普通稠油弱凝胶调驱动态调控技术研究

2018-03-19张宏

特种油气藏 2018年1期

张宏

(中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010)

0 引言

海外河油田是以注水开发为主的普通稠油油藏，由于油水黏度比大、储层非均质性强，主力油层已形成水流优势通道，注入水低效或无效循环[1]。弱凝胶调驱技术结合了聚合物驱“改善油水流度比”和调剖“改善油藏非均质性”的双重特性，近年来被广泛地应用于矿场实践，成为改善稠油油藏驱替状况的有效方法[2]。

2010年，在海外河油田主力区块海1块开展弱凝胶调驱，在精细研究剩余油分布规律的基础上，重新规划反七点、150 m小井距调驱井网，采用净水+杀菌+除氧技术提高弱凝胶成胶率，并不断优化注采结构和注采参数，有效提高了弱凝胶驱替的波及体积，取得了区块产量增、含水降、递减缓的开发效果。

1 油藏基本情况

海外河油田位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带南端，其弱凝胶调驱主力区块——海1块为2条断层夹持的断鼻构造，构造简单、平缓，地层倾角为3～8 °，油藏埋深为1 650～2 100 m，含油面积为5.9 km2，石油地质储量为1 227×104t。调驱目的层为东营组二段，平均油层有效厚度为11.2 m，油层分布较稳定，连通系数达到87%。储层属于三角洲前缘沉积体系，平均有效孔隙度为29.1%，平均空气渗透率为633×10-3μm2。50 ℃地面脱气原油黏度为496 mPa·s，属于普通稠油。

海1块于1989年7月依靠天然能量，采用300 m井距、三角形井网投入开发，1990年6月进行边部温和注水开发，并通过部署加密调整井，砂层连通系数由300 m井距的55.8%增至220 m井距的76.8%。1999年开始细分层系全面注水开发，采用不规则面积注水，平均井距为180 m。2003年油藏步入“双高”开发阶段，注水三大矛盾突出，水驱效果变差。截至2010年，区块共有100口油井，88口正常生产，日产液量为1 990 m3/d，日产油量为276t/d，含水率为86.1%，采油速度为0.86%，采出程度为35.6 %，标定采收率为41.7%。

2 弱凝胶调驱调控技术

2.1 剩余油分布规律研究

油田进入高含水期后剩余油更加分散，如何量化剩余油分布显得格外重要[3]。在室内物理模拟实验研究基础上，针对不同油层条件、井网、注水方式等，采用数值模拟技术模拟油气藏中流体的渗流过程,是目前定量研究剩余油分布的重要手段[4]。应用CMG-STARS油藏数值模拟软件，对研究区进行开发动态跟踪模拟，将油藏沿纵向划分为17个小层，选取网格在平面上为角点网格，数值模拟总节点数为120×80×17，共163 200个。

结合各小层砂层有效厚度、储层物性及数值模拟剩余油饱和度分析可知，海1块经过长期注水开发，各小层含油饱和度已大幅度下降，注水井周围呈现大范围水淹，现阶段剩余油主要分布在砂体厚度大、连通性和物性较好、原始储油量较多的工区中北部地区。平面上集中分布在注采井间、构造高部位或微构造高点、断块北部大洼断层附近，多呈点状或窄条状分布；纵向上受储层物性差异影响，剩余油主要分布在尚未射孔动用，或在注水开发过程中水驱波及程度低的薄差层。

2.2 调驱井网井距设计

海1块储层属三角洲前缘沉积体系，以水下分流河道沉积微相为主，河道宽度为100～200 m，沉积相带变化大。注水开发期间平均注采井距为180 m，局部最大可达450 m。由于注采井网不规则，导致调驱开发后油井受效不均匀。应用谢尔卡乔夫公式(式1、2)[5]，根据相渗曲线、水驱特征曲线确定出驱油效率和最终采收率，综合经济分析法考虑井网密度对最终采收率的影响，计算极限井网密度和合理井网密度，并利用曲线交会法确定弱凝胶调驱合理井距为150 m。

ER=EDe-af

(1)

(2)

式中：ER为采收率，%；ED为驱油效率，%；f为井网密度，口/km2；a为取决于储层及流体特征的系数；K为油藏平均空气渗透率，10-3μm2；μo为原油黏度，mPa·s。

综上所述，按照反七点法井网、150 m井距的原则，对原注采井网重新规划调整，部署开发20口调整井，其中6口注入井，14口生产井，同时3口老井转为注入井，3口老井转为生产井，水驱控制程度由75.6%提高到82.6%。

2.3 弱凝胶成胶率研究

弱凝胶的成胶性能包括成胶时间、成胶强度和弱凝胶的稳定性[6]。成胶率是衡量弱凝胶体系强度和稳定性的重要指标，也是确保取得较好调驱效果的必要条件[7]。海1块弱凝胶体系室内配制完成后，初始黏度为400～700 mPa·s，60 ℃环境下15 d内可成胶，成胶峰值一般出现在7～15 d，15 d平均成胶黏度为7 595 mPa·s。2011年6至8月和2012年5至8月，弱凝胶黏度达不到配方要求且成胶率出现明显波动，平均成胶率仅为75%。通过对药剂质量、配制水质、配制环境、配制工艺4方面18项因素逐一排查(表1)，认为成胶效果变差是由于聚合物氧化降解，主要受水中溶解氧量、温度、光照、还原性离子等多种因素影响。

表1 影响凝胶体系成胶因素明细

室内实验表明，加入除氧剂硫脲可有效降低水中溶解氧的含量，成胶黏度明显提高，7 d后黏度达到19 355 mPa·s，远超同期未加除氧剂样品的黏度且具有较好的热稳定性。调驱现场加入硫脲15 d后，成胶黏度仍大于12 000 mPa·s。同时，对配制用水进行净化和杀菌处理后，体系黏度分别提升至12 010 mPa·s和9 000 mPa·s，体系成胶稳定。因此，通过“净水+杀菌+除氧”技术的联合应用，使得成胶率由75%增至90%以上，解决了弱凝胶调驱成胶不稳定的技术难题。

2.4 注采参数优化调整

2.4.1 注采强度调整

利用数值模拟技术针对海1块凝胶调驱工艺参数进行优化设计，确定合理的注入强度为3.1 m3/(d·m)，产液强度为1.16 m3/(d·m)。生产中根据调驱井组采油井受效差异，结合沉积相带的变化，进行针对性调整。对位于主河道的注入井控制注水，采油井控制产液量，累计实施37井次，控制无效注水量为4.7×104m3，无效产液量为3.6×104m3；对位于河道间的注入井加强注水，油井有效提液，累计实施45井次，增加有效注水量为5.6×104m3，增加产液量为4.3×104m3。通过以上调整，有效促使地下液流转向，从而提高注入聚合物的波及体积。

2.4.2 注入浓度调整

一方面弱凝胶具有一定的强度，能对地层中的高渗透通道产生封堵作用，使后续注入水绕流至中低渗透层，起到调剖作用；另一方面，由于交联强度不高，弱凝胶在后续注入水的推动下，在高渗透通道缓慢地向地层深部移动，产生类似聚合物驱的驱油效果[8]。应用统计方法分析单井组增油与注入压力上升速度的关系(图1)，确定弱凝胶调驱注入压力合理上升速度为0.8 MPa/月。以此为依据，对注入井配方浓度进行优化调整，累计实施52井次。

以海10-20井组为例，该井初始注入压力为1.2 MPa，注入前置段塞(凝胶+体膨颗粒)后压力升至6.3 MPa。注入浓度为0.20%的主段塞，初期注入压力上升速度达到1.1 MPa/月，将注入浓度下调至0.18%后，井组累计增油曲线出现明显拐点(图2)，当注入压力接近调驱方案设计压力12.5 MPa时，再次下调注入浓度至0.15%，井组调驱效果持续转好。说明根据注入压力情况及时调整注入聚合物的浓度，将注入压力上升速度控制在合理范围内，更有利于弱凝胶体系向地层深远推进，充分挖掘井间剩余油。

图1 单井组累计增油与注入压力上升速度关系

图2 海10-20井组累计增油与压力变化关系

2.5 注采结构调整

为了通过弱凝胶调驱更好地挖掘层间、层内剩余油，在数值模拟17个主力小层剩余油分布规律的基础上，结合动态分析，进一步认识各主力小层的动用状况，确定潜力层。对油井采取调补层、卡封出水层、回采潜力层等措施，加强薄差层剩余油挖潜。结合吸水剖面分析结果，通过分注加强低差层注水，限制强吸层注水，累计实施65井次，改善了51个小层(共75.3 m)吸水状况，剖面改善率达到88.9%，水驱控制程度由82.6%增至85.1%，水驱动用程度由79.6%增至83.2%。

2.6 完善动态监测体系

油藏动态监测是提高油田采收率、做好油藏调整的基础工作，贯穿于油藏开发的全过程。海1块弱凝胶调驱过程中，对油层动用状况、含油饱和度、凝胶波及状况、地层压力、成胶黏度等方面进行重点系统监测，累计监测312井次。按照具有连续性、同一性、可对比性的原则选择监测井，做到横向与纵向兼顾、单井与井组结合，综合评价调驱效果，指导调整工作。海12-22井共生产5个小层，由调驱前后的产液剖面对比情况可知(表2)，调驱前只有33、34、36号小层出液，调驱后生产小层逐步得到动用，产液量由11.7 m3/d增至17.3 m3/d，含水率由94.3%降至82.2%，日增油量为2 t/d。表明弱凝胶调驱封堵了高渗层，使低渗层得到有效动用。

表2 海12-22井产液剖面测试分层产液量与含水情况统计

3 实施效果

海1块弱凝胶调驱累计实施23个井组，其注入压力平均上升4.6 MPa，累计注入混合液达到138.98×104m3，平均注入0.22倍孔隙体积。井网加密调整后对应油井85口，通过综合调控，取得明显增油效果，共69口油井见效，见效率为81.2%，日产油量从调驱前的153.8 t/d增至峰值271.0 t/d，日增油量为118.0 t/d，累计增油12.1×104t，综合含水率由88.8%降至83.6%，由图3计算可知，区块自然递减率由16.2%降至1.5%，采收率提高5.8个百分点。