特高含水期差异化深部调剖技术研究

2017-03-02史树彬靳彦欣

石油地质与工程 2017年1期

关键词：水淹高含水压力梯度

史树彬，靳彦欣，衣哲，王涛，韦雪

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257000)

特高含水期差异化深部调剖技术研究

史树彬，靳彦欣，衣哲，王涛，韦雪

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257000)

针对传统调剖技术在特高含水阶段效果变差的问题，开展了不同含水阶段调剖作用机理研究，利用数值模拟方法对特高含水阶段的储层进行了水淹级别划分，对不同的水淹级别制定了相应的技术对策。结果表明：调剖见效是波及体积扩大和压力梯度波动共同作用的结果，中高含水阶段见效快、持续时间长，两者作用相当；特高含水阶段见效快、持续时间短，主要是压力梯度波动作用较大；高强度封窜治理特强水淹区是提高采收率的基础，高强度流度调控治理强水淹区是关键，注入相渗调节剂驱治理中水淹区是核心。

特高含水期；深部调剖；数值模拟；技术对策

水井调剖是油田提高采收率的一项重要技术，60多年来在国内外各油田得到了大规模推广应用，为油田的上产稳产做出了巨大贡献，但油田进入特高含水期以后，该技术的油藏适应性越来越差，实施效果不理想。近年来，许多专家学者[1-5]对调剖技术的堵剂类型、用量以及注入参数等进行了改进和优化，取得了一定的效果。本文从不同含水阶段的调剖作用机理认识出发，利用数值模拟方法对特高含水期储层的水淹级别[6-8]进行了分类，对不同的水淹级别提出了针对性的技术对策，为特高含水期水驱油藏提高采收率、延长老油田经济开发寿命期提供了技术支撑。

1 调剖作用机理研究

传统调剖技术是从注水井注入堵剂封堵高渗透层，调整注水层段的吸水剖面[9-10]，其主要目的是扩大波及体积，提高油田采收率。室内实验研究表明，提高注水倍数和压力梯度均能提高采收率[11-12]。调剖技术的实施是在整体注水倍数不变的情况下进行的，后续水绕流仅提高了局部储层的波及体积和压力梯度，而且随着含水阶段的不断变化，调剖后见效特点也不同，即在不同的含水阶段，调剖作用机理发挥的程度是不同的。

1.1 数值模拟模型建立

为了能够反映中高渗透油藏的基本特征和研究的准确性，建立了一套较细的51×51的直角网格系统，其中x、y方向的网格尺寸均为5.0 m，纵向上划分为10个模拟层，各层厚度均为1 m的正韵律模型，油层埋深为2 000 m，渗透率为(1 000～10 000)×10-3μm2，孔隙度为30%，初始含油饱和度为65%，地层原油黏度为25mPa·s，注入水黏度为0.5 mPa·s，岩石压缩系数为3.5×10-5MPa-1，定液量生产。

1.2 调剖数值模拟方案的制定

利用数值模拟软件CMG的Stars模块对调剖过程进行模拟，该模块能够实现聚合物与交联剂的反应生成冻胶的过程。在模型中设置油、水、聚合物、交联剂、冻胶、相渗调节剂六个组分，其中冻胶是聚合物与交联剂反应生成。模拟水驱的含水率达到一定值时，注入一定量的聚合物溶液和交联剂溶液，为保证生成的冻胶移动缓慢、强度高，达到改善吸水剖面的目的，在模拟过程中设置的注入浓度分别为4 000 mg/L、6 000 mg/L，生成冻胶的黏度为300 mPa·s，残余阻力系数为20。注完聚合物和交联剂溶液生成冻胶后，恢复正常的水驱，然后模拟调剖对后续水驱的影响程度，含水率达到98%时计算结束。最后，将调剖与不调剖模型计算的采收率进行对比，两者之差为提高采收率幅度值。

1.3 调剖作用机理研究

建立渗透率级差分别为2，3，5，8，10的模型进行模拟。模拟分为两个阶段：①水驱至含水率达到80%，90%，97%时，注入调剖剂，处理半径在高渗层为35 m；②继续水驱至含水率达到98%结束。根据高渗层和低渗层分区模拟结果，统计了不同调剖时机下渗透率级差与高渗层分流率下降百分数之间的关系(图1)，并对各情况下不同渗透率级差与提高采收率幅度之间的关系进行了对比分析(图2)。

图1 不同调剖时机下渗透率级差与高渗层分流率下降幅度之间的关系

图2 不同调剖时机下渗透率级差与提高采收率幅度之间的关系

由图1可知，在不同渗透率级差下，调剖后高渗层分流率均大幅度降低，吸水剖面发生明显的改善，但在同一含水率和渗透率级差下，高渗层的分流率下降幅度相差很小，这说明了在不同含水阶段进行调剖所引起的吸水剖面改善程度是基本相同的。

由图2可知，尽管不同的含水阶段进行调剖所引起的吸水剖面改善程度相当，但是含水率越高，由后续水绕流增加的水驱油效率越低。以渗透率级差5为例，含水达到80%时，调剖有效期为1.2年，提高采收率幅度为1.35%；但含水达到97%时，调剖有效期仅为0.32年，提高采收率幅度仅为0.34%，可见在不同的含水阶段调剖作用程度是不相同的。

在含水率小于90%的中高含水阶段，调剖的主要作用区域为近井地带50 m左右。调剖后，注入水绕流能够迅速波及到含油饱和度大于45%的剩余油富集区，增油降水效果明显、有效期长。该阶段调剖的特点是压力传播速度快、见效快，波及体积扩大明显，有效期长。在特高含水阶段，注水井强水淹区达到50 m～100 m，剩余油普遍分布、局部富集，调剖的主要作用区域为含油饱和度小于30%的贫油区，后续水绕流无法波及到剩余油富集区，增油降水效果差、有效期短，该阶段调剖的特点是压力传播速度快、见效快，但扩大波及体积有限导致有效期短。因此，传统调剖技术只能改善近井地带吸水剖面，无法使地层深部的剩余油得到动用，提高采收率效果不明显。

2 特高含水期深部调剖技术对策研究

在特高含水阶段，整体注水倍数不变的情况下，如何提高剩余油普遍分布区压力梯度是调剖技术提高采收率的主要途径。利用上述渗透率级差为5的模型对特高含水阶段不同水淹情况进行了统计分类，并针对不同的水淹级别制定相应的技术对策。

2.1 不同水淹级别划分

利用模型研究综合含水率达到97%时不同波及区域的水淹程度，根据含油饱和度的大小对水淹级别进行了划分，并对不同水淹区下含水率、吸水指数比以及厚度比进行了统计，其中吸水指数比是指不同水淹区吸水指数与平均吸水指数之比，厚度比是指不同水淹区厚度与总厚度之比，具体统计结果见表1。

表1 不同水淹区的含水率、吸水指数比及厚度比统计

从表1可以看出，特强水淹区厚度仅占5%，但该区域吸水指数是平均吸水指数的7.11倍，含水率达到了99.96%，基本只剩残余油，调剖潜力小；强水淹区和中水淹区含水率比较高，所占厚度比例也比较大，是调剖提高采收率的"主要阵地"；弱水淹区含水率仅为87.51%，含油饱和度大于45%，剩余油富集，位于正韵律油藏的顶部，不是调剖的重点。

2.2 不同水淹区技术对策研究

根据不同水淹区的吸水情况和剩余油饱和度制定了一套技术对策，其中对于特强水淹区采取深部封窜对策，提高近井压力梯度，遏制无效窜流；强水淹区采取高强度流度控制对策，提高远井端的压力梯度，扩大波及体积；中水淹区采取微观液流转向对策，提高剩余油饱和度高区域的压力梯度，增强洗油效率。三个对策依次进行，共同提高整个油藏的压力梯度，达到提高采收率的目的。

2.2.1 数值模拟方案的制定

对于正韵律油藏来说，特强水淹区位于油藏的底部，强水淹区和中水淹区居中，弱水淹区在最上部，因此模拟过程分为三步：①在对特强水淹区进行深部封窜时，注入聚合物和交联剂参数与调剖的过程类似，体系浓度大、强度高，能保证最大量地注入特强水淹区；②在对强水淹区进行流度调控时，在封窜的基础上注入高浓度的聚合物溶液(5 000 mg/L)，在注入过程中卡封其他射孔部位，保证定点注入；③在对中水淹区实施措施时，在上述措施的基础上注入相渗调节剂(浓度3 000 mg/L)，注入过程中卡封其他射孔部位，保证体系最大限度地进入中水淹区。各项措施结束后，统计油水井主流线上压力梯度的变化情况，分别确定各个措施的提高采收率效果。

2.2.2 特强水淹区技术对策效果研究

对于含油饱和度小于25%的特强水淹区，驱油效率已达到61.5%，无论现场实践还是室内实验研究证明，提高采收率的空间很小，设计封堵半径为40 m，实施后主流线上油水井之间的压力梯度变化曲线如图3所示。

图3 深部封窜前后对主流线上油水井间压力梯度变化曲线

由图3可知，深部封窜前后主流线的压力梯度在水井周围50 m以内明显提高，50 m以外变化不明显，剩余油普遍分布区没有得到有效驱替。虽然该技术对策没有使地层深部的压力梯度得到提高，但是封窜是遏制后续注入体系窜流的基础。从数值模拟结果来看，封堵前与封堵后特强水淹区的分流量分别为43.6%和5.6%，遏制窜流明显。

2.2.3 强水淹区技术对策效果研究

含油饱和度为25%～30%的强水淹区具有一定的剩余油潜力，应在深部封窜的基础上，注入高强度流度控制段塞，提高远井地带的压力梯度。设计注入量为强水淹区的0.02 PV，体系注入后主流线上油水井间压力梯度变化曲线如图4所示。由图4可知，注入高强度流度控制段塞后，近井周围压力上升明显，随着后续水的不断注入，压力波动逐渐向地层深部运移，有效启动了地层深部的剩余油，提高采收率幅度达到0.83%。

图4 高强度流度控制后主流线上油水井间压力梯度变化曲线

2.2.4 中水淹区技术对策效果研究

对于含油饱和度为30%～45%的中水淹区，所占厚度为55%，是提高采收率的主要区域，应在上述措施的基础上，注入相渗调节剂进一步提高远井地带的压力梯度。设计注入量为中水淹区的0.10 PV，体系注入后主流线上油水井间压力梯度变化曲线如图5所示。由图5可知，上述综合措施实施后近井地带压力梯度提高明显，随后续水的注入，油井端压力梯度也快速上升，剩余油得到普遍驱替，提高采收率达到3.26%。