复杂断块深部调驱技术研究与应用

李晨毓 赵海林 辛启魏 陈彦军 周正奇 周慧智

（1.中国石油冀东油田分公司，河北唐山 063004；2.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062552）

复杂断块深部调驱技术研究与应用

李晨毓1赵海林1辛启魏1陈彦军2周正奇2周慧智2

（1.中国石油冀东油田分公司，河北唐山 063004；2.中国石油华北油田分公司，河北任丘 062552）

针对柳赞油田深层油藏储层非均质性严重、综合含水上升快的特点，开展了组合段塞深部调驱注入体系、段塞优化设计和地面注入工艺研究。研究确定注入调驱体系为凝胶微球和中高温酚醛树脂交联聚合物体系交替注入，采用地面配注工艺流程，便于调驱的分层轮换注入与参数调整控制。截止到2013年5月底，试验区不计递减累计增油9 800 t，计算递减累计增油16 960 t。

复杂断块油藏；组合段塞调驱；调驱地面注入工艺

柳赞油田深层油藏以多层断块油藏为主，油层埋藏深，储层非均质性强，属于复杂断块油藏。经过长期注水开发，油藏层间矛盾突出、水驱动用程度低，水驱效果较差。柳赞油田深层油藏经过多轮次调剖，取得较好效果，但随着调剖轮次的增加，增油效果变差，需要研究试验深部调驱技术以进一步改善油藏开发效果。通过综合分析，优选柳28-1断块开展先导试验。

1 油藏概况

柳赞中区柳28-1断块埋藏深度2 440～3 450 m，含油井段长，纵向上自上而下划分2个油组33个小层，孔隙度平均为22%，渗透率平均为73.2 mD，为中孔中渗、天然能量不足的常规稀油油藏。

截至2010年1月底，区块目前共有油井6口，开井4口，断块日产油13.9 t，综合含水92.4%，采油速度为0.52%；累计采油21.38×104m3，采出程度22.1%；有注水井5口，开4口，日注水量251 m3，累积注水52.7×104m3，月注采比1.3，累积注采比0.82。

综合考虑柳28-1断块油藏基础条件、储藏物性等条件、注采井网基本完善以及油井注水效果，认为该油藏适宜开展规模调驱［1-4］。

2 注采井网与层系设计

针对柳赞中区柳28-1断块油藏特点，目的层系与井网的筛选考虑以下原则：（1）储层发育稳定，注采井网完善，具有较高的水驱控制程度，注水见效明显；（2）油层较发育，剩余储量丰度高；（3）注采井段相对较为集中；（4）整体部署，提高整体增油效果；（5）充分利用现有井网，调驱与注水结合，尽可能控制较多的受效井点，提高调驱效果；（6）调驱井尽量部署在水驱突进严重的高渗带及优势渗流通道上；（7）井筒状况良好，能够满足调驱施工需要。

依据柳28-1断块油藏地质特点、注采完善调整方案和注水井网实际情况，并集合中高温调驱体系技术要求，优选主力油层发育集中的Es33Ⅱ（2）砂组为调驱主要目的层，优选柳28-3、柳28-4、柳28-11 等口注入井为调驱施工井。

3 深部调驱参数优化设计

为了进一步提高深部调驱效果，降低成本，研究了组合段塞调驱注入工艺，并根据油藏地质特征和单井具体情况，进行了多段塞优化设计。

3.1 调驱体系选择

经过室内研究和现场试验，选取酚醛树脂中高温交联体系和凝胶微球相结合为主，预交联颗粒、无机凝胶为辅的中深层组合段塞调驱体系。

3.2 段塞优化设计

采用CMG软件STARS模块进行数值模拟，建立井组模型通过历史拟合和合理预测，优选注入段塞大小、组合段塞不同体积比、交替注入轮次、注采速度等参数，预测驱油提高采收率幅度、含水下降等开发指标，为柳中Es32+3油藏开展组合段塞深部调驱提高采收率提供经济评价依据。

3.2.1 尺寸优化 通过室内实验和现场应用优选凝胶微球和交联聚合物浓度为2 000 mg/L，凝胶微球和交联联聚合物交替注入1个轮次，在储层条件一定的条件下，考虑试验区的经济效益，最佳注入段塞尺寸为0.3PV时 提高采收率幅度最高（图1）。

图1 提高采收率幅度随注入PV数变化曲线

3.2.2 体积比优选 段塞总体积0.3 PV、凝胶微球2 000 mg/ L、交联聚合物2 000 mg/ L，考察凝胶微球和交联聚合物体积比对开发效果的影响，方案设计参数和预测技术经济指标如表1。

表1 “凝胶微球+交联聚合物”不同体积比方案参数

结果表明，在注入体积不变的情况下先注入凝胶微球后注入交联聚合物的方案优于先注入交联聚合物后注入凝胶微球，交联聚合物和凝胶微球为体积比2:1时的情况下，经济指标最优，提高采收率与增油量与药剂投入比最高。

3.2.3 交替注入轮次的优选 段塞注入体积0.3 PV、凝胶微球、交联聚合物浓度2 000 mg/ L，凝胶微球和交联聚合物体积比为2:1，设计5、10、15、20个轮次。从模拟结果（图2）可以看出：总注入体积比不变的情况下，各方案中多轮次注入方案的效果都要好于单一轮次方案。主要原因是多轮次交替注入后，可以使凝胶微球和交联聚合物更好地发挥协同效应。调驱段塞交替轮次越多，提高采收率的程度越高，但轮次大约15以上增加幅度较小，为便于现场实施，推荐3个月进行轮换。

图2 不同交替轮次方案提高采收率的变化

3.2.4 注入速度优化 根据注入段塞的优选结果，分别对0.06，0.08，0.10，0.12 PV/a等5个注入速度进行了优选。数据（图3）表明注采速度的变化对提高采收率值的影响较小，当注采速度为0.08 PV/a时指标最好，且考虑区块的采油速度及带来的经济效益，在注入能力允许条件下，建议适当加大注入速度，推荐注入速度为0.08～0.10 PV/a。

图3 不同注采速度优化方案提高采收率的程度变化

3.3 推荐方案效果预测

根据室内实验、数值模拟和经济优化的结果，在柳赞中区柳28-1断块矿场采用清水配置母液、清水稀释注入，凝胶微球和交联聚合物体积比为2:1，交替轮次推荐3个月进行轮换，注入速度为0.08～0.10 PV/a，采用2级段塞注入方式，至2013年水驱可采储量27.4×104t，与调前相比，增加水驱可采储量1.59个百分比，提高采收率1.6个百分点，预计10年内累计增油4.14×104t。

4 调驱地面施工工艺

根据柳赞中区柳28-1断块油藏地质特点、体系特性、周围环境及工艺设计原则，注入方式优选：注入井集中配液，采用单泵对单井的注入方式（图4）。

图4 注入流程示意图

该施工注入工艺具有如下特点：（1）便于现场注入参数的调整。（2）工艺管线流程短、便于安装，安全系数高。（3）不打乱原注水工艺系统，调驱结束后可以尽快地恢复生产。（4）撬装设备可重复使用。（5）便于调驱的分层轮换注入与过程调整控制。

5 矿场试验

柳28-1断块于2010年6月开展整体调驱，共部署调驱井3口，目前3口井全部进入现场施工。到2013年5月底，累计注入调剖调驱剂18.57×104m3，综合含水由调前83.2%最低降至76.1%，对应见效油井4口，生产邻井油井L28-1井6月14日调驱见效（图5），日产油由6.25 t增加到12.5 t，综合含水由56.9%降至0%，不计递减累计增油2 628 t。截止到2013年5月底试验区不计递减累计增油9 800 t，计算递减累计增油16 960 t。

图5 见效井L28-1井采油曲线

6 结论

（1）根据柳中油藏地质特征，选取酚醛树酯中高温交联体系与凝胶微球相结合为主，预交联凝胶颗粒、无机凝胶为辅的中深层组合段塞调剖调驱体系，取得了较好的降水增油效果。

（2）调驱地面注入工艺的应用，便于调驱的分层轮换注入与过程调整控制，提高了施工质量。

（3）该深部调驱技术的现场实施将为提高南堡陆地单井产量、提高油藏的采收率探索新的关键技术和方法。

［1］ 徐梅，谢更飚，张海涛，等.复杂断块油田高含水区块剩余油研究及挖潜对策［J］.内蒙古石油化工，2007（1）：89-91.

［2］ 郭吉清，郑家朋，李晨毓，等.段塞组合驱在冀东复杂断块油藏的研究与实践［J］.油气井测试，2012，（3）：29-31.

［3］ 纪朝凤，葛红江.调剖堵水材料研究现状与发展趋势［J］.石油钻采工艺，2002，24（1）：54-57.

Research and application on deep profile control technology in complex fault block reservoir

LI Chenyu1, ZHAO Hailin1, XIN Qiwei1, CHEN Yanjun2, ZHOU Zhengqi2, ZHOU Huizhi2
（1. Jidong Oilfield,Tangshan063004,China; 2. Huabei Oilfield Company,Renqiu062552,China）

Combination slug deep profile control injection system, slug optimization design and ground injection technique study were conducted aiming at severe heterogeneity of reservoir and quickly rising of comprehensive water cut in Liuzan oilfield. The injection profile control system is determined to be gel microspheres injection in alternating with high temperature phenolic resin cross-linked polymer system, and ground injection allocation process was adopted to make the layered rotation injection and parameter adjustment control easier. By the end of May, 2013, the cumulative incremental oil of test area is 9800t without taking the decrease into account while calculating decrease the value is 16 960 t.

complex fault block reservoir; combination slug flooding; ground injection technique of profile control

李晨毓，赵海林，辛启魏，等. 复杂断块深部调驱技术研究与应用［J］.石油钻采工艺，2013，35（5）：104-106.

TE 357.8

：A

1000–7393（2013） 05–0104–03

李晨毓，1984年生。2003年毕业于武汉大学生物技术专业，现从事调剖调驱方向研究工作，助理工程师。电话：0315-8768022。E-mail：jdzc_lichy@petrochina.com.cn。

2013-06-12）

〔编辑 付丽霞〕