调剖调驱技术在非均质油气藏的应用

曹 新，张文鹏，于兆坤

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津 300452

渤海S油田B15井组位于东二上段，原油黏度大，原油在地层温度条件下流动性能差，储层非均质强，油水流度比大，造成水驱波及范围小，驱替效率低，水窜现象比较明显，注入水利用率低。井组井位图见图1，目前窜逸方向为A24井、B16井和A18井方向，B13井受边水影响较大，A19S1井受其余水层影响较大。

图1 B15井组井位图

鉴于以上原因，单纯调剖或者调驱很难解决储层非均质性。对B15井东二上Ⅱ、Ⅲ1油组采用调剖调驱治理方案，以封堵大孔道，改善B15井吸水剖面，缓解层内矛盾。

1 调剖+表面活性剂驱方案

调剖井段高渗流层占主导地位，且高渗流条带渗透率>8 000 mD，因此选择高强度冻胶体系。

1.1 调剖体系

S油田B15井组地下原油胶质含量达27.25%，油样中的Fe、Ca、Ni元素含量分别为31.2%，30.8%，46.7%，含量较高，原油分子的偶极矩为3.41，簇集体结构较为复杂。优选具有较高降黏率，较低界面张力，同时能够改变稠油流变性，使油相降黏、水相增黏的调剖体系，以改善稠油水驱效率。

S油田防砂方式为复合优质筛管砾石充填，增加了冻胶类堵剂的机械剪切。要保证冻胶堵剂通过剪切后仍保留有较高的强度[1]，选择的堵剂既要满足通过防砂层达到油藏目标层位的要求，也要满足能在S油田B15井区域地层温度为55 ℃和注入水矿化度为0.92×104mg/L条件下长期稳定作业。

通过评价目前较成熟的凝胶体系，分析温度、矿化度、二价离子、交联剂浓度等对成胶时间和成胶性能的影响，并分析在油藏温度下的凝胶体系热稳定性，确定适合S油田B15井堵剂为聚合物/重铬酸钠/硫代硫酸钠/亚硫酸氢钠组合的延缓聚合物凝胶体系。调剖作业先采用中高偏强度凝胶封堵水流优势通道，改变液流方向；后采用中等强度凝胶进一步封堵水流优势通道，扩大波及体积。

1.2 表面活性剂优选

选1#表面活性剂与4#表面活性剂，分别将其与原油按一定比例混合，进行对比试验，对原油的降黏效果、界面张力和分水率进行评价，具体测试结果见表1～表4。

表1 1#表面活性剂黏度测试结果

表2 4#表面活性剂黏度测试结果

表3 分水率实验数据

注：药剂浓度为800 mg/L，70 ℃下放置5 h

表4 界面张力测试结果

由表1～表4可以看出， 4#表面活性剂比1#表面活性剂更宜于作现场应用体系，依据降黏率分析优选4#表面活性剂的注入有效浓度为400 mg/L。通过CMG数值模拟分析，注入400 mg/L表面活性剂，不同注入时间与井组的增油量统计分析结果见图2，可以看出注入6个月为最优方案。注入过程中不同浓度表面活性剂不同时间，井组增油量优化分析，优选出表面活性剂最优注入浓度见表5。

图2 不同注入时间增油量统计

表5 表面活性剂注入浓度优化

2 现场应用效果

B15井通过调剖+表面活性剂驱后，吸水大孔道得到了封堵，层内矛盾得到缓解，受益油井含水率降低，油井产油量增加，扩大了井组平面波及，提高油藏顶部动用程度。

2.1 井口压降曲线

正常注水条件下突然关井，测B15井井口压力随时间变化的曲线见图3。该井井口压力由调剖调驱前的6.88 MPa升到8.75 MPa，注水压力升幅较大，关井后井口压力下降较调剖调驱措施前变缓[2]，这说明分层调剖措施有效。

图3 B15井压降曲线

2.2 吸水指数曲线

调剖措施作业后，B15井注水启动压力大幅上升[3]，指数曲线变化不明显，地层吸水能力变弱，非均质高渗透层得到一定封堵，层内矛盾得到缓解，B15井吸水指数曲线见图4。

2.3 井组增油情况

截止2017年10月，B15井受益油井净增油超300 m3，递减累计增油超5 000 m3，各受益井治理方案实施作业前后日产液、日产油、含水量率变化见表6。

图4 B15井吸水指数曲线

表6 B15井调剖调驱技术实施效果统计

3 结论与建议

1)通过对B15井高孔高渗层和高孔中渗层进行分层段调剖，非均质高渗透层得到一定封堵，层内矛盾得到缓解。

2)调剖后随着表面活性剂的注入，B15井组各油井取得一定的降水增油效果，有效期需要进一步跟踪。

3)调剖+调驱的现场实施，实现注入水液流转向，扩大井组平面波及，提高顶部动用程度，可供非均质性大、原油黏度大的类似油藏开发参考。