中低渗油藏C2断块阜一段中高含水期调驱技术研究

李晓南，程诗胜，王康月，李 娟，黄 菊，刘 华，刘爱武，王景欣

(中国石化江苏油田分公司地质科学研究院，江苏 扬州 225009)

中低渗油藏C2断块阜一段中高含水期调驱技术研究

李晓南，程诗胜，王康月，李 娟，黄 菊，刘 华，刘爱武，王景欣

(中国石化江苏油田分公司地质科学研究院，江苏 扬州 225009)

C2断块进入开发后期，储层非均质性强，综合含水高，开发效果变差。针对C2断块的开发现状，开展了调驱技术研究。通过大量室内实验研究，优选出合适的调驱体系。实验结果显示：在134×10-3μm2天然岩心中，1200mg/L调驱剂的封堵率为83.35%，驱油效率为15.46%，表明其具有较强封堵能力和较高驱油效率。结合物模和数模的研究，优化调驱参数并制定油藏调驱方案。段塞结构为：前缘段塞1200mg/L凝胶，主体段塞1200mg/L聚合物，抗稀释段塞1500mg/L聚合物。经预测该调驱方案实施后可累计增油6355.8t，吨聚增油186.9t/t。

中低渗油藏 调驱 聚合物凝胶 提高采收率 江苏油田

我国处于高含水期的油田在提高原油采收率方面，目前仍然是以扩大注入水波及体积为主、提高注入水洗油效率为辅[1]。因此要提高水驱采收率，除调剖堵水外，必须借助三次采油的驱油剂提高洗油效率，这就是“2+3”采油技术[2]。赵福麟教授提出的“2+3”调驱技术，是以既能提高水驱油藏波及系数又提高洗油效率为出发点而提出的[3]。“2+3”采油技术驱油机理是由充分调剖技术和小规模而有效的三次采油技术组成[4]。

江苏油田油藏具有“小”、“碎”、 “贫”、 “散”的特点，这种复杂小断块油藏进入高含水期后，由于储层非均质性强和长期的注水冲刷形成井间优势通道，注水开发效果逐渐变差，常规开发措施难度变大，因此急需寻找一种技术来解决此问题。调驱技术是具有“调”和“驱”功能的三次采油技术，该技术可以有效改善油藏吸水剖面，提高驱油效率和波及体积，比较适合高含水开发后期油藏开发的调整。经调研发现，在江苏油田进行过一些调剖堵水的研究和现场实施[5-7]。本研究是主要围绕C2断块阜一段提高开发效果进行的(图1)。

图1 C2断块调驱井组

1 油藏概况

C2断块阜一段(E1f1)是基本统一油水界面的层状油藏，属于中孔-中渗-细喉型储层，层间非均质性严重，平均孔隙度19.6%，平均渗透率106×10-3μm2，原油性质中等，地层原油粘度为5 mPa·s，地层水为相对高盐地层水，矿化度为24 168 mg/L，油藏温度为89 ℃。

选定的调驱井组是C2-3井组和C2-10井组，这2个井组生产层系为C2块E1f1，对应的油井有12口，其中4口为新钻井，水井2口(图1)。

2 调驱体系配方研究

根据C2断块E1f1油藏高温高盐低渗的特点，通过大量室内实验研究，对多种调驱体系的基本性能和驱替性能进行评价，优化出适合该区块的调驱体系配方AQB-CLG。

该体系具有比较好的耐温耐盐性和长期稳定性，且在油藏条件下具有较好的注入性和提高采收率能力。

在天然岩心中研究不同浓度调驱体系AQB-CLG的封堵率和驱油效率。实验条件为：实验温度为89℃，实验用水是现场回注污水，注入速度为0.1 mL/min，注入量为0.3 PV调驱剂。对于驱油效率实验，水驱油直到产出液中含水率达到98%为止。实验结果见表1和表2。

表1 调驱体系封堵率实验结果

由表1实验结果可知，在注入调驱体系AQB-CLG后由于其物理强度以及在岩石表面的吸附使得后续水驱压力明显的上升，1 200 mg/L的调驱体系封堵率为83.35%，封堵效果较好。

表2 调驱体系驱油实验结果

由表2实验结果可知，1 200 mg/L的调驱体系AQB-CLG提高采收率为15.46%，驱油效果较好。调驱体系其物理强度以及在岩石表面的吸附对优势通道形成一定的封堵，使得液流转向，从而驱替更多的剩余油。

聚合物AP-P4浓度为1 200 mg/L在不同渗透率天然岩心中的注入性，随着天然岩心渗透率的增加，阻力系数和残余阻力系数在变小。在高渗557×10-3μm2岩心中，AP-P4聚合物的阻力系数较小，对于此类高渗通道应采用凝胶驱，对于低渗55.4×10-3μm2岩心，AP-P4聚合物仍然表现出较好的注入性，说明该聚合物在1200mg/L浓度下能够较好的注入地层，不易造成堵塞。

通过调驱体系的评价实验和岩心驱替实验研究，同时考虑该区块平均渗透率为106×10-3μm2，为了保证现场试验区块具有良好的注入性，优选出与C2断块E1f1油藏匹配的调驱体系AQB-CLG，其浓度为1 200 mg/L。

3 调驱方案优化

在保证目前选定井组注采井网不变的情况下，根据操作简单、管理方便、投入有效、降低风险的先导试验原则，基于前期的研究，对注入参数、段塞结构及尺寸等参数进行了优选，并对调驱效果进行了预测。

3.1注入浓度优化

在拟合岩心实验的基础上，制定以下4个浓度方案：800，1 000，1 200，1 500 mg/L。

图2 不同聚合物浓度累积产油量

由图2可见，随聚合物浓度从800 mg/L增大到1 500 mg/L，累计产油量越来越高，效果越来越好。综合考虑推荐主体段塞采用1 200 mg/L的聚合物溶液。同时为了对油层进行预处理，调整吸水剖面，在主体段塞前设计一定量的凝胶段塞，为了减弱后续注水对聚合物主体段塞的稀释作用，设计一个1 500 mg/L的聚合物溶液段塞。因此，调驱段塞分三段，段塞形式为前置调剖段塞+主体驱油段塞+后置段塞，其对应浓度形式：1 200 mg/L凝胶+主体1 200 mg/L聚合物溶液+1 500 mg/L聚合物溶液。

3.2段塞组合与注入量优化

为达到调驱目的，注入量的设计在经验方法的基础上采用数值模拟方法计算、比较和优化。根据设计主体浓度为1 200 mg/L，设计了不同段塞量的6套方案。6套方案中C2-10井和C2-3井调驱剂总量分别为0.0 5PV和0.05 PV、0.1 PV和0.1 PV、0.15 PV和0.1 PV、0.15 PV和0.15 PV、0.2 PV和0.2 PV、0.25 PV和0.25 PV，每个方案中C2-10井和C2-3井采用三个段塞注入量的设计。6个调驱方案预测结果显示(表3、图3)，随着段塞量的增大，提高采收率值增加，当调驱剂总量由方案2的设计量上升到方案3的设计量时，吨聚换油率明显上升；当调驱剂总量等于方案3中设计量时，吨聚换油率达到最大；当调驱剂总量大于方案3中的设计量后，吨聚换油率开始降低，综合指标趋势类似，因此为保证矿场实施最大效益，选取拐点的段塞量，即段塞量优化结果为方案三，即：C2-10井调驱剂总量0.15PV(0.02 PV×1 200 mg/L前置凝胶+0.11 PV×1 200 mg/L聚合物溶液+0.0 2PV×1 500 mg/L聚合物溶液)，C2-3井调驱剂总量0.10 PV(0.02 PV×1 200 mg/L前置凝胶+0.07PV×1 200 mg/L聚合物溶液+0.01 PV×1 500 mg/L聚合物溶液)。

图3 不同方案预测对比

表3 不同段塞方案下指标对比

图4 注入速度对调驱效果的影响

3.3注入速度优化

根据段塞优化计算结果，考虑实际地层特点，在确定设计浓度为1 200 mg/L，C2-10井和C2-3井调驱剂总量分别为0.15 PV和0.1PV的前提下，注入速度分别为0.063，0.078，0.094，0.110，0.125 PV/a的5套注入速度方案，注入速度优化结果表明(图4)，随着注入速度的增大，最终采收率逐渐降低，即低的注入速度会获得更高的增油效果。同时考虑到施工期限和施工成本因素，结合实际配注要求，故确定注入速度为0.094 PV/a，日注60 m3/d。

3.4调驱方案优化

如果考虑区块整体调驱规模，在资金条件允许的情况下，推荐C2-3与C2-10两个井组同时调驱方案，根据方案参数优化结果，其方案设计参数如表4所示。

表4 两井组同时调驱方案参数设计

注：调驱期间注入速度为60 m3/d。

3.5井组调驱效果预测

注入速度60 m3/d，预计注入时间8个月，与水驱相比增产原油6 355.8 t，按该井组实际控制储量计算，调驱比水驱提高采收率2.21个百分点(图5)。

图5 井组调驱效果预测

4 结论

(1)C2断块E1f1油藏目前进入高含水开发阶段，储层非均质性较强、层间和平面矛盾较为突出等问题，常规水驱开发效果越来越差，有必要改变开发方式，通过调驱可以有效地提高该单元的采收率。

(2)优选调驱体系为AQB-CLG，结合调驱剂与油藏孔喉大小相匹配，推荐使用1 200 mg/L的调驱剂，在天然岩心一维物模实验中其封堵率为83.35%，提高采收率能力为15.46%。

(3)利用数模软件对调驱体系参数敏感性进行研究。段塞结构中前缘段塞为1 200 mg/L凝胶、主体段塞为1 200 mg/L聚合物、抗稀释段塞为1 500 mg/L聚合物；注入速度为0.094 PV/a，日注60 m3；经数模预测采取两井组同时注入后，调驱比水驱提高采收率提高2.21%，可累计增油6 355.8 t，吨聚增油186.9 t/t。

[1] 陈大均，李宾元，王成武，等.川中金华地区油气井堵水增产措施研究与应用.天然气工业，2001,21(4):108-109.

[2] 赵福麟，张贵才，周洪涛，等.调剖堵水的潜力、限度和发展趋势.石油大学学报(自然科学版)，1999,23(1):49-54.

[3] 冯文光，贺承祖.自组单分子纳米膜提高驱油效率及微观机理研究.成都理工大学学报(自然科学版)，2004,31(6):726-729.

[4] 白宝君，李宇乡，刘翔鄂.国内外化学堵水调剖技术综述.断块油气田，1998,5(1):1-4.

[5] 李科星，汤元春，邓秀模.预交联复合调剖段塞注入方式室内研究.复杂油气藏，2011，4(1):78-83.

[6] 王启蒙.盐析法调剖堵水模拟实验研究.复杂油气藏，2011,4(2):60-64.

[7] 程诗胜，李晓南，秦鹏飞，等.F1断块E1f23聚合物微球调驱先导试验研究与应用.复杂油气藏，2012,5(3):64-68.

(编辑 王建年)

Conformance control flooding for mid-low permeability reservoirin C2 block at mid-high water-cut stage

Li Xiaonan，Cheng Shisheng，Wang Kangyue，Li Juan，Huang Ju,Liu Hua，Liu Aiwu，Wang Jingxin

(GeologicalScientificResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany，SINOPEC，Yangzhou225009，China)

At the later stage of development，C2 block has strong reservoir heterogeneity，high water-cut，and poor development effect.According to the development situation of C2 block，the conformance control flooding was studied.Through a larger number of lab experiments，the suitable conformance control system was selected.The experimental results showed that under the condition of the conformance control system with a concentration of 1,200 mg/L and natural core with a permeability of 134×10-3μm2，the plugging rate was 83.35% and the oil displacement efficiency was 15.46% OOIP.This indicated strong plugging ability and high oil displacement efficiency.Based on studies of the physical model and mathematical model，injection parameter and displacement scheme were optimized.The optimal displacement scheme was as follows：pre-slug of gel with a concentration of 1，200 mg/L，main slug of polymer solution with a concentration of 1,200 mg/L，and anti-dilution slug of polymer solution with a concentration of 1,500 mg/L.If the displacement plan is implemented，the project will reach an accumulative increased oil of 6,355.8 tons，with an incremental oil of 186.9 tons per ton of polymer.

mid-low permeability reservoir；conformance-control flooding；polymer gel；enhanced oil recovery；Jiangsu Oilfield

TE341

A

2014-01-20；改回日期2014-02-28。

李晓南(1980—)，女，工程师，硕士，现从事三次采油提高采收率技术研究工作，电话：13665292421，E-mail:lixnan.jsyt@sinopec.com。

攻关项目：中国石化江苏油田分公司(JS12019)。