)及拉壓彈性模量

3.2 驅(qū)替壓力調(diào)控劑物模性能評價(jià)

3.2.1 驅(qū)替壓力調(diào)控劑粒徑與儲層孔隙匹配關(guān)系

基于深部調(diào)驅(qū)體系調(diào)控劑的調(diào)控機(jī)理，在體系的篩選評價(jià)過程中，重點(diǎn)對調(diào)控劑的使用質(zhì)量濃度與儲層的孔喉關(guān)系進(jìn)行室內(nèi)評價(jià)研究,從而優(yōu)選出最佳的體系質(zhì)量濃度。

室內(nèi)選用Ⅰ型調(diào)控劑(粒徑為3～30 μm),采用不同的質(zhì)量濃度開展Ⅰ型調(diào)控劑與儲層孔隙匹配關(guān)系，質(zhì)量濃度為1 000～5 000 mg/L。由實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知(圖4)，Ⅰ型調(diào)控劑1 000 mg/L適用于1～3 μm孔喉，2 000 mg/L適用于3～20 μm孔喉，3 000 mg/L適用于15～45 μm孔喉,5 000 mg/L適用于45～75 μm孔喉。隨著Ⅰ型調(diào)控劑使用質(zhì)量濃度的增加,有效架橋封堵的幾率也增加,可以封堵更大的孔喉。

圖4 納米級調(diào)控劑與孔隙匹配

3.2.2 驅(qū)替壓力調(diào)控劑注入性、封堵性實(shí)驗(yàn)

調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系的注入性和封堵性直接關(guān)系到整個(gè)技術(shù)應(yīng)用的成敗，所以需要對所篩選的調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系的注入性能和封堵性能進(jìn)行評價(jià)。

(1)實(shí)驗(yàn)條件。實(shí)驗(yàn)用油、水及劑為目標(biāo)油藏脫水原油、油藏注入水和微米級Ⅱ型調(diào)控劑。實(shí)驗(yàn)用巖心模型為填充砂管(滲透率為1 200×10-3μm2)，填砂管長為 50 cm，直徑為2.54 cm。實(shí)驗(yàn)溫度為目標(biāo)油藏地層溫度，60 ℃。注入速度為2.0 mL/min。注入量為1.0 PV。

(2)實(shí)驗(yàn)結(jié)果。結(jié)合油藏條件，開展室內(nèi)深部調(diào)驅(qū)調(diào)控劑體系的注入性和封堵性能評價(jià)實(shí)驗(yàn)，首先對巖心飽和水，測定水相滲透率；然后對巖心進(jìn)行老化后，開展水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，驅(qū)替至巖心注入壓力穩(wěn)定后，轉(zhuǎn)調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系，觀察注入壓力的變化。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果可知(圖5～6)：隨調(diào)控劑體系質(zhì)量濃度的增加，調(diào)控劑注入壓力增幅和后續(xù)水驅(qū)注入壓力增幅不斷提升；隨著調(diào)控劑體系質(zhì)量濃度的增加，調(diào)控劑封堵率不斷增加；低質(zhì)量濃度運(yùn)移性好，高質(zhì)量濃度封堵能力強(qiáng)，現(xiàn)場根據(jù)注入壓力上升幅度，在1 500～5 000 mg/L之間進(jìn)行質(zhì)量濃度選擇。

圖5 調(diào)控劑質(zhì)量濃度與注入壓力增加幅度關(guān)系

圖6 調(diào)控劑質(zhì)量濃度與封堵率關(guān)系

3.2.3 驅(qū)替壓力調(diào)控劑雙管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

儲層的非均質(zhì)性對驅(qū)油效果具有直接的影響。結(jié)合儲層非均質(zhì)性，開展室內(nèi)的雙管驅(qū)油評價(jià)實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)條件、實(shí)驗(yàn)步驟以及實(shí)驗(yàn)結(jié)果如下。

(1)實(shí)驗(yàn)條件。填砂管長為50 cm，直徑為2.54 cm。巖心滲透率為(1 200×10-3μm2/580×10-3μm2)，極差約為2。地層脫水原油；注入速度為1 mL/min。調(diào)控劑體系質(zhì)量質(zhì)量濃度為3 000 mg/L。

(2)實(shí)驗(yàn)步驟及結(jié)果。基于上述的實(shí)驗(yàn)流程及實(shí)驗(yàn)裝置，按照實(shí)驗(yàn)方案設(shè)計(jì)要求，開展調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系雙管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，實(shí)驗(yàn)過程中，結(jié)合油藏條件，首先測定巖心飽和水的水相滲透率；然后測定巖心飽和油的含油飽和度，在此基礎(chǔ)上對飽和油后的巖心進(jìn)行老化24 h，最后開展水驅(qū)實(shí)驗(yàn)，驅(qū)替至巖心出口含水98%后，轉(zhuǎn)注調(diào)控劑深部調(diào)驅(qū)體系，驅(qū)替調(diào)控劑體系0.6 PV(0.3 PVⅠ型調(diào)控劑+0.3 PVⅡ型調(diào)控劑)，轉(zhuǎn)注水驅(qū)至巖心出口含水98%。實(shí)驗(yàn)過程中觀察注入壓力的變化以及巖心出口產(chǎn)出水、產(chǎn)出油的量，計(jì)算采收率、含水率及注入壓力變化。實(shí)驗(yàn)結(jié)果(圖7)：水驅(qū)高滲水驅(qū)采收率為57.35%，低滲采收率為2.06%，總采收率為29.7%。后期注入0.6 PV調(diào)控劑體系，高滲采收率為67.43%，提高采收率10.1%，低滲采收率為11.89%，提高采收率 9.83%；轉(zhuǎn)后水驅(qū)，高滲和低滲采收率基本沒有變化，其最終采收率為40.02%。

圖7 驅(qū)替壓力調(diào)控劑雙管驅(qū)油實(shí)驗(yàn)

4 現(xiàn)場試驗(yàn)及結(jié)果

4.1 試驗(yàn)井區(qū)深部調(diào)控工藝

(1)深部調(diào)控思路。盤古梁區(qū)長6層提出注入不同粒徑、不同強(qiáng)度的驅(qū)替壓力調(diào)控劑，在多孔介質(zhì)或裂縫中實(shí)現(xiàn)封堵，能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度；先注入較小粒徑的Ⅰ型調(diào)控劑，封堵強(qiáng)度適中，注入性好，利于深部調(diào)驅(qū)；再注入較大粒徑Ⅱ型調(diào)控劑，封堵能力強(qiáng)，更利于進(jìn)一步提高有效驅(qū)替壓力。該深部調(diào)控工藝改變深部局部流場，擴(kuò)大深部波及體積，重建深部驅(qū)替壓力梯度，驅(qū)動更多的深部剩余油。

(2)深部調(diào)驅(qū)范圍。注水地層的“深部”是由注水地層的壓降梯度分布曲線決定的。具體到各個(gè)區(qū)塊，“深部” 所指具體距離不同需要根據(jù)計(jì)算確定。通過油水井動態(tài)資料，采用現(xiàn)代滲流理論為基礎(chǔ)，用解析法和數(shù)值模型迭代法，計(jì)算油水井間的驅(qū)替壓力梯度分布。從壓力梯度分布曲線看，井距60 m以上曲線變緩為遠(yuǎn)井地帶，壓力梯度小于0.1 MPa/m，60 m以上可達(dá)到深部目的，因此建議堵劑放置位置到60 m。

(3)堵劑選擇及用量。堵劑的選擇主要受地層溫度和注入水礦化度的影響。地層溫度為60 ℃，地層水礦化度為86 260 mg/L。在此溫度和礦化度條件下，適合的堵劑為驅(qū)替壓力調(diào)控劑。Ⅰ型調(diào)控劑初始粒徑(D50)為3～30 μm,Ⅱ型調(diào)控劑初始粒徑(D50)為30～300 μm。室內(nèi)物模實(shí)驗(yàn)研究表明，充分調(diào)剖后調(diào)驅(qū)劑用量在0.01～0.03倍孔隙體積投入產(chǎn)出比最高。試驗(yàn)設(shè)計(jì)調(diào)驅(qū)井 5口，實(shí)際按設(shè)計(jì)正常施工井 5口。區(qū)塊動用孔隙體積233.41×104m3，5口注水井調(diào)驅(qū)用量26 409 m3，占井區(qū)動用孔隙體積的0.012 PV(表2)。在注入過程中，根據(jù)壓力變化及動態(tài)響應(yīng)，及時(shí)調(diào)整藥劑質(zhì)量濃度。

表2 試驗(yàn)井設(shè)計(jì)調(diào)控劑用量表

4.2 現(xiàn)場試驗(yàn)

試驗(yàn)區(qū)正常施工井5口井，采用在線注入方式施工，第一段塞注入Ⅰ型驅(qū)替壓力調(diào)控劑，注入?yún)?shù)為1 000 mg/L；第二段塞注入Ⅱ型調(diào)驅(qū)劑，注入?yún)?shù)為2 000～3 000 mg/L。第一段塞Ⅰ型調(diào)驅(qū)劑注入壓力先降后升；第二段塞Ⅱ型調(diào)驅(qū)劑注入壓力持續(xù)上升，注入后期單井P57-*4井注水壓力高，停止注入，井組整體壓力上升幅度較好(圖8)。

圖8 盤古梁長6層驅(qū)替壓力調(diào)控劑井組水井壓力變化曲線

采出端對比正常遞減情況，第一段塞使用低質(zhì)量濃度小粒徑調(diào)控劑降遞減控含水效果好，第二段塞使用高質(zhì)量濃度大粒徑調(diào)控劑效果變差，但是從整體注入前后對比，遞減、含水上升幅度明顯減小。調(diào)剖后水井油壓從14.9 MPa上升到15.6 MPa，提高了0.7 MPa；井組含水從64.7%下降到63.4%，含水率平均下降1.3%；月含水上升幅度由0.32%下降到-1.6%，上升幅度減小了1.92%；通延緩含水上升速度，提高水驅(qū)開發(fā)效果。

5 結(jié) 論

(1)針對盤古梁區(qū)長6層特低滲透油藏水驅(qū)前緣突破后，含水上升速度快，產(chǎn)油量遞減大，產(chǎn)能損失嚴(yán)重問題，提出注入不同粒徑、不同強(qiáng)度的驅(qū)替壓力調(diào)控劑，在多孔介質(zhì)或裂縫中實(shí)現(xiàn)封堵，能夠有效建立油水井的驅(qū)替壓力梯度，從而改變局部流場，擴(kuò)大波及體積，驅(qū)動更多剩余油的技術(shù)思路。

(2)調(diào)控劑是丙烯酰胺單體、交聯(lián)劑反相共聚的圓球型顆粒，變形性好，封堵機(jī)理是在孔喉處吸水膨脹架橋滯留，產(chǎn)生堵塞。與常用調(diào)驅(qū)劑對比，提高共聚單體含量，測試抗拉強(qiáng)度為0.9 MPa、抗壓彈性模量為0.05 MPa；在保證運(yùn)移性的情況下，提高其封堵能力。

(3)現(xiàn)場試驗(yàn)5井組，調(diào)剖后水井油壓從14.9 MPa上升到15.6 MPa，提高0.7 MPa，井組含水從64.7%下降到63.4%，含水率平均下降1.3%，月含水上升幅度由0.32%下降到-1.6%，有效提高深部驅(qū)替壓力梯度，迫使局部液流發(fā)生轉(zhuǎn)向，驅(qū)動更多區(qū)域的剩余油，有效延緩含水上升速度，提高水驅(qū)開發(fā)效果。