深部液流转向与调驱技术现状与对策

熊春明刘玉章黄伟魏发林唐孝芬杨海恩白英睿

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院

深部液流转向与调驱技术现状与对策

熊春明1刘玉章1黄伟2魏发林1唐孝芬1杨海恩2白英睿1

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国石油长庆油田分公司油气工艺研究院

引用格式：熊春明，刘玉章，黄伟，魏发林，唐孝芬，杨海恩，白英睿.深部液流转向与调驱技术现状与对策［J］.石油钻采工艺，2016，38（4）：504-509.

目前水驱仍是高含水、高采出程度即“双高”油田的主要开采方式。分析了近年来深部液流转向与调驱的技术进展及存在的问题，认为有必要强化针对深部液流转向与调驱的油藏基础理论研究，攻关水流优势通道分布定量描述技术，实现对高含水后期存在水流优势通道油藏渗流规律的合理描述。另一方面，从工艺、材料等诸方面着力解决堵剂的“有效深部放置”问题。此外，加快试验应用在线注入设备，满足深部液流转向与调驱技术规模化、同步化的需要。

高含水油田；深部调驱；液流转向；水驱；水流优势通道；深部放置

国内油田储层原始非均质性较为严重，加之长期水驱的开发特性，以及后期某些作业、生产措施失误等原因，水流优势通道、高渗透条带明显发育，众多的室内及矿场动静态研究成果对此予以了充分证实。日益加剧的层内、平面矛盾导致注水低效无效循环严重，如中国石油1999—2004年注水量年均增幅0.09亿m3，2005—2008年均增幅达0.39亿m3［1］。10年间，年注水量增加近2亿m3，产油量基本未变，水驱采收率大幅降低。目前，中国石油油田标定水驱采收率为33.6 %，平均驱油效率为56%，平均波及系数为60%［2］。国外部分油田水驱采收率可达60%甚至以上，大幅度提高水驱采收率仍有较大空间，也成为现阶段老油田二次开发调整的核心方向［3］。

近年来，国内陆上老油田在实施 “三重”技术路线（重构地下认识体系、重建井网结构、重组地面工艺流程）的基础上，将深部液流转向与调驱工作作为一种可真正深部干预地层、有效扩大水驱波及系数、提高水驱效率的技术手段，来实现“双高”油田的低成本、高效开发。目前，中国石油接近80%的原油产量是由“双高”油田生产的［4］。长期水驱造成了储层物性、油水流动状态及规律发生了巨大变化，水驱问题越来越复杂，许多相关基础理论与技术应用中存在的问题需要进一步予以认识和思考，从而在不断认识油藏非均质性的基础上，调整储层非均质性，持续改善高含水油田的水驱开发效果。

1　技术现状与问题Technical status and problems

深部液流转向与调驱技术是深部液流转向技术和深部调驱技术的理念结合。深部液流转向技术的核心在于改变储层深部的水流驱动方向，扩大水驱波及体积，它与深部调驱技术中“调”的理念相近，是深部液流转向与调驱技术的基础。而深部调驱技术是“调”与“驱”的综合，“调”即调整水流驱动方向，扩大注入水波及体积；“驱”即在“调”的基础上的有效驱替，驱出分散于中低渗透部位的剩余油。因而，二者相辅相成，并逐渐被统一为深部液流转向与调驱技术［5］。

1.1技术现状

Status

20世纪80年代以来，深部液流转向与调驱技术不断发展，在油田不同开发阶段发挥着重要作用，一直是油田改善注水开发效果，实现稳产的有效技术手段，其综合技术水平处于国际领先地位［6］。据统计，仅中国石油所属油田近年堵水调剖作业就近3000井次/年，增产原油超过50×104t/年［7］。其研究与应用方面的进展体现在技术理念及手段等多个方面。

1.1.1技术理念的变化 20世纪80年代、90年代初期，工作方向以单井调堵为主，强调单井增油降水及吸水剖面的调整改善。该阶段初期以近井地带处理为主，90年代中期侧重单井的深部调堵；90年代中后期，区块综合治理开始成为研究与应用的方向。区块综合治理主张以井组、区块为调整对象，以区块的增油降水/稳油控水、水驱指标改善、产能递减速度的控制等为指标，紧密结合油藏地质工程，统筹考虑油水井，全面地对油藏实施干预，但该阶段研究者还未系统地抽象“定势水流场”的问题［8］。进入21世纪，随着区块综合治理的不断深入，以及精细地质建模技术的迅速发展，长期水驱油藏内部的“定势水流场”开始受到关注，以区块为对象，以油藏工程认识为基础，实现“定势水流场”的深部转向，建立有利于增大水驱波及体积的流线场，提高未波及区驱动压差的理念开始被接受与应用［9］。

1.1.2研发应用多种化学体系 在不断提升的技术理念指导下，多种新型化学体系不断得以应用。从时间上看，其发展大体经历了4个阶段：（1）70年代以前，主要是水泥、树脂、水玻璃/氯化钙等，主要作用机理为物理堆积堵塞地层；（2）70、80年代，以聚合物强凝胶堵剂为主，作用机理多为通过成胶、聚集等堵塞机制封堵水流通道，进而调整近井地层吸水及产液剖面；（3）90年代，将井组、区块作为处理对象进行综合治理，化学体系以聚合物弱凝胶体系作为重点；（4）2000年以后，适应深部液流转向作业规模更大、时间更长的需要，体膨颗粒、小粒径微球等得到发展［10］；此外还有泡沫、乳化稠油、含油污泥、微生物类等化学体系。适应于不同工艺需要、油藏条件的多种化学体系的研发和使用有效促进了深部液流转向与调驱技术的发展与进步。

1.1.3优化决策技术不断发展 在深部液流转向与调驱技术室内模拟及机理研究的基础上，相应数值模拟技术进一步发展，先后开发形成了PI（Pressure Index，压力指数）、RE（Reservoir Engineering，油藏工程）、RS（Reservoir Simulation，油藏模拟）以及栅状流动模拟技术，并在一定范围内得到不同程度的应用。PI决策技术主要使用注水井井口压降曲线进行选井、选层及用量设计；RE决策技术则以黑油模型为基础，结合测试和动态资料进行优化；RS决策在其基本原理上与RE决策类似，但其综合考虑了化学剂性能；栅状流动模拟技术以流管模拟为核心，结合测试和动态资料，可大致判断水流优势通道，并进行优化决策［11］。栅状流动模拟技术针对水驱老油田油藏描述与数模历史拟合难度大、动态资料利用不充分、分层拟合结果可靠性差的问题，侧重于水流优势场的认识与描述，体现了新的思路［12］。

1.1.4配注工艺有所改进 配注工艺的发展方向是集中化、自动化。目前适应规模化施工的需要，配注工艺由初期的水泥车单井注入发展到集中配制、井口注入，参数录取上也部分实现了数据自动录取、远程监控等功能，为深部液流转向与调驱技术的科学化提供了基础。

1.1.5体膨颗粒与交联聚合物弱凝胶规模应用 在多种深部液流转向与调驱技术中，体膨颗粒与交联聚合物弱凝胶是先后得以规模应用的体系。体膨颗粒通过颗粒吸水体膨、变形运移，提高水驱波及体积，改善水驱效果［13］。根据对大庆、长庆、新疆和中原等油田的不完全统计，矿场实施的569个井组累计增油89.97万t，获经济效益10.04亿元。交联聚合物弱凝胶为分子间交联为主、以整体形式存在的网状体系，主要由聚合物和交联剂两部分组成，其强度因聚合物种类、浓度、交联剂用量不同而有很大区别［14］。据统计，1996—2008年间交联聚合物弱凝胶在大庆油田共应用500余井次，综合含水降低13～48.3个百分点，提高采收率1%～3%，效果明显。

1.2存在问题

Problems

深部液流转向与调驱技术的持续发展为老油田实现油藏稳产发挥了重要作用，但近年来其技术效能逐年变差。这有“双高”阶段后措施难度加大的客观原因，同时也体现了技术发展与油藏现状的某些不适应性。

1.2.1水流优势通道分布与定量描述技术缺乏 水流优势通道的客观存在已为检查井岩心分析、注水动态、矿场调剖注入动态所证实，对其分布、 数量及尺寸的量化认识是决策设计科学化的保证，但目前手段仅能实现一定程度上的定性描述［15］。如静态物性法只能推测储层发育水流优势通道的可能性及大致方向，测井法只能推测储层纵向非均质性及横向连通情况，生产动态法只能大致判断储层是否存在水流优势通道及串通情况。

1.2.2深部液流转向与调驱优化设计手段不具备受制于认识的局限，目前的优化设计软件尚不具备对高含水后期存在水流优势通道油藏渗流规律的合理描述，在一定程度上导致优化设计符合程度无法满足实际需要。如PI决策技术基于生产测试，构形简单，但缺少油藏属性；RE、RS决策考虑了油藏属性，但构形复杂，参数众多且不易得到，实用性差；栅状流动模拟技术构形简化，但缺少深部液流转向与调驱属性功能。

1.2.3现有技术不能完全实现真正的深部放置 油藏定势水流场的深部转向是高采出程度油田进行深部挖潜的基础，堵剂的深部放置是深部转向的关键，也成为目前该技术面临的瓶颈问题。

体膨颗粒与交联聚合物弱凝胶曾在一定开发阶段规模化应用，并取得过良好效果。但作为可形变软颗粒，其吸水速度过快，注入过程中凝胶颗粒易被剪切破碎，导致深部地层封堵能力大大降低；交联聚合物作为三维本体凝胶，即使在渗透率高达20 D的多孔介质中，其“动”也是以“被剪切”为条件的［16］，只有被剪切后才可以流动，这导致其在多孔介质运移过程中强度损失严重，深部地层封堵转向能力大大降低。因此，对于凝胶类本体堵剂，对象上，确认有大孔道的油藏可能效果好；方法上，小剂量、高强度、深部放置使用最好，一味追求大剂量深部注入，而注入时间又远远大于成胶时间，这在道理上还是值得再认识。近年来，聚丙烯酰胺类微球小尺寸微球材料比如胶态分散凝胶（Colloidal Dispersion Gel，CDG）等就是试图在不“牺牲”强度的条件下解决“动”的问题，但能否堵得住又成为新问题。因此，探索堵剂真正的深部放置是下一阶段深部液流转向与调驱需要解决的关键问题。

1.2.4低成本长效化学剂欠缺 “双高”油田采出程度高，且水流优势通道发育，深部液流转向材料用量大。但目前因化学剂成本偏高，用量偏小，造成有效期较短（6个月左右）。因此，转向剂材料的廉价长效是关键。

1.2.5深部压力与流动场监测手段缺乏 深部压力与流动场监测手段是客观认识深部液流转向与调驱措施效果的有效手段。目前常用的监测手段有吸水/产液剖面测试、井口压降曲线测试、示踪剂测试、大地电位测试等［17］，但测试范围仅限于油水井周围，缺乏对油藏深部压力和流动场的监测，影响了对深部液流转向与调驱措施效果的评价以及相关机理的认识。

此外，管理方面，针对深部液流转向与调驱的油藏研究薄弱，油藏与工程结合不够，以包代管等现象也不同程度地影响了技术效用的充分发挥。

2　对策与建议Solutions and suggestions

作为唯一可直接作用于油藏内部改变高渗层物性的地层干预手段，今后相当长的时间内，深部液流转向与调驱技术将会作为一种有效的进攻性措施，持续发挥重要作用。

2.1转变观念

Conceptual change

（1）客观认识技术的作用，有序推动矿场试验进展。深部液流转向与调驱技术是涉及油藏地质、材料、工艺等的系统工程，必须强化技术的油藏适应性研究，建立油藏潜力及措施效果评价体系，确定技术经济界限，从而使矿场应用建立在科学的基础上。

（2）转变观念，实现深部液流转向与调驱技术由单井措施向水驱动力系统调整的转变，由增油措施向提高采收率方法的转变；注重油藏研究与工程技术的紧密结合、深部液流转向与深部调驱的结合、深部调驱与油井深部堵水的结合。

（3）高度重视深部液流转向与调驱的油藏工程研究。运用新理论、新方法去充分认识干预对象的状态，把握“认识非均质性并解决非均质性”这一油田开发调整的核心，开展科技攻关。一方面要强化针对深部液流转向与调驱的油藏精细描述，另一方必须加强水流优势通道分布与定量描述技术研究，从而进一步提高优化决策的针对性、科学性。

（4）实现深部放置需要创新思路，多管齐下。深部液流转向与调驱技术通过充分发挥水的作用，影响层内“相对”低渗的部位，借助宏观与微观手段提高水驱采收率。它以深部转向为基础，以驱动压差的建立为核心。对于“双高”油田提高采收率，实施深部转向是共识，近年攻关一直未能有突破性进展，这一方面需要借助新型化学体系或采取多剂、多段塞、多轮次的组合，另一方面需要创新思路，借助工艺手段实现技术突破。

2.2技术创新

Technical innovation

2.2.1可真正实现深部放置的化学体系 研制体系必须满足“进得去、走得远、堵得住”的要求。颗粒类材料是一个方向，但都存在需要改进的地方。体膨颗粒存在吸水速度过快、力学性能不足（易剪切破碎）的问题；柔性转向剂颗粒具有良好的力学性能（弹性好、强度高），但吸水性弱；以丙烯酰胺（Acrylamide，AM）为基础材料制备的微粒径（微米甚至亚微米级）颗粒材料的开发着眼于解决“走得远”的问题，但由于其物理尺寸特性又带来能否堵得住以及油藏适应性的问题。交联聚合物弱凝胶的缓交联是另一个方向，但距离规模应用还存在距离。

基于体膨颗粒的缓吸水材料的研究有望为这一问题的解决提供方向。这类材料一方面吸水速率要低（受温度、矿化度、pH值等影响），以保证其长距离运移以及在油藏深部的有效封堵［18］；另一方面在吸水前须具有良好的可形变通过能力（非刚性），从而有效降低多孔介质的过滤作用。

2.2.2多剂、多段塞、多轮次组合应用 高含水后期，油藏内部矛盾进一步复杂化，多剂、多段塞、多轮次的组合可以综合多种液流转向与调驱体系的技术优势，发挥协同效应，以提高应用效果。该方法的关键在于组合方式、段塞设计的科学性。

2.2.3水平井置胶成坝深部液流转向技术 水平井置胶成坝是基于现代曲流河沉积特点，以水平井为通道，利用水平井自身特点，向目标区域直接输送转向材料，实现化学体系的深部放置，有效扩大水驱波及体积的一项创新思路（图1），摆脱了单纯依赖注入量的传统思路，突破了基于转向材料全程填充及全程建立压力梯度的模式［19］。对于厚油层，可向强水洗的油层部位打水平井（侧钻井），或者利用已有水平井注胶形成胶坝；对于高含水老油田，则可用水平井胶坝实施纵横分割，充分干预内部水流场。

图1　水平井置胶成坝提高水驱波及体积示意图Fig.1 Sketch of water flooding swept volume increased by gel dam placed with horizontal well

物理模拟结果显示，与无胶坝（挡水坝，图2a）时相比，在水驱主流线上建立胶坝后，相同体积后续水驱时采收率提高幅度在20%左右。数值模拟显示，若无建立胶坝，水驱至95%时剩余油大量聚集在储层中上部（图3中红色线条区域）；若当水驱至90%时在水驱主流线上建立3个胶坝，然后水驱至95%时原油采收率会大幅提升（红色范围大幅减少）［20］。因而，物模及数模研究结果证实水平井置胶成坝可有效实现深部液流转向作用。

图2　水平井置胶成坝物理模拟结果Fig.2 Physical simulation results of gel dam placed with horizontal well

图3　水平井置胶成坝数值模拟结果Fig.3 Numerical simulation results of gel dam placed with horizontal well

2.2.4针对不同类型油藏和开发阶段，加快低成本长效化学剂研究 不同类型的油藏如高温高盐油藏、低渗超低渗油藏、裂缝及缝洞型油藏、聚驱后油藏、海上油藏等，每类油藏的不同开发阶段，都需要研制相适应的化学剂。在性能基础上，化学剂的低成本长效是重点，低成本长效化学剂开发的核心和关键在于相关基础研究工作的深入。此外，物理模拟和数值模拟是预测化学剂在油藏中应用效果的重要手段，因此，要根据应用油藏的实际开发过程和储层条件建立相适应的物理及数值模型，研究油藏条件下化学剂与储层的匹配关系、运移特征、作用机理等，从而为适应不同油藏条件的新型化学剂材料的研发、改进及应用提供指导［7，21］。

2.2.5研制应用撬装在线注入设备，满足规模调驱需要 深部液流转向与调驱技术的发展趋势在于规模化、同步化、常态化，目前的注入工艺距离该方向尚有差距，有必要应用、试验在线注入设备，一方面适应深部液流转向与调驱技术发展的需要，另一方面降低操作成本和劳动强度。

3　结论Conclusions

在重构地下认识体系、重建井网结构和重组地面工艺流程的基础上，作为可直接作用于油藏内部改变储层非均质的干预手段，深部液流转向与调驱技术将会持续发挥重要作用。针对“双高”油田长期水驱的特点，要强化针对深部液流转向与调驱的油藏工程基础理论研究，攻关水流优势通道分布与定量描述技术，合理描述高含水后期存在水流优势通道油藏的渗流规律，提高优化决策的针对性与科学性；针对堵剂深部放置这一制约深部液流转向与调驱技术进一步发展的瓶颈问题，要创新思路，多管齐下，着力解决；针对不同类型的油藏和油藏的不同开发阶段，要基于客观的油藏物理模型的建立，深化相应堵剂作用机理研究，加快低成本长效化学剂的开发应用；此外，针对深部液流转向与调驱技术规模化、同步化及常态化的需求，要加快试验应用在线注入设备。通过科学创新系统攻关，持续推动深部液流转向与调驱技术进步，为“双高”油田水驱挖潜，挑战开采极限提供更为有效的技术保障。

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（修改稿收到日期 2016-05-25）

〔编辑 付丽霞〕

Status and solutions of deep fluid diversion and profile control technique

XIONG Chunming1， LIU Yuzhang1， HUANG Wei2， WEI Falin1， TANG Xiaofen1， YANG Haien2， BAI Yingrui1
1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development， Beijing 100086， China；2. Oil and Gas Technology Institute， PetroChina Changqing Oilfield Company， Xi’an， Shaanxi 710021， China

Water flooding remains a main production mode in ‘double-high’ （high water cut and high percentage of reserve recovery） oilfields. After the recent progress and problems of deep fluid diversion and profile control technique were analyzed， some suggestions were proposed. Firstly， it is necessary to further study the basic oil reservoir theories in relation to deep fluid diversion and profile control and work on the quantitative description technology for dominant water path distribution， so as to characterize the seepage laws of oil reservoir with dominant water paths at the late stage of high water cut development. Secondly， innovative ideas should be held to ensure the “effective deep placement” of plugging agent from the aspects of technique and materials. And lastly， online injection equipment test and application should be accelerate， so as to realize intensive and synchronous development of deep fluid diversion and profile control technique.

high water cut oilfield； deep profile control； fluid diversion； water flooding； dominant water path； deep placement

TE341

A

1000 - 7393（ 2016 ） 04 - 0504- 06

10.13639/j.odpt.2016.04.019

XIONG Chunming， LIU Yuzhang， HUANG Wei， WEI Falin， TANG Xiaofen， YANG Haien， BAI Yingrui. Status and solutions of deep fluid diversion and profile control technique［J］. Oil Drilling & Production Technology， 2016， 38（4）: 504-509.

国家科技重大专项“高效深部液流转向与调驱和精细分层注采技术”（编号：2011ZX05010-003）；中石油股份公司科技项目“低渗透油藏压裂水平井控水技术攻关与试验”（编号：KT2014-17-17）。

熊春明（1964-），中国石油勘探开发研究院博士研究生，教授级高级工程师，中国石油集团公司高级技术专家，主要从事油气田开发与采油工程技术研究和管理工作。通讯地址：（100086）北京市海淀区学院路20号石油勘探院采油所405室。电话：010-83598254。E-mail：xiongcm@petrochina.com.cn

白英睿（1989-），2016年毕业于中国石油勘探开发研究院油气田开发工程专业，从事调剖堵水技术研究。通讯地址：（100086）北京市海淀区学院路20号石油勘探院采油所507室。电话：010-83595362。E-mail：smartbyron@163.com