渤海油田區塊整體調驅技術研究及應用

楊會峰，凌 卿，孟國平，賈永康，鞠 野，張文喜

（1.中海油服油生事業部增產中心，天津 300459；2.中海石油（中國）有限公司天津分公司，天津 300457）

渤海大多數油田經過多年的強注強采導致油藏普遍發育水竄通道，層間、層內和平面矛盾日益突出，非均質性加劇，注水形成無效循環，含水率快速上升，大部分油井處于中高含水率階段，油井產量遞減明顯，亟待開展穩油控水措施[1-4]。調驅技術作為渤海油田穩油控水的一項重要技術，在渤海油田廣泛應用；但往往單井組開展調驅作業不僅作業效率低，而且效果難以保障，井間干擾嚴重，油井見效率低，增油無法達到預期效果[5-7]。區塊整體調驅技術采用砂體整體綜合治理思路，一井一策、優化篩選最優調驅體系，多井組同時開展作業[8-9]，采用集成式在線調驅注入工藝，縮減設備占地面積的同時，提高作業效率，提升作業質量。本文進行了室內評價實驗優選整體調驅體系，采用了整體調驅設計方法，現場試驗效果良好。

1 目標砂體開發現狀和解決思路

1.1 開發現狀

K 油田X 砂體屬于受斷層控制的構造巖性油藏，該砂體含油面積1.53 km2，有效厚度7.2 m。平均孔隙度28.1%，滲透率在88.1～3 812.0 mD，平均1 044.0 mD，滲透率平面級差7.6，差異顯著。砂體東南部物性好，西北部物性差。該砂體為3 注4 采井網，油井：O1、O2、O3、O4，水井：W1、W2、W3，井位及其對應滲透率和油井含水率分布見圖1，其中W2井有一層厚0.5 m、3 000.0 mD的高滲層。氯根化驗結果判斷所有油井均已注入水突破，含水率呈快速上升趨勢。作業前油井綜合含水率90.8%。該砂體探明石油地質儲量177.67×104m3，累計產油75.43×104m3，累計采出程度42.45%，局部剩余油富集，具有較好的挖掘潛力。該區塊相對封閉，注采關系對應明顯，適合開展整體調驅措施。

圖1 井位、滲透率和含水率分布圖

1.2 存在問題及解決思路

根據X 砂體的開發現狀，綜合考慮區塊孔滲分布和儲層矛盾，決定采取“堵+調”相結合的思路進行整體調驅，堵：注入封竄段塞，對儲層優勢通道/高滲條帶進行預處理；調：注入深調段塞，對儲層深部次級通道進行封堵。通過“封竄+深調”組合段塞，處理油藏不同位置的竄流問題，改善儲層深部流場轉向，擴大注水波及體積，減少無效水循環，提高區塊整體采收率（表1）。

2 實驗評價

2.1 實驗材料

實驗藥劑：水基微球，WS-1 平均粒徑0.35 μm，WS-2 平均粒徑3.80 μm；普通油基微球NM-2，平均粒徑1.50 μm；乳液聚合物、交聯劑、助劑，均由中海油田服務股份有限公司提供。

實驗材料及設備：天平（0.000 1 g）；燒杯；膠頭滴管；攪拌器；激光粒度儀；均質巖心（滲透率700.0 mD）；雙層非均質巖心（滲透率500.0 mD 和3 000.0 mD）；高溫高壓巖心驅替裝置；哈克流變儀等。

實驗用油為油田油樣，實驗用水為油田生產水，離子組成見表2。

2.2 實驗評價與結果

2.2.1 水基微球

（1）評價注入性和封堵性。將0.5%的水基微球WS-1、WS-2 和普通油基微球NM-2，以0.5 mL/min 注入700.0 mD 的均質巖心，模擬評價三種微球在X 砂體中的注入性。然后將注入性評價后的巖心在油藏條件下放置15 d，后續水驅6 PV，模擬評價三種微球在X砂體中的封堵性，實驗結果見圖2、表3。

表3 三種微球阻力系數和殘余阻力系數結果

圖2 微球注入性和封堵性評價結果

由圖2、表3 可知，水基微球WS-1 和WS-2 在模擬X 砂體油藏滲透率的巖心中的阻力系數均小于2.0，注入性明顯優于普通油基微球NM-2。就封堵性而言，普通油基微球NM-2 的殘余阻力系數達到22.0，封堵性最好；但水基微球WS-1 和WS-2 的殘余阻力系數仍達到8.2 和13.0，表明兩種水基微球的封堵能力也較強，可以滿足作業需求。綜上，綜合考慮注入性和封堵性，水基微球WS-1 和WS-2 在X 砂體的適配性更好，不僅解決了常規調驅劑在中低滲油藏注入難的問題，還能提供較強的深部封堵作用。

（2）評價提高采收率能力。采用均質巖心，評價水基微球WS-1、WS-2、普通油基微球NM-2 以及水基微球WS-1+WS-2 組合體系的提高采收率能力，實驗條件見表4，實驗結果見圖3、表5。

表5 不同微球體系提高采收率結果

由圖3、表5 可知，水基微球體系的提高采收率能力（14.84%、12.10%）均強于普通油基微球NM-2（9.63%），水基微球組合體系的提高采收率能力最強（18.30%），比普通油基微球采收率增幅提高8.67 個百分點。分析原因，大粒徑水基微球主要依靠單個顆粒封堵孔喉，小粒徑水基微球則通過多個顆粒自聚集粘連的顆粒簇封堵孔喉，這種半剛性的封堵作用較強，能更高效地提高后續注水波及體積。油基納米微球則是顆粒通過吸水膨脹封堵孔喉，隨著注入壓力增加，吸水膨脹的微球會被壓縮變形通過孔喉，因此，其封堵作用稍弱于水基微球。水基微球組合體系則是先采用大粒徑水基微球對較大的孔喉進行封堵，隨后注入的小粒徑水基微球單個顆粒或多個聚集成團封堵較小的孔喉，對不同尺寸的孔喉均具有良好的封堵作用，因此，其提高注水波及體積最大，提高采收率效果最好。

2.2.2 初低黏緩凝凝膠

（1）評價成膠性能。配制不同濃度的凝膠溶液，放置在油藏溫度恒溫箱中，定期觀測凝膠狀態并測量黏度，實驗結果見圖4。

圖4 不同凝膠體系成膠性能評價

由圖4 可知，綜合考慮現場作業安全性、成膠效果和凝膠性能需求，優選適用于X 砂體W2井的凝膠體系為0.9%初低黏緩凝凝膠體系：0.9%乳液聚合物+0.3%交聯劑+0.3%助劑。該體系初始凝膠溶液初始黏度10 mPa·s，初凝時間3 d，完全成膠時間7 d，膠體黏度12 000 mPa·s；實驗結果表明該凝膠體系初始黏度低、初凝時間長，保障了注入性的同時保證了注入安全；完全成膠后膠體強度大，封堵作用強，滿足封堵W2井高滲條帶需求。

（2）評價注入性和封堵性。按照上述濃度配制好的凝膠體系，以0.5 mL/min 注入500.0 mD 和3 000.0 mD的雙層非均質巖心，模擬評價優選凝膠在W2井的注入性。然后將注入性評價后的巖心在油藏條件下放置15 d，進行后續水驅6 PV，模擬評價優選凝膠在W2井的封堵性，實驗結果見圖5、表6。

表6 凝膠體系注入性和封堵性評價結果

圖5 凝膠體系注入性和封堵性曲線

由圖5、表6 可知，注入阻力系數最高為11.16，優于常規的高黏凝膠注入性（阻力系數一般不小于20.00），巖心各處的封堵率均大于85.00%，殘余阻力系數在10.00 左右，表明凝膠體系具有良好的注入性、封堵性、耐沖刷性和深部運移性。

2.2.3 凝膠+微球復合體系 采用兩層非均質巖心，評價單一凝膠體系、凝膠+微球復合體系的提高采收率能力，以便優選作業組合體系，實驗條件見表7，實驗結果見圖6、表8。

表8 不同體系提高采收率結果

圖6 不同體系的驅油效果

由圖6、表8 可知，初低黏緩凝凝膠+水基微球復合體系的提高采收率能力強于單一的凝膠體系，其采收率增幅比單一凝膠體系的高7.3 個百分點。分析原因，該復合體系主要是通過發揮凝膠強封堵和水基微球深調的協同作用，先注入的凝膠溶液沿著巖心高滲層驅替，并在巖心高滲層中成膠，對高滲層形成了有效封堵，使得后續微球驅/水驅主要沿著巖心低滲層驅替，有效啟動了水驅階段未動用的低滲層，且后續注入的水基微球可對巖心低滲層的次級水通道形成一定的封堵，進一步擴大注水波及體積，從而實現更高的采收率。

3 方案設計

3.1 用量設計

3.1.1 調驅總量設計 根據體積法計算X 砂體整個措施區塊調驅段塞用量體積，體積法具體計算公式為：

式中：V－區塊整體調驅段塞總體積，m3；R－區塊整體外沿半徑，取調驅井組平均油水井距，m；h-調驅層厚度，m；Φ-孔隙度；η-注入孔隙體積倍數，當η 取0.08 時，達到最優投入產出比。按照上述公式計算區塊整體調驅總體積為67 600 m3。

3.1.2 單井用量設計 根據權重系數法劈分X 砂體單井調驅段塞用量，具體計算公式為：

式中：V-整體調驅用量，m3；Vi-區塊每口水井調驅用量，m3；wi-每口水井調驅用量占比，相加等于1；α-水井注水控制面積權重，β-水井注水量權重，α+β=1；Ai-每口水井注水控制面積占比，相加等于1；Bi-每口水井注水量占比，相加等于1。按照上述公式計算每口水井調驅用量分別為W1：22 000 m3、W2：18 000 m3、W3：27 600 m3。

3.1.3 單井封竄段塞及深調段塞用量設計 根據體積法計算X 砂體單井封竄段塞及深調段塞用量，體積法具體計算公式為：

3.2 段塞設計

結合X 砂體油藏情況和室內實驗評價結果，W1和W3井設計了3 段塞式：（1）試注段塞：0.1%～0.7%的水基微球WS-2；（2）封竄段塞：0.3%～0.7%的水基微球WS-2 調驅段塞；（3）深調段塞：0.1%～0.4%的水基微球WS-1。W2井設計了4 段塞式：（1）試注段塞1：0.6%～0.9%的乳液聚合物；（2）封竄段塞：0.6%～0.9%乳液聚合物+0.2%～0.3%交聯劑+0.2%～0.3%助劑；（3）試注段塞2：0.2%～0.7%的水基微球WS-1；（4）深調段塞：0.2%～0.7%的水基微球WS-1。

3.3 注入工藝設計

考慮海上平臺作業空間受限，且三井同時作業，采用了集成式在線注入工藝，其中凝膠調剖作業采用集成式在線調剖注入撬，相對于常規的在線調剖設備，其占地面積縮減了60%；微球調驅作業采用集成式在線調驅注入撬，相對于常規的在線調驅設備，其占地面積縮減了50%。實現作業全部在線注入的同時，作業設備集成化程度高、智能顯示、操作簡單，減少了調驅作業對平臺其他作業的影響，節約人力和時間。

4 礦場應用及效果評價

4.1 區塊整體見效情況

X 砂體整體調驅作業施工后，4 口油井陸續全部見效，作業期間已累計增油9 599 m3，作業后區塊仍保持日凈增油50.42 m3，區塊整體含水率下降8.0%，整體調驅措施穩油控水效果明顯。

4.2 典型油井見效情況

整體調驅作業施工半個月后O3井開始見效，作業期間該井累計增油8 100 m3，該井最高日凈增油41.38 m3，含水率最高下降21.2%，該井已持續見效11個月，且仍保持日凈增油39.50 m3的良好受效態勢，其受效情況見圖7。

圖7 典型井受效情況

4.3 水井情況

施工過程中，3 口水井均持續緩慢升壓，視吸水指數降低，表明藥劑在油藏中的封堵作用逐步加強，其中W1井升壓4.8 MPa，視吸水指數下降58.6%；W2井升壓3.5 MPa，視吸水指數下降25.2%；W3井升壓7.6 MPa，視吸水指數下降85.9%。

4.4 流場改善情況

施工前，W1、W3井向O3、O4方向發育水竄通道，W2井向O1方向發育水竄通道，整個砂體的大部分注水沿著水竄通道形成無效水循環。施工后，O1、O2、O3、O44口油井含水率均降低，尤其是中心井O3井平均含水率下降18.0%，最高含水率下降21.2%；表明作業后，藥劑體系在X 砂體的水竄通道中形成良好的封堵作用，致使砂體深部液流發生轉向，提高了注水波及控制面積，流場改善效果明顯。

5 結論

（1）為解決渤海K 油田X 砂體高含水率和含水率快速上升問題，開展了“水基微球”和“初低黏緩凝凝膠”的在線調驅體系評價實驗。結果表明，在線調驅體系均具備良好的注入性、封堵性和提高采收率能力；其中水基微球組合體系相比普通油基微球調驅體系采收率增幅提高8.67 個百分點，“初低黏緩凝凝膠+水基微球”復合體系相比單一凝膠體系的采收率增幅提高7.3個百分點。

（2）根據室內評價結果，結合渤海K 油田X 砂體的油藏問題，設計了區塊整體調驅方案。礦場應用結果表明：在線調驅體系注入性良好、水井緩慢起壓；封堵性良好、水井視吸水指數降低；整體調驅作業施工后，油井全部見效，施工期間已累計增油9 599 m3，技術有效期已超過11 個月，作業后仍保持日凈增油50.42 m3，整體調驅措施穩油控水效果明顯。

（3）渤海K 油田X 砂體整體調驅技術在海上高含水率、非均質性強和滲透率差異顯著的區塊具有良好的適用性，其整體調驅方案設計方法可為海上類似區塊開展穩油控水措施提供借鑒。