深部調驅在海上老油田控水穩油中的應用

張彩旗，李 超，蘇 毅，楊志成，吳東明

（中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300459）

海上油田隨著開發時間的延長，部分油田進入高含水率階段，高含水率階段提液是進一步挖潛剩余油的有效手段，但是海上油田受平臺處理設施、海管管輸、注水量等多方面限制，大幅度提液受到一定的限制，且油田經過長期的注水開發，形成優勢滲流通道，導致注入水無效循環，生產能耗大，因此如何在控制采出液含水率的前提下，經濟有效的動用剩余油已成為海上老油田可持續穩產上產的重要課題。實踐證明，深部調驅技術是一種行之有效的控水穩油技術，目前以弱凝膠、預交聯凝膠以及聚合物微球調剖為主，并在我國長慶、延長及海上油田取得了良好的應用效果[1-5]。但針對層內、層間非均質性嚴重，強水洗、液量大的特高含水率油藏而言，單一調剖體系封堵效果不佳，無法滿足現場需求。本次采用的是超分子非連續性調控劑，對低效水循環區域進行調整，實現微觀液流轉向，提高微觀波及體積和波及效率，從而實現控水增油的目的。

1 油田概況

1.1 地質油藏特征

Q 油田主力油層發育于明化鎮組下段，油氣藏埋深為1 580～2 100 m。縱向分為8 個油組，主力油組為2、3、8 油組。儲層平均孔隙度為28.2%、平均滲透率為1 336 mD、原油黏度為1.05～5.83 mPa·s，屬于高孔高滲油層。油田自2000 年投入開發，采用反九點井網注水，經過20 多年的開發，采出程度接近40.0%，其中主力油組采出程度已達40.6%，綜合含水率96%，已處于“雙特高”開發階段。由于儲層非均質性較強，注入水易沿高滲透條帶突進，經過長期的注水開發，形成優勢滲流通道，導致注入水無效循環，開發效果逐漸變差。

1.2 目標井組分析

結合油田吸水剖面、示蹤劑解釋、飽和度測井、剩余油數值模擬等研究手段，對剩余油分布規律進行了分析，其剩余油分布存在“整體分散、局部富集”的特征（圖1），通過優勢滲流通道識別，對主力油組各油組的優勢滲流通道進行定量識別（表1）。通過綜合研究發現Ⅱ、Ⅷ油組油層下部已水淹，剩余油主要位于油層上部及水驅控制不到區域，局部優勢滲流通道發育。基于剩余油分布規律和優勢滲流通道識別結果，優選P16井組開展深部調驅，P16 井組一線受效井共3 口（P10、P15、P22），單井含水率在95%～99%，進一步提高波及、控水穩油的需求強烈。

表1 主力油組優勢滲流通道定量識別

圖1 主力油組剩余油厚度圖

2 方案設計與研究

2.1 調驅整體思路

常規調驅工藝措施半徑小，注入量小，無法動用地層深部剩余油，且存在注水繞流風險。本次調驅的思路是采用非連續性調控劑對低效水循環區域進行調整，實現微觀液流轉向，提高微觀波及體積和波及效率，利用超分子調控劑對深部水竄通道進行封竄，再使用納米調控劑進行深部調驅，提高采收率。

2.2 調驅體系設計

2.2.1 調控劑設計 調控劑的設計需要根據不同油藏的不同地質特點來進行，滿足“進得去、堵得住、移得動”的特性。根據油藏溫度、地層水和注入水礦化度、水型、原油黏度、注水井和生產井狀況，選擇超分子調控劑體系，其具有以下四個特點：（1）復雜的、有組織的聚集體，存在不同拓撲結構；（2）保持一定完整性，具有明確的微觀結構和宏觀特性；（3）鍵接方式不同于普通微球體系，通過非共價鍵相連接；（4）對外界一定的刺激作出響應，能恢復起始狀態。超分子調控劑體系微觀呈現空間網狀結構，通過電荷相互作用連接，形成較大的體型形態。調控劑內部可以通過大粒徑球體對小粒徑球體的吸引作用形成超分子結構，通過表面完全水化，使部分微球表現出表面正電性后與具有負電性的納米體系形成具有扭折功能的彈性體，遇到不能一起通過的孔喉時，可變形、拆散，通過后可重新黏結，具有更好的封堵調驅作用。

目前P16 井組水線推進速度為3.5～8.5 m/d，封竄段塞注入后，預計水線推進速度減至3.0～6.0 m/d。參考阻力系數圖版，初期采用注入濃度為3 500～4 000 mg/L的非連續性調控劑NCA-1 進行封堵段塞注入，先封堵大孔道，阻力系數達到35 以上后采用注入濃度為2 500～3 500 mg/L 的非連續性調控劑NCA-2，阻力系數達到25 以上，進行深部調驅。

2.2.2 注入性評價 調控劑初始粒徑和重新黏結后尺寸大小必須與油藏的孔隙半徑中值相匹配。Q 油田P16 井組孔喉直徑31 μm，為保證注入性及封堵性，初始粒徑小于孔喉直徑，膨脹后粒徑在孔喉直徑，經計算，要求初始粒徑小于4 μm，溶脹后粒徑大于10 μm。調控劑易注入到地層深部，溶脹后可實現對高滲透條帶的封堵。通過實驗對比發現：在200 mD 條件下具有較好的注入性；在400～4 700 mD 條件下比常規微球封堵性更強；對7 000 mD 以上滲透率巖心能產生一定封堵。

實驗結果顯示：水驅時模型中高滲區水突進明顯，注入NCA-1 后高滲區水突進受到抑制；注入NCA-2時，藥劑主要進入高滲區，部分進入低滲區，低滲區動用狀況明顯改善；在后續水驅過程中，低滲區微球會向高滲區流動，并且高滲區微球會向采出井流動，起到“擴大波及體積”調驅的作用。

2.3 工藝設計

2.3.1 調驅用量設計 開展不同注入PV 倍數增油量預測（表2），結合單位調控劑增油量及累增油指標，推薦注入0.12 PV（42 000 m3）。

表2 增油預測及經濟評價表

2.3.2 注入速度及段塞設計 考慮體系的注入性能、調驅效果以及排量過高，壓力上升快，不利于后續注入等，設計注入量為250 m3/d。設計多段塞注入，注入濃度及注入量見表3。

表3 注入段塞設計

3 礦場實施

P16 井組自2021 年2 月28 日開始試注，10 月26日完成注入，注入水相增黏劑3 t，分散劑1.5 t，液膜增強劑1.5 t，非連續性調控劑NCA-2 共72 t，非連續性調控劑NCA-1 共46 t，累計注入液量57 918 m3，達到設計注入量。調驅前后關井壓降曲線顯示，注入期間充滿度從0.87%上升至32.00%，調驅體系實現對水竄通道有效封堵。

調驅后，3 月22 日油井開始見效，降水增油效果明顯，單井平均降水2%～4%，日增油6～7 m3，截至2021年底，單井增油1 320～1 981 m3，累計增油5 108 m3（表4）。其中P15 井產液剖面顯示（圖2）：縱向各層產出情況明顯改善，說明調驅有效封堵了優勢滲流通道，擴大了波及體積。

表4 P16 井組受效井措施前后對比表

圖2 受效井P15 井調驅前后產液剖面對比

4 結論

（1）Q 油田已進入“雙特高”油田開發階段，采用超分子非連續性調控劑來實施深部調驅可以起到封堵大孔道，從而達到控水增油的目的，對于改善油田開發效果有顯著效果。

（2）礦場實踐證明，超分子非連續性調控劑具備“注得進、堵得住、移得動”的特性，具有良好的運移能力，能夠進入到地層深部，起到深部調驅的作用。

（3）P16 井組注入后，受效井均出現降水增油的效果，這是渤海首次在“雙特高”油田開展的深部調驅實驗，增油效果明顯（尤其是P15 井含水率由100%下降至96%），為渤海“雙特高”油田控水穩油及進一步提高采收率提供了借鑒。