高温高盐油藏二次开发深部调驱技术与矿场试验

2015-03-20杨中建贾锁刚张立会窦红梅曾立军朱秀雨

石油与天然气地质 2015年4期

关键词：小层矿化度水驱

杨中建，贾锁刚，张立会，窦红梅，曾立军，朱秀雨，何佳，杨璐

(中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌 736202)

高温高盐油藏二次开发深部调驱技术与矿场试验

杨中建，贾锁刚，张立会，窦红梅，曾立军，朱秀雨，何佳，杨璐

(中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌 736202)

二次开发；深部调驱；提高原油采收率；尕斯库勒油田

二次开发深部调驱技术在高含水老油田提高采收率中的作用越来越受到广泛关注，成为提高水驱效果的重要技术路线之一[1]。2008年中石油股份公司提出了以 “三重”为技术路线，即重构地下认识体系、重建井网结构和重组地面工艺流程技术为主的二次开发工程[2]，整体开发理念可归结为“对剩余油富集区和分散区分别治理”。对于剩余油富集区，可以考虑打不均匀高效加密井或采用其他调整措施来提高水驱采收率；对于分散的剩余油，可以通过深部调驱技术或其他三次采油技术进行挖潜[3-4]。

1 试验区地质概况

尕斯库勒油田位于青海省柴达木盆地西部南区，为一构造完整、轴向近南北的背斜构造油藏，油藏埋深3 178～3 864 m，划分为4个油组，22个小层，47个单层，其中Ⅰ-4，Ⅰ-6，Ⅳ-4，Ⅳ-5小层为主力油层，地层水为CaCl2水型，矿化度170～180 g/L,钙、镁离子含量为2 580 mg/L，试验区储层平均孔隙度为14.34%，平均渗透率为51.3×10-3μm2，原始地层压力为59.13 MPa，饱和压力为11.87 MPa，压力系数为1.7，地层平均温度为126 ℃，为异常高温、高压、高矿化度油藏。

深部调驱试验区以“15注30采”部署调驱井网，2011年底单井平均日产油为2.6 t，年产油为3.7×104t，采出程度为43.3%，自然递减率为16.3%，综合递减率为9.2%，综合含水率为84.6%。

2 深部调驱试验油藏研究

2.1 试验小层优化

试验区剩余油高度分散，剩余可采储量主要集中在Ⅰ-4，Ⅰ-6和Ⅳ-4三个主力层中，占比51%，试验以Ⅰ-6和Ⅳ-4小层为调驱主要目的层，从解决层间矛盾逐渐向解决层内矛盾转移[7]。

2.2 试验区水流优势通道识别

水流优势通道的识别对于油藏进入中高含水期后的开发具有十分重要的理论与现实意义[8-13]，对深部调驱方案设计起着重要的指导作用，试验区以地质静态研究为基础，结合示踪剂监测井间水流优势通道技术[14-16],将井间水流通道划分为一级优势通道、二级优势通道与三级优势通道3种类型(表1)。

3 深部调驱工艺设计

3.1 耐高温、抗高矿化度调驱剂筛选与评价

深部调驱液流转向技术已成为改善高含水油田水驱效果的重要手段[17-20]，但高温、高矿化度非均质油藏的深部液流转向问题依然是亟待解决的技术难题[21-22]，针对试验区高温、高矿化度的储层条件，通过大量室内实验评价，筛选出SMG微胶团和CUPC-2聚合物微球两种调驱剂。

试验井组一级水流优势通道二级水流优势通道三级水流优势通道Y11-6Ⅰ-6b,Ⅰ-6cⅠ-4b—Y12-5Ⅰ-6c,Ⅱ-4bⅠ-4a,Ⅰ-6bⅣ-4aY13-9Ⅲ-7aⅣ-4bⅠ-1c,Ⅲ-3bYXS2Ⅰ-6bⅢ-6b,Ⅲ-7aⅡ-4bYS5Ⅰ-6bⅡ-4bY12-27Ⅰ-6b,Ⅱ-4aⅠ-6c,Ⅲ-4aⅠ-6cY12-6Ⅰ-6b——Y12-33Ⅳ-4aⅢ-6bⅢ-7aY13-28Ⅰ-6aⅢ-4bⅠ-6bY13-6Ⅰ-6cⅠ-6b,Ⅳ-4bⅢ-4bY10-5Ⅰ-6bⅣ-4aⅢ-3bY11-25Ⅰ-1cⅠ-5a—Y12-30Ⅰ-1cⅠ-6c—Y11-27Ⅲ-3bⅣ-4a,Ⅲ-7a—Y12-31Ⅰ-6bⅠ-1c—

1) 调驱剂稳定性评价

实验温度：126 ℃；岩心：填砂管(φ2.5 cm×50 cm)；评价环境：试验区采出水，总矿化度104 g/L，Ca2++Mg2+总离子含量为1 732 mg/L，通过95 d后的扫描电镜观察，两种调驱剂仍有较为清晰的形态(图1)。封堵性能评价通过不同老化时间阻力系数和残余阻力系数来表征。物理模拟实验表明调驱剂在老化100 d后，SMG残余阻力系数为1.3，CUPC-2为1.75，较50 d的封堵性能降低，但仍具有一定的封堵效果(表2)。

2) 提高采收率评价

为了评价两种调驱剂的提高采收率能力，实验对饱和油的填砂管进行水驱，在水驱含水98%时计算水驱采收率，然后注入0.5PV调驱剂，恢复水驱，计算最终采收率。实验结果表明，两种调驱剂在水驱结束后均能进一步提高原油采收率10%以上(表3)。

(3)吸水剖面改善能力

实验采用并联填砂管物模实验进行调驱剂剖面改善率测定，并用下式定义吸水剖面改善率：

f=[(Qhb/Qlb-Qha/Qla)/(Qhb/Qlb)]×100%

式中：Qhb为高渗透层注入前的吸水量，mL；Qha为高渗透层注入后的吸水量，mL；Qlb为低渗透层注入前的吸水量，mL；Qla为低渗透层注入后的吸水量，mL。

实验结果表明，调驱剂能够有效的改善注入剖面，通过对高渗透带封堵，高渗透层吸水量下降，低渗透层吸水增加，在并联填砂管物模实验中，高渗透层相对吸水量下降34.1%，吸水剖面改善率为79.6%(表4)，说明调驱剂能够改变高渗透层水驱方向。

图1 尕斯库勒油藏实验温度、矿化度环境下调驱剂稳定性(SEM，95 d)

3.2 段塞设计

在油藏工程研究的基础上，针对15个试验井组不同级别水流优势通道，建立“堵、调”相结合的深部调驱技术路线，按照“强—次强—弱“三个不同强度段塞进行工艺设计，对一级优势通道用高强度的预交联凝胶颗粒强调，对二级优势通道用大粒径SMG调驱剂进行中调，对三级优势通道进行弱调，总体设计注入液量0.1倍孔隙体积，注入液量36.11×104m3。

表2 调驱剂不同老化时间封堵性能评价

表3 调驱剂提高采收率评价结果

表4 调驱剂吸水剖面改善率评价结果

4 矿场试验与效果

现场注剂阶段开始于2012年7月，于2014年2月结束，累计注入液量33.82×104m3，封堵段塞注入4.51×104m3，调驱段塞注入29.31×104m3， 15个试验井组对应油井30口，见示踪剂油井28口，对比2012年4月至6月生产数据，日产液量由644.6 t上升至950 t，日产油量由81.16 t上升至107.9 t，含水基本保持稳定(图2)，截止2014年5月，累计增油2.5×104t，试验后采用丙型水驱曲线预测试验区提高采收率2.11%(图3)。

5 深部调驱试验认识

5.1 调驱机理认识

室内通过并联填砂管物理模拟实验SMG注入过程中压力的变化来分析调驱剂宏观的调驱机理。从图4中可以看出，在注调驱剂阶段，调驱剂在封堵高渗透层的同时，进入低渗透层，逐渐启动低渗透部分，宏观上体现为高渗透部分水驱沿程阻力增加，在注入0.5PV后，低渗透部分调驱剂进入PV数大幅度增加，储层深部水驱方向改变。

调驱剂在微观上(图5)通过对水流通道(孔喉)暂堵—突破—再暂堵—再突破的过程、增加大孔隙喉道的阻力同时，注入水进入小孔隙喉道，直接作用于其中的剩余油，实现高效的驱油效率[3]

5.2 深部调驱技术能够提高驱油效率和水驱储量动用程度

通过调驱前后试验区吸水剖面资料分析，在试验区发育的18个小层中，试验主力层Ⅰ-1，Ⅰ-6和Ⅳ-4三个主力层相对吸水量下降，同时对主力层“堵而不死”，吸水小层增加5个，Ⅱ-1，Ⅲ-4，Ⅲ-5，Ⅳ-2，Ⅳ-4五个小层得到动用，水驱储量动用程度提高(表5)。

图2 尕斯库勒油藏深部调驱试验区生产曲线a. 产液变化曲线；b.产油变化曲线；c.含水率变化曲线

图3 尕斯库勒油藏试验区实施后丙型水驱特征曲线

对见效油井产液剖面进行分析，表明试验区主力小层驱油效率提高，同时次/非主力层得到动用，产油量增加，层间、层内矛盾得到改善(表6)。

5.3 动态调整对保障调驱效果至关重要

试验区Ⅰ-6小层水窜严重，在高温、高矿化度油藏条件下，预交联凝胶颗粒稳定性较差，对注入过程中参数调整对水流优势通道的控制、防止调驱剂窜流、保障一线油井效果至关重要。

YXS2井组于2012年9月12日开始注入，注入前Ⅰ-6小层为主吸水层，对应油井YS7井2013年1月底见效。7月底含水上升至99%，将SMG调驱剂粒径由1～128 μm调整为200～300 μm，含水下降至70%，但在10月初含水又上升至98%。调整与凝胶颗粒体系混注，含水下降至80%。保持至2014年4月油井失效，该井累计增油3 731 t，通过注入剖面、产液剖面分析(图6，图7)，调参后，层间、层内矛盾处理较好，主力层驱油效率提高，次、非主力层动用。

6 试验结论

1) 油藏精细化研究是深部调驱技术实施的基础，通过剩余油分布研究，确定试验小层，在定量水流优势通道研究的基础上，建立“堵、调”相结合的深部调驱工艺技术路线，提高了调驱措施的针对性、有效性；

图4 并联填砂管实验注入PV数与压力关系

图5 SMG调驱剂微观调驱机理

序号小层编号调前相对吸水量/%调后相对吸水量/%1Ⅰ-10.866.642Ⅰ-20.000.003Ⅰ-416.322.464Ⅰ-55.497.635Ⅰ-632.2828.976Ⅱ-10.001.717Ⅱ-46.300.758Ⅲ-10.000.009Ⅲ-32.3813.1110Ⅲ-40.009.6611Ⅲ-50.001.3012Ⅲ-61.944.8413Ⅲ-711.637.7214Ⅳ-10.654.3015Ⅳ-20.000.9716Ⅳ-30.001.5017Ⅳ-420.338.4418Ⅳ-51.830.00

见效油井主力层增油产量/t次、非主力层增油产量/tY11-36Ⅲ-3b5246YS7Ⅰ-6b,Ⅲ-7a,Ⅳ-4a1976Ⅱ-4b,Ⅲ-3b1755Y13-27Ⅲ-6b,Ⅲ-7a183Y13-26Ⅰ-6b,Ⅰ-4b2282Y127Ⅰ-5b,Ⅰ-6b127Ⅲ-7a,Ⅳ-2b1541Y9-4Ⅰ-4a1492YS1Ⅲ-7a908Ⅱ-4b150Y12-34Ⅲ-4b,Ⅲ-6b846Y10-6Ⅳ-4b691Y13-30Ⅳ-4b60Ⅲ-3b604Y12-29Ⅳ-3b535Y12-4Ⅰ-1c476Y12-32Ⅰ-6b308Ⅲ-3b149Y13-8Ⅰ-6b,Ⅲ-7a260Ⅲ-4b93Y13-7Ⅰ-4b,Ⅰ-6a,Ⅰ-6c291Y12-28Ⅰ-6b,Ⅰ-6c264Y12-7Ⅰ-6b162YS8Ⅰ-6a,Ⅰ-6b156

图6 YXS2井调驱前、后吸水剖面变化

图7 YS7井调驱前、后产油剖面变化

2) SMG和CUPC-2两种有机调驱剂具有较好的耐温、抗矿化度能力，但试验区目前日产油量下降至94 t，较实施期间下降13 t，表明调驱剂的稳定性能需要进一步提高；

3) 深部调驱是一项具有提高油藏驱油效率和水驱储量动用程度的提高采收率技术，通过应用，试验区产油量增加，主力层驱油效率提高,次/非主力层得到动用，说明该技术具有一定的推广应用前景；

4) 深部调驱是一项系统性工程，施工周期长，在实施期间，储层的物性不断变化。因此，注入工艺动态调整对抑制调驱剂“窜流”、保障调驱效果至关重要。

[10] 钟大康，朱筱敏.注水开发油藏高含水期大孔道发育特征及控制因素——以胡状集油田胡12断块油藏为例[J].石油勘探与开发，2007,34(2)：208-211. Zhong Dakang，Zhu Xiaomin.Characteristics and controlling factors of high capacity channels of reservoirs at high water cut stage:A case from Block Hu12 of Huzhuangji Oilfield[J].Petroleum Exploration and Development，2007,34(2)：208-211.

[11] 张奇斌，李进旺，土晓冬，等.水驱油藏大孔道综合识别[M].北京:石油工业出版社，2009.

Zhang Qijun，Li Jinwang，Tu Xiaodong，et al.Large pore water drive reservoir integrated identification[M] Beijing:Petroleum Industry Press，2009.

[12] 于九政，刘易非，唐长久.对储集层大孔道识别方法的再认识与构想[J].油气地质与采收率，2009，16 (3)：34-37. Yu Jiuzheng，Liu Yifei，Tang Changjiu.Understanding and vision for the reservoir large pore recognition method[J].Petroleum Geology and Recovery，2009，16(3)：34-37.

[13] 刘景亮.玻璃板填砂模型大孔道形成过程模拟实验[J] .油气地质与采收率，2008，15(5)：95-97. Liu Jingliang.Glass sand filling large pore formation process model simulation[J].Petroleum Geology and Recovery，2008，15(5)：95-97.

[14] Brigham W E，Smith D H.Prediction of tracer behavior in five-spot flow[M].SPE 1130，1965.

[15] 土利美，张国平，胡艳霞.井问示踪剂大孔道识别及剩余油饱和度分布技术[J].断块油气田，2003，10(4)：72-73. Si Limei，Zhang Guoping，Hu Yanxia.Wells asked tracer large pore identification and residual oil saturation distribution technology[J].Block oil and gas fields，2003，10(4)：72-73.

[16] Maghsood A,Brigham W E.Analysis of well-to-well tracer flow to determine reservoir layering[J].JPT,1984,36(12):1753-1762.

[17] Wu Y F，Tang T J，Bai B J，et al.An experimental study of interaction between surfactant and particle hydrogels[J].Polymer，2011，52(2)： 452-460.

[18] Zhang H，Challa R S，Bai B J，et al.Using screening test results to predict the effective viscosity of swollen superabsorbent polymer particles extrusion through an open fracture[J].Ind.Eng.Chem.Res 2010，49(23)：12284-12293.

[19] Stavland A，Jonsbrten H C，Vikane O.In-depth water diversion using sodium silicate on snorre-factors controlling in-depth placement[R] SPE 143836 MS-2011.

[20] Vasquez J，Miranda C.Profile modification in injection wells through relative permeability modifiers：Laboratory validation andreservoir simulation[R].SPE 135107-MS，2010.

[21] 顾春元，狄勤丰，沈深，等疏水纳米颗粒在油层微孔道中的吸附机制[J]石油勘探与开发，2011， 38(10):84-89. Gu Chunyuan，Di Qinfeng，Shen Chen，et al.Adsorption of hydrophobic nanoparticles in reservoir microchannels[J].Petroleum Exploration and Development，2011，38(1)： 84-89.

[22] 卢祥国，土树霞，王荣健，等深部液流转向剂与油藏适应性研究：以大庆喇嘛甸油田为例[J].石油勘探与开发，2011，38(5)：576-582. Lu Xiangguo，Wang Shuxia，Wang Rongjian，et al.Adaptability of a deep profile control agent to reservoirs：Taking the Lamadian Oilfield in Daqing as an example[J].Petroleum Exploration and Development，2011，38(5)：576-582.

(编辑张玉银)

Deep profile correction for redevelopment of high-temperature and high-salinity reservoirs and pilot test

Yang Zhongjian，Jia Suogang，Zhang Lihui，Dou Hongmei，Zeng Lijun，Zhu Xiuyu，He Jia，Yang Lu

(QinghaiOilfieldCompany,PetroChina,Dunhuang,Gansu736202,China)