胡状集油田高含水井组双向调堵技术研究与应用

2019-06-12赵泽宗

钻采工艺 2019年5期

赵泽宗

（中原油田分公司濮东采油厂）

赵泽宗.胡状集油田高含水井组双向调堵技术研究与应用.钻采工艺，2019，42（5）：45-48

胡状集油田是严重非均质油藏，由于采出程度的不断提高，层内剩余油不断减少，分布日益零散，对提高采收率的技术要求日益提高。剩余油分布高度分散，单一的技术手段提高采收率难度大［1-3］；层内高渗条带发育，单一方向的调剖或者堵水波及系数小，注水利用率低；多轮次调剖后，需要不断增加处理半径提高波及体积，成本压力大［4-10］。为此，笔者以“油水井双向调堵技术研究”为课题，研究了油水井双向调堵的堵剂体系、配套工艺技术，提高层间、层内和平面动用挖潜技术，满足油藏挖潜需要。

一般来讲，水井调剖有效期内进行油井堵水，或者油井堵水有效期内进行水井调剖，以此提高采收率的技术，统称为油水井双向调堵技术［11］。其范畴包括，在单一的调剖或者堵水技术基础上，将油水井调剖和堵水相结合，包括先堵后调、先调后堵、同时调堵及其他不同顺序的（调驱堵）组合。

一、室内实验

1.交联聚合物复合体系的复配

1.1 交联聚合物体系筛选

聚合物DX-10，交联剂YH-01、YH-02，稳定剂J108，根据所用药品进行预交联聚合物配制，按照正交实验4因素／3水平设计实验，4因素是DX-10、YH-01、YH-02、J108，DX-10的3个浓度水平是4 000 mg／L、6 000 mg／L、8 000 mg／L，YH-01／YH-02的3个浓度水平是500 mg／L、1 000 mg／L、1 500 mg／L，J108的3个浓度水平是400 mg／L、600 mg／L、800 mg／L。根据正交实验结果，最终确定配方：聚合物DX-10 6 000 mg／L，交联剂YH-01 1 500 mg／L、YH-02 500 mg／L，稳定剂J108 600 mg／L。

1.2 交联聚合物体系性能评价

1.2.1 耐温性能评价

按上述配方，用胡状联注水配制实验表明，温度对凝胶的成胶时间影响较大，对成胶黏度基本无影响，110℃以上凝胶热稳定性变差，生成的有效调剖剂量因失水而减少，会影响到调剖效果和有效期（见图1）。

1.2.2 耐盐性能评价

根据现场使用胡状联清水和注水（矿化度10～15×104mg／L）配制，钙、镁离子浓度5 000 mg／L对这两种水进行了评价试验，试验温度75℃。结果表明，凝胶在矿化度20×104mg／L仍具有良好的性能（见图2）。

1.2.3 封堵性能评价

堵水率（E）指堵剂降低岩心渗透率的程度，表达式为：

式中：Kwb—注堵剂封堵后水测渗透率；Kwa—注堵剂封堵前水测渗透率。

该交联聚合物堵水率达到94%以上。

图1 黏度随温度的变化

图2 黏度随矿化度的变化

综上，所研制的交联聚合物体系具有良好的性能，可选作双向调堵技术的主要堵剂。

2.室内双向调堵实验

为模拟油藏储层层内、层间、平面矛盾，笔者设计了一种三维多层变渗透率模型（以下简称“三维模型”），该模型具备模拟储层非均质性的特点，同时可以模拟不同调、堵顺序与调堵参数的措施效果。笔者应用该模型开展了关于调堵顺序对措施效果的影响研究，对比了先油井堵水后水井调剖、先水井调剖后油井堵水和水井调剖与油井堵水同时发生的两种措施方式的增油降水效果，论证了双向调堵的可行性和增油机理。

2.1 实验仪器与药剂

（1）实验仪器包括平流泵一台、50 cm×50 cm×6 cm三维模型4块、真空泵一台、HW-4B型数显恒温箱一台。三维模型的基本参数如表1所示。

（2）选用的堵剂为文中优选的交联聚合物冻胶体系：聚合物DX-10（6 000 mg／L），交联剂YH-01（1 500 mg／L）、YH-02（500 mg／L），稳定剂J108（600 mg／L）。

（3）油、水样准备：胡状集油田胡5块地面脱气原油，黏度为15 mPa·s；胡状集油田胡状联注入水，矿化度20×104mg／L，碳酸氢钠型。

表1 三层非均质平面模型基础数据

2.2 实验方案

实验方案将单一调剖／堵水、双轮次调剖与油水井双向调堵进行措施效果对比，同时在双向调堵方案中，设计了先调后堵、先堵后调与同时调堵3种工艺的措施效果对比；为了更好进行效果评价，措施用堵剂用量为0.3 PV，根据不同的工艺措施内容合理分配堵剂用量。

方案一：单一调剖／堵水。单独水井调剖，应用上述1号模型水驱，当含水率达到98%后进行水井端调剖，调剖堵剂用量为0.3 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，记录含水变化和采油情况；单独油井堵水，应用上述2号模型水驱，当含水率达到98%后进行油井端堵水，堵水用堵剂用为0.3 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，记录含水变化和采油情况。

方案二：双轮次调剖。应用上述3号模型水驱，当含水率达到98%后进行水井端调剖，调剖堵剂用量为0.15 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，进行第二轮次水井端调剖，调剖堵剂用量为0.15 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，记录含水变化和采油情况。

方案三：双向调堵。同时调堵，应用上述4号模型水驱，当含水率达到98%后同时进行水井端调剖和油井端堵水，调剖剂和堵水剂用量均为0.15 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，记录含水变化和采油情况；先调后堵，应用上述5号模型水驱，当含水率达到98%后进行水井端调剖，调剖堵剂用量为0.15 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，再进行油井端堵水，堵水用堵剂用为0.15 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，记录含水变化和采油情况；先堵后调，应用上述6号模型水驱，当含水率达到98%后进行油井端堵水，堵水用堵剂用为0.15 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，进行水井端调剖，调剖堵剂用量为0.3 PV，候凝老化后恢复水驱至含水率达到98%，记录含水变化和采油情况。

2.3 实验结果分析

2.3.1 单一调剖／堵水与双向调堵效果对比

由图3含水率曲线图可知，双向同时调堵降低含水率的幅度最大，含水率比单一调剖／堵水降低近10%，而且含水率降低的范围更大，表明措施有效期更长；从图3采收率情况表明，双向同时调堵要比单一调剖或者单一堵水提高采收率幅度大，提高采收率超过20%。由此可知，在同等调堵剂用量条件下，双向同时调堵比单一调剖或者堵水有更好的开采效果。

2.3.2 双轮次调剖与双向调堵效果对比

图3 方案一不同措施含水率和采收率变化

由图4含水率曲线图可知，双轮次调剖与双向同时调堵降低含水率的幅度相当，但是双向调堵降低含水率的范围更大；从图4采收率情况表明，双向同时调堵要比双轮次调剖提高采收率幅度高出2%。由此可知，在同等调堵剂用量条件下，双向同时调堵比双轮次调剖有更好的开采效果。

2.3.3 不同调堵顺序措施效果对比

按照方案三进行不同调堵顺序实验，实验结果见表2、图5。从表2看到，先调后堵和先堵后调提高采出程度分别是19.3% 和18.8%，而同时调堵提高采出程度为22.2%；先调后堵和先堵后调最终采收率分别是58%、57.9%，而同时调堵最终采收率达到60.6%，提高2.6%。

图4 方案二不同措施含水率和采收率变化

表2 不同调堵顺序对驱油效果的影响实验结果

由图5含水率曲线图可知，降水能力最强的是同时调堵这种形式，降水范围大，而且降水幅度大，其次是先调后堵。从图5采收率情况得出，三种调堵形式提高采收率的排序依次是，同时调堵＞先调后堵＞先堵后调。

综上所述，在平面径向流上，双向调堵在相同堵剂用量下，较调剖、堵水单一措施方式可提供更大的波及半径，因此可以表现出更好的降水增油效果；特别的，同时调堵较先调后堵或先堵后调可大幅改变储层存水分布状态，促使存水产生新的流线，同时使后续水驱流线变得更加密集，进而为后续水驱提供新的波及面积，达到提高采收率的目的。