哈得逊油田超深海相碎屑岩油藏深部调驱技术与矿场试验

2018-10-15陈兰于志楠刘敏钟婷刘传家陈晓凯徐海霞周小平

长江大学学报(自科版) 2018年19期

陈兰于志楠，刘敏钟婷刘传家陈晓凯徐海霞周小平

(中石油塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000) (中石油塔里木油田公司开发事业部，新疆库尔勒 841000) (中石油塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000) (中石油塔里木油田公司开发事业部，新疆库尔勒 841000) (中石油辽河油田分公司钻采工艺研究院，辽宁盘锦124010) (中石油塔里木油田公司油气工程研究院，新疆库尔勒 841000) (中石油塔里木油田公司开发事业部，新疆库尔勒 841000)

哈得逊油田位于塔里木盆地新疆阿克苏地区沙雅县境内，是目前国内最大的海相碎屑岩整装油田，具备超深(5000～5500m)、高温(140℃)、高压(55MPa)、高矿化度(>20×104mg/L)、中等平均有效渗透率(222mD)的特点。主要开发层系为石炭系，自上而下发育薄砂层油藏和东河砂岩油藏。东河砂岩油藏是哈得逊油田主力开发单元，属于大型宽缓丘隆背斜构造控制下的岩性尖灭油气藏，从平面上分为中部纯油区和周缘边底水区，边底水区水体能量活跃。为实现全平面驱替能量均衡，整体采用环中部纯油区边缘环状注水和边部底水区衰竭式开发模式。经过近10年的注水开发，受底水抬升、东河砂岩纯油区内缩以及注水突破的影响，纯油区已进入高含水开发阶段(含水率83.0%)，且注水效果逐步变差，水驱指数(-1.6)、存水率(-0.56)不断下降。示踪剂监测显示，在注水对应的44口一线油井中，有示踪剂显示的井有25口，占总井数的56.8%，且水驱突进速度差异大，部分井注水指进与优势通道现象明显，水驱平面矛盾突出。

针对东河砂岩油藏超深高温、高矿化度及中高渗的特点，采用AM(丙烯酰胺)和脂类单体，用清水配制在地面引发后产生共聚和交联反应，形成了一种低密度缓膨性深部调剖凝胶颗粒。该颗粒在进入地层后，在水驱推进的过程中柔性颗粒逐步发生变形，选择性进入高渗地层、体积膨胀并封堵高渗透层，迫使后续注入水转向中低渗层，从而有效改善水驱波及系数[ 1～5]。同时，柔性颗粒可以变形、运移，增加洗油效率。该颗粒调驱机理如下：①耐温耐盐机理[6,7]；②遇水膨胀封堵优势通道大孔道机理；③缓速深部调驱机理[8,9]；④柔性颗粒变形增加排驱体积，增加洗油效率的机理[10]。在室内对该调驱颗粒进行了耐温耐盐及封堵性性能评价，在3个井组开展了矿场试验，实施后增油效果显著。

1 材料及方法

1.1 试验材料

高温烤箱(Memmert，德国)；压力测试仪；颗粒调驱剂(成都西南石大公司提供)。

1.2 评价方法

1)吸水膨胀倍数直接影响颗粒对孔喉的封堵强度及变形运移能力，是表征调堵剂性能的一项重要参数。其计算式如下：

(1)

式中：N为吸水膨胀倍数，1；V1为吸水前的颗粒体积，mL；V2为吸水后的颗粒体积，mL。

2)封堵率表征调驱剂对岩心的封堵性能指标。计算式如下：

(2)

式中：Dw为堵水率，%；K1为封堵前的岩心渗透率，mD；K2为封堵后的岩心渗透率，mD。

3)井口压降曲线指井口注水压力随关井后时间的变化曲线。该曲线从一定程度上反映了地层高渗透层和大孔道的发育情况，具体通过压力指数(pI)和充满度(FD)两个参数来衡量。计算式如下：

(3)

(4)

式中：pI为压力指数，MPa；p(t)为注水井井口压力随时间变化的函数；FD为充满度，1；p0为调驱初始压力，MPa。

4)吸水指数利用注水井压降试井录取，指单位注水压差下的日注水量，m3/(d·MPa)。

2 试验结果

2.1 吸水膨胀性能测试

颗粒的吸水膨胀试验结果表明，在矿化度20×104mg/L条件下，吸水膨胀倍数可以达到9倍(表1)。

2.2 耐温耐盐性能评价

在模拟油藏温度为120℃、矿化度为20×104mg/L的条件下老化30d，颗粒体系耐温耐盐性评价结果见图1。颗粒仍可保持完整的形态、较高的强度，表现出良好的抗温抗盐性能，主要是该颗粒含有复合无机黏土插层，因此性能稳定。

图1 不同老化时间下颗粒体系耐温耐盐效果评价图

矿化度/(104mg·L-1)膨胀倍数/1强度量/MPa韧性系数/10.433.50.150.69123.30.190.74519.10.240.811012.70.290.862090.320.92

2.3 封堵性试验

物理模拟试验结果表明，0.5%凝胶颗粒质量分数的封堵率在98%以上，具有较好的封堵性能(表2)。

表2 颗粒的封堵性

3 矿场试验及效果评价

3.1 调驱方案

高吸水层调驱半径一般按注采井距的5%～15%设计；低吸水层调驱半径一般按注采井距的5%～10%设计，配方采用5～7个段塞注入，质量浓度2000～8000mg/L。各调驱剂用量见表3，施工从2016年5月开始，2017年6月结束。

表3 各单井调剖剂用量参数

3.2 效果评价

3.2.1注水井压力监测

从2口井调驱前后的压力指数和充满度(表4)可知，压力指数和充满度逐渐提高，吸水指数下降，下降幅度为23.1%～45.7%，平均下降幅度33%(表5)。压降曲线和吸水指数表明，近井地带的高渗透层得到了较好的封堵，注水井压力提高，吸水能力下降，水窜得到抑制。

表4 2口井调驱前后压力指数和充满度对比

表5 注水井调驱前后压力和实测吸水指数对比

3.2.2注水井示踪剂监测

在调驱前后分别进行示踪剂监测，示踪剂监测结果表明注入水波及范围明显加大, 示踪剂推进方向明显改变，新增5口采油井见到示踪剂，表明改善水驱效果显著(图2)。调驱后见到示踪剂油井推进速度减低(表6)，表明大孔道得到较好的封堵。

图2 调驱 3井组注采关系及示踪剂监测对比图

注水井见示踪剂油井推进速度/(m·d-1)调驱前调驱后HD4-71HD4-71-1 2.15HD1-2H HD4-71-2 2.44HD4-71-3 HD4-5H3.723.44HD4-H74 4.2HD4-2H3.463.42HD4-87HD4-71-3 2.6HD4-2H4.524.5HD4-3H 3.81HD4-7H3.993.28HD4-5H3.993.62

3.2.3注水井压降监测

分别测试调驱前后注水井压降曲线，以HA-71井为例(见图3)，2次注水压降试井结果显示，储层渗流条件较2016年有较大变化，储层渗透率及吸水指数依次下降，长期注水造成的储层不均质性得到改善，表明调驱后平面矛盾改善显著。