异常高温、高盐油藏深部调驱波及控制技术

杨中建，贾锁刚，张立会，吴行才，窦红梅，郭子仪，曾立军，李宏伟，郭立强，贾志伟，方位（. 中国石油青海油田钻采工艺研究院；. 中国石油勘探开发研究院；. 中国石化中原油田；. 西南石油大学）

异常高温、高盐油藏深部调驱波及控制技术

杨中建1，贾锁刚1，张立会1，吴行才2，窦红梅1，郭子仪1，曾立军1，李宏伟1，郭立强3，贾志伟1，方位4
（1. 中国石油青海油田钻采工艺研究院；2. 中国石油勘探开发研究院；3. 中国石化中原油田；4. 西南石油大学）

摘要：为了提高高温、高盐油藏开发后期注入水波及系数和驱油效率，以尕斯库勒E31油藏为研究对象，开展异常高温、高盐油藏波及控制技术（SCT）研究与矿场试验。可动微凝胶体系性能评价及矿场试验结果表明，基于可动微凝胶调驱体系的SCT技术在目标油藏具有较好的热稳定性，现场实施有效期为100～120 d，通过调整注入粒径、浓度，能有效提高SCT技术实施成功率。不同于聚合物驱、聚合物凝胶驱通过提高波及系数机理提高原油采收率，SCT技术能够提高波及效率和驱油效率，其驱替机理通过室内实验和现场试验得到进一步论证。目标油藏实施6个井组SCT技术后，累计增油1.03×104t，降水4.79×104m3，投入产出比1∶2.09。但当国际油价处于低位时，SCT技术在异常高温、高盐油藏开发后期应用可能会有较大风险。图9表4参31

关键词：高温高盐油藏；可动微凝胶；波及控制技术；深部调驱；驱油机理；经济效益

0　引言

非均质油藏注水开发后期，受油藏非均质性和开发因素等影响，剩余油分布更加分散、复杂，大量剩余油分布在注入水未波及的低渗透带和微观孔喉、孔隙结构中[1-7]，聚合物驱、聚合物凝胶驱技术能够有效扩大波及系数，提高原油采收率，但矿场试验中存在聚合物在高温高盐环境下热稳定性差、聚合物凝胶伤害非目的层等问题[8-14]。在文献[15]中，吴行才等提出了一项新型提高采收率技术——波及控制技术（Sweep Control Technology，简称SCT），不同于聚合物驱、聚合物凝胶驱主要通过提高波及系数机理来提高原油采收率[15-17]，该技术以耐温抗盐新材料可动微凝胶（Soft Microgel，简称SMG）为基础，将SMG体系注入油藏深部，能够提高波及效率和驱油效率[15]。自2010年起，SCT技术先后在辽河油田、大港油田、华北油田等中高温、高盐油藏开展了单井或区块深部调驱矿场试验，取得了较好的应用效果[15,18-19]。

尕斯库勒油田深层油藏为异常高温、高盐油藏，地层温度126 ℃，地层水矿化度（17～18）×104mg/L，Ca2++Mg2+含量2 350 mg/L。本文以尕斯库勒油田为研究对象，开展异常高温、高盐砂岩油藏开发后期SCT技术研究与矿场试验，进一步认识SCT技术。

1　SMG体系性能评价

1.1粒径分布和膨胀性能

将SMG体系原液用过滤后的地层水配制成浓度为5 000 mg/L的溶液，放入126 ℃恒温烘箱中水化膨胀15 d，采用德国SYMPATEC GmbH公司生产的激光粒度分析仪进行粒径和膨胀性能分析。

微米级SMG初始粒径为1～30 μm，粒径中值为6.24 μm，水化膨胀15 d后，粒径为10～200 μm，粒径中值69.02 μm，表明SMG在高温、高盐环境下具有较好的水化膨胀性能，膨胀倍数能达到8～10倍（见图1、图2）。

图1　水化前微米级SMG粒径分布

图2　水化膨胀15 d后SMG粒径分布

1.2封堵性能

将浓度为5 000 mg/L的SMG溶液以0.5 mL/min注入速率分别注入高、低渗透填砂管中，注入不同孔隙体积倍数SMG溶液，通过观察阻力系数变化评价封堵性能和注入性能。填砂管长度为50 cm，直径为2.5 cm，高渗透填砂管渗透率为2 720×10-3μm2、低渗透填砂管渗透率为870×10-3μm2。

SMG体系对高、低渗透填砂管均有较好的封堵性能，高渗填砂管注入1.3 PV SMG溶液后，阻力系数达到8.5，后续水驱阻力系数约为6.0；低渗填砂管注入0.4 PV SMG溶液后，阻力系数达到10，后续水驱阻力系数约为12。在高渗填砂管注入SMG过程中，阻力系数随着注入体积的增加逐渐上升（见图3a），说明SMG逐渐向填砂管深部运移，实现封堵。对于低渗透填砂管，由于相对孔喉半径小，SMG更容易实现封堵，在注入少量SMG溶液后，阻力系数上升较快，但基本稳定在6～11（见图3b），后继注水期间阻力系数也稳定在较理想的状态，说明SMG的注入性和深部调堵性能较好。

图3　SMG体系阻力系数与注入孔隙体积倍数的关系

1.3驱油效率

采用单管、双管填砂模型评价微米级SMG驱油效果，先将填砂管模型抽空6 h，饱和过滤后的地层水，测量孔隙度和水测渗透率，然后饱和稀释后的地层原油，记录出水量，计算原始含油饱和度；水驱油至模型出口含水98%，计算水驱采收率，最后注入不同体积倍数、浓度为5 000 mg/L的微米级SMG溶液，放入126 ℃恒温烘箱中水化膨胀15 d后进行后续水驱，实验结果见表1。其中单管填砂管模型和并联填砂管模型的尺寸都为2.5 cm×50.0 cm。

表1　SMG填砂管模型驱油效果

对于双管模型，低渗管水驱采收率低，为23.87%。SMG注入后首先进入高渗管，随着高渗管中SMG注入量的增加，封堵性逐渐增强，部分注入水改变液流方向进入低渗管。SMG驱阶段，高渗管采收率值为5.94%，低渗管采收率值为2.23%。在后续水驱过程中，由于高渗管采出程度高，后续水驱采收率值为4.58%；低渗管由于一次水驱采出程度低，注入的SMG体系对高渗管形成封堵后，后续水驱采收率大幅度提高，达到18.06%。在整个驱替实验中，注入SMG体系后，原油采收率较一次水驱采收率平均提高13.97%，其中注SMG过程中平均提高3.64%，后续水驱过程中平均提高10.32%。由此表明，在高温、高盐环境下，SMG体系能在水驱后进一步提高层内驱油效率，同时由于封堵性能较好，扩大了后续水驱波及体积，这种平面、纵向调整能力对于SCT技术应用尤为重要。

1.4耐温、耐盐性能

将浓度为5 000 mg/L，在恒温126 ℃下老化100 d后的SMG体系进行扫描电子显微镜（荷兰Philips公司：XL30型）观察。SMG体系水化膨胀前粒径约为6 μm（见图4a），在高温、高盐环境下老化100 d后仍然保持在微米级，通过簇团聚结粘连在一起，但是粒径降至2 μm左右（见图4b），说明长时间的高温、高盐环境，对SMG体系膨胀性能有较大影响，会降低矿场试验过程中SMG体系对高渗透层的封堵效果。

图4　扫描电子显微镜下微米级SMG形态

2　油藏地质概况

尕斯库勒油田深层油藏为构造完整、轴向近南北的背斜构造砂岩油藏，纵向上划分为22个小层，主要发育Ⅰ-4、Ⅰ-6、Ⅳ-4和Ⅳ-5这4个小层。储集层平均孔隙度为13.9%，有效渗透率为26×10-3μm2，渗透率变异系数为0.7，地层原油黏度为1.76 mPa·s，为中—低孔、低渗透油藏。目前已进入高含水开发期，地质储量采出程度为40.4%，含水78%。油藏精细描述研究表明[20]，主力层剩余油高度分散，剩余地质储量51%，大量剩余油滞留在微观孔隙结构中，常规的水驱方法和提高采收率措施很难动用这部分剩余油。

为了抑制注入水“窜流”，进一步提高储集层动用程度和驱油效率，在油藏构造南部，选择Y10-5、YXS2、Y11-27、Y11-6、YS5和Y12-31等6个井组开展SCT技术矿场试验，对应一线油井17口，井距250～300 m（见图5），在SCT技术实施前，地质储量采出程度为43.3%，单井平均日产油2.6 t，含水率为92%。

图5　试验井组井位图

3　试验区水流优势通道识别

储集层非均质性研究对于提高采收率项目的设计和实施有重要的指导作用。1965年BRIGHAM和SMITH等[21-23]采用井间示踪监测技术研究油藏的非均质性，在五点井网基础上，建立示踪剂产出曲线半解析模型，可定量解释高渗层厚度、渗透率、孔隙度等参数，在国内油田得到了广泛应用[24-26]，在实施SCT技术前，对6个试验井组进行了井间示踪剂监测，通过示踪剂产出曲线解释得出井间高渗透层物性参数。

表2列出了6个试验井组示踪剂产出曲线解释结果和高渗透层发育小层。为了指导SCT技术应用和驱替机理分析，根据突进系数（Tk）计算结果，将试验井组高渗层划分为一级水流优势通道（Tk>3）、次级水流优势通道（2≤Tk≤3）、正常孔隙通道（Tk<2）3种类型[15,27-28]，6个试验井组均存在一级水流优势通道，共发育13个，其中Ⅰ-6小层为主要水窜层，分布在4个井组中，平均渗透率为798×10-3μm2，平均孔喉半径4.7 μm。

表2　试验井组高渗通道识别及物性参数解释

4　矿场试验效果分析

在实施SCT技术前，采用凝胶颗粒对井筒附近大孔道进行防窜处理，避免SMG体系在油水井之间“窜流”，借鉴油藏前期调剖工艺[29]，凝胶颗粒注入粒径设计为1～3 mm，注入浓度1 000～3 000 mg/L，注入液量3.75×104m3。SMG注入粒径设计为微米级，注入浓度为3 000～5 000 mg/L，以一级、次级水流优势通道为SCT技术处理层，注入0.1 PV SMG体系，注入液量为12.2×104m3。2012年7月开始注入凝胶颗粒段塞，2012年12月开始实施SCT技术，2013年12月底结束。

4.1试验井组生产数据变化

试验井组生产曲线见图6。在注凝胶颗粒防窜段塞期间，产油量在2012年8月和9月出现短暂的上升，但由于凝胶颗粒在高温、高盐环境下热稳定性差，措施有效期短。2012年9月后，产液量和含水率快速上升。2013年1月，含水率升至92%，月产油量下降至1 313 t，整体上，防窜段塞没有达到预期效果。

图6　试验井组生产曲线

2012年12月开始实施SCT技术，注入SMG主体段塞后，产油量持续保持上升趋势，直到2013年4月和9月产量有所下降，表明SCT技术在高温、高盐环境下封堵性能和驱油效率均有不同程度下降。因此在2013年5月、9月分别对SMG体系的注入粒径和浓度进行调整，参数调整后产油量在2013年7月增至2 483 t，含水率下降至79%，2014年1月产油量达到2 644 t，产液量上升，但含水率下降不明显，这是因为，在注入后期阶段，由于SMG溶液大剂量长时间注入，储集层深部水驱方向转向，增加新的产层，因而产液量上升明显，短时间内产油量增加，含水没有较大变化，但高温高盐环境下，体系长期封堵性能较弱，并不能长时间控制水流优势通道，2014年1月后，产油量急剧下降，含水快速上升。

以2013年1月的产油量为SCT技术增油降水效果评价的基础数据。2013年2月至2014年3月为技术有效期，试验井组月产油量由1 313.0 t平均增至2 049.6 t，月均增加736.6 t，含水率由91.7%降至84.1%，降低7.6%，累计增产原油1.03×104t，降水4.79×104m3。

4.2经济效益

试验井组共注入SMG体系506.8 t，按2.5×104元/t价格计算，化工料投入1 267.00×104元，油水井配套措施（包括油水井大修、动态监测）投入306.60×104元，地面配套建设费用（包括注入设备、地面注入流程建设）投入356.35×104元，SCT技术矿场试验共投入1 929.95×104元，共产出4 035.48×104元，投入产出比1∶2.09。

5　SCT技术认识与发展

文献[15]对SCT技术驱油机理在室内做了部分研究，并提出了“同步调驱”机理，但涉及理论的矿场试验论证比较少。本文将从室内实验和矿场试验两个方面进一步论证和发展SCT技术理论。

5.1“同步调驱”机理

实验采用可视化平面夹砂模型，设计的模型尺寸长×宽×高为50 cm×0.1 cm×20 cm。模型抽真空2 h后饱和蒸馏水。油驱水至出口端无水为止，静置12 h。然后水驱油至出口端无油滴为止。注入1.0 PV、浓度为5 000 mg/L的SMG溶液，录像跟踪实验过程，并且摄录实验的连续过程。

由图7a见，水驱结束后，仍然有大部分原油滞留低渗透带，SMG溶液（图中蓝色液体）首先进入高渗透带，随着高渗透带中SMG体系浓度增加，储集层深部水驱方向改变，波及效率提高。连续摄录过程显示了SMG在模型中的运移规律（见图7b），水化膨胀后的SMG在储集层深部孔喉中暂堵、然后变形通过，再暂堵到下一个孔喉，通过不同粒径的SMG重复无数个这样的过程，在增加大孔隙喉道渗流阻力同时，小粒径SMG和注入水进入小孔隙中，“SMG、注入水分工合作”[15]直接作用于其中的剩余油，实现高效驱油。

5.2层内非均质性改善

根据YXS2井组实施SCT技术前后示踪剂监测结果，分析SCT技术对层内非均质性的改善能力（见表3）。井组主要发育I-6小层，YS8和YS1两口油井方向存在一级水流优势通道。SCT技术实施后，YS1井方向小层水驱速度由4.43 m/d降至2.94 m/d，渗透率由1 065.01×10-3μm2降至758.60×10-3μm2；YS8井方向水驱速度由3.80 m/d降至3.30 m/d，小层渗透率由1 107.84×10-3μm2降至842.13×10-3μm2。次级水流优势通道方向上，YS7井方向Ⅰ-6小层水驱速度则由2.00 m/d增至2.58 m/d，由此表明SCT技术能够改善层内非均质性。

图7　SCT技术驱油机理示意图

表3　YXS2井组SCT技术实施前后高渗透层水驱速度和渗透率变化

5.3注入、产出剖面变化

通过注入剖面分析（见图8），SCT技术实施后主要吸水层位Ⅰ-6、Ⅲ-3和Ⅳ-4小层相对吸水量均有不同程度下降，试验区吸水层由11个增加至15个。表4说明了SCT技术实施后试验井组产出剖面变化情况，一级水流优势通道发育的Ⅰ-1、Ⅰ-6、Ⅱ-4、Ⅲ-3和Ⅳ-4小层产油量均有不同程度上升，5个小层产油量由21.98 m3增至37.96 m3，产水量由313.93 m3降至293.93 m3，其中，主要水流优势通道Ⅰ-6小层产水量由265.57 m3降至235.82 m3，产油量则由15.67 m3升至21.07 m3，试验井组Ⅰ-4、Ⅰ-5、Ⅲ-7等次、非主力层产油量增加。

图8　SCT技术实施前后注入剖面变化

表4　试验井组对应油井产出剖面变化

SCT技术实施后，一级水流优势通道产油量增加，层内驱油效率提高，次、非主力层吸水量增加，波及体积扩大，初步验证了SCT技术“同步调驱”的驱替机理，但在高温高盐环境下，SCT技术层间矛盾改善能力弱，主要水窜层Ⅰ-6小层单层突进未能有效缓解。

5.4粒径对SCT技术效果影响

与其他油藏SCT技术有效期较长[15]不同，对于异常高温、高盐油藏，SCT技术有效期较短。通过试验井组生产曲线分析，SCT技术在目标油藏有效期为100～120 d。为了降低苛刻的油藏条件对SMG体系封堵、驱油性能的影响，2013年5月，将注入粒径调整至亚毫米级，粒径为1～128 μm，注入浓度由3 000 mg/L调整至4 000 mg/L，2013年9月将注入粒径调整至毫米级，粒径为200～300 μm，浓度调整至5 000 mg/L。调整后，产油量均出现上升，含水率下降（见图6）。

Y11-6井组一直采用微米级SMG体系注入，SCT技术实施后该井Ⅰ-6小层单层“窜流”现象进一步加剧（见图9），对应油井产油量没有明显变化，这表明注入参数调整对技术实施效果有着决定性的作用。

图9　Y11-6井实施前后注入剖面变化

6　讨论

高温、高盐油藏开发后期储集层深部水驱方向转向是亟待解决的技术难题[30]，尽管SMG体系抗温、耐盐性能相较传统的聚合物溶液或交联聚合物凝胶有较大提升，但对于本文所述异常高温、高盐油田仍需要进一步提升，若能够研发一种热稳定性良好的封堵体系和SMG体系复配注入，可能会增强SCT技术对油藏深部水流优势通道控制能力，实现高效的波及控制。

在矿场试验过程中，调整后的SMG注入粒径大于试验井组解释得出的最大孔隙半径，这表明：SMG体系通过多孔介质能力不能用“固体颗粒通过多孔介质时，当微粒直径大于孔隙半径1/3时，就会产生架桥阻塞”的理论[31]来解释，根据地层孔隙半径来确定注入粒径大小，可能会误导SCT技术注入粒径设计。

7　结论

SCT技术能够改善储集层非均质性，通过对孔喉暂堵—突破—再暂堵—再突破的微观驱替机理，可以实现高效的波及控制，提高驱油效率，该机理通过室内实验和矿场试验得到论证，但由于前置防窜段塞未达到预期效果，最大级别的优势流动通道未能得到较好抑制，后继注入的SMG体系对该级别窜流通道封堵控制能力较弱，影响了SMG体系在储集层中波及控制性能的发挥。

在矿场试验过程中，通过调整SMG体系注入粒径，能有效地提高SCT技术对水流优势通道控制能力，进一步降低技术在高温、高盐油藏中的实施风险。

目标油藏SCT项目投入产出比1∶2.09，低于其他油藏实施的SCT项目，但在异常高温、高盐油藏环境下中，尤其是防窜段塞整体失败的情况下，这仍然是一个可以接受的经济效益，但当国际油价处于低位时，该技术在类似油藏开发后期应用可能会有较大风险；如能配合应用高性能的防窜段塞，则SMG波及控制技术应用的技术经济效果可进一步提升。

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（编辑张敏）

Deep profile adjustment and oil displacement sweep control technique for abnormally high temperature and high salinity reservoirs

YANG Zhongjian1, JIA Suogang1, ZHANG Lihui1, WU Xingcai2, DOU Hongmei1, GUO Ziyi1, ZENG Lijun1, LI Hongwei1, GUO Liqiang3, JIA Zhiwei1, FANG Wei4
(1. Drilling and Production Technology Research Institute of PetroChina Qinghai Oilfield Company, Gansu 736202, China; 2. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 3. Sinopec Zhongyuan Oilfield Company, Henan 457001, China; 4. Southwest Petroleum University, Sichuan 610000, China)

Abstract:To improve water flooding sweeping efficiency and oil displacement efficiency in reservoirs with abnormally high temperature and high salinity during late development stage, taking Gasikule E31reservoir as the research object, lab study and field test of sweep control technique (SCT) were conducted. Performance evaluation and field test results of soft microgel (SMG) agent show that: SCT has good thermal stability in the target reservoir and an effective period of 100-120 d in the field test, and the success rate of SCT can be greatly increased by adjusting particle size and concentration of the gel. Unlike polymer flooding or polymer-gel flooding which improves oil recovery by enhancing sweep efficiency, SCT can improve oil displacement and water sweep efficiency, and its displacement mechanisms have been confirmed by the lab experiment and field test. The SCT has been applied in six well groups in the target reservoir, resulting in a cumulative oil increment of 1.03´104tons, water production drop of 4.79´104m3, and an input-output ratio of 1:2.09. But when international oil price is low, SCT project may have high failure risk in application to reservoirs with abnormally high temperature and high salinity.

Key words:high temperature high salinity reservoir; soft microgel; sweep control technology; deep profile control; oil displacement mechanism; economic benefit

基金项目：中国石油青海油田尕斯库勒油田E31油藏二次开发深部调驱试验（2011-ZG-006004）

中图分类号：TE357.46；TE341

文献标识码：A

文章编号：1000-0747(2016)01-0091-08

DOI:10.11698/PED.2016.01.11

第一作者简介：杨中建（1982-），男，四川绵阳人，硕士，中国石油青海油田公司钻采工艺研究院工程师，主要从事调驱、调剖技术研究与应用方面的研究工作。地址：甘肃省敦煌市七里镇，中国石油青海油田公司钻采工艺研究院，邮政编码：736200。E-mail：yangzjqh@petrochina.com.cn

收稿日期：2015-06-29修回日期：2015-12-08