海上稠油油田复合调驱技术与应用

李晓伟，徐国瑞，鞠 野，刘丰钢，刘光普

（中海油田服务股份有限公司油田生产事业部，天津 300452）

海上部分油田经过多年注水开发，注水开发效果变差，大量剩余油因注入水无法波及而难以采出，油田采收率过早达到瓶颈[1-3]。近十年来，渤海油田地区逐步推广普及了聚合物凝胶等多项调剖调驱技术，并取得了广泛的应用[4]。

随着调驱轮次的增加，渤海D 油田部分井组聚合物微球调驱应用效果变差，聚合物微球调驱技术虽然能够有效进行地层深部调驱，但却难以封堵特高渗水窜条带，使得该技术在部分油田地区应用受限[5]。结合聚合物凝胶封堵强度大的优势和聚合物微球延缓膨胀封堵特点，提出“凝胶+聚合物微球”复合调驱技术并进行现场应用，以期解决高渗、特高渗储层的水窜问题，提高油田水驱开发效果。

1 微球选型

渤海D 油田H 井组储层平均渗透率3 583 mD，平均孔隙度35.8 %，示踪剂解释水窜通道渗透率高达10 650 mD。计算储层平均孔隙半径18.1 μm，水窜通道半径31.2 μm。根据孔喉分布结果选定HK 型聚合物微球作为主体调驱体系。HK 型聚合物微球的具体特性参数（见表1）。

表1 HK 型聚合物微球的特性参数Tab.1 Characteristic parameters of HK-type polymer microspheres

2 凝胶体系选型

使用SR-71D、LG-50A 和SSD-702 三种聚合物，400 r/min 搅拌速率下搅拌1 h，配制4 000 mg/L 和3 000 mg/L 的聚合物溶液，测定原液初始黏度，分别加入3 000 mg/L 和2 000 mg/L 交联剂，在60 ℃下恒温水浴加热，使用旋转黏度计测定凝胶初始成胶时间与成胶强度（见表2）。

由表2 可知，SR-71D 聚合物在低浓度下未成胶，在高浓度下成胶强度相对较小，LG-50A 聚合物在高浓度下虽然成胶强度达到F 级，但低浓度下成胶较弱，遇地层流体稀释时难以达到水窜层封堵效果。SSD-702 聚合物在两种体系配方下成胶强度都达到D 级以上，考虑其具有较好的抗剪切性，因此选定SSD-702聚合物作为前置封窜体系。

表2 聚合物成胶时间及强度Tab.2 Gelling time and strength of polymers

3 复合技术驱油实验

使用4.5 cm×4.5 cm×100 cm 的双层压制非均质岩心模拟驱替实验，低渗层3 000 mD，高渗层6 000 mD，模拟进行聚合物凝胶与HK 微球复合技术的效果评价，并与单项技术进行对比。

3.1 HK 微球驱替实验

首先将饱和油的岩心用水驱至含水95 %后，注入HK 型聚合物微球（60 ℃，预膨胀15 d），注入浓度为4 000 mg/L，注入量为0.5 PV。水驱注入速度2 mL/min，注入微球和后续水驱时注入速度为0.5 mL/min。

从分流曲线（见图1）可见，开始注入HK 微球后，低渗层有所启动，高渗层分流率出现下降，但在后续水驱过程中快速上升，从岩心出口截面可见低渗层未得到有效动用，结合注入压力无较大增长，分析认为微球对于特高渗通道的封堵性能有限[6]，最终采收率提高幅度为8.14 %。

图1 HK 微球注入分流曲线Fig.1 Injection shunt curve of HK microspheres

3.2 “凝胶+微球”驱替实验

岩心用水驱至含水95 %后，按照筛选的凝胶体系配方，首先注入“3 000 mg/L 聚合物+2 000 mg/L 交联剂”的凝胶体系段塞0.15 PV，模拟候凝关井6 h，然后注入4 000 mg/L 的预膨胀HK 微球0.35 PV。注入速度：水驱时2 mL/min 注入微球和后续水驱0.5 mL/min。

图2 复合驱分流率曲线Fig.2 Composite flooding diversion rate curve

从分流曲线（见图2）上看，开始注入聚合物凝胶后，进入低渗层的液量明显增加，转为注入HK 微球后，低渗层分流率稳中有升，且在后续水驱过程中高渗层分流率呈现波动上升的特点，符合聚合物微球的“运移再封堵”特点，后续水驱相同PV 数后，复合调驱技术的低渗层仍保有9.7 %的分流率。采收率测试结果可见，水驱过程中高低渗层存在明显的采收率差异，而在复合驱结束后，高低渗层的采收率差异明显缩小，综合采收率提高幅度达到18.64 %。

通过在微球体系前置高强凝胶段塞，可以起到明显的封堵水窜通道效果，相比单项微球调驱技术，采收率增幅达到10.50 %（见表3），体现了凝胶封堵水窜条带后，微球充分发挥深部运移、再封堵的效果，此外，HK 微球膨胀后独有的正负电荷体系能够与聚合物凝胶带点基团搭桥[7]，进一步提高体系的封堵能力，延长体系作用时间。

表3 组合与单项技术效果对比Tab.3 Comparison between combination and single technology effect

4 现场应用

4.1 实验井组概况

D 油田属复杂的河流相沉积，非均质性强，底水油藏比例大。储层渗透率分布在100 mD～11 487 mD，平均3 000 mD，平均孔隙度35 %，地下原油黏度80 mPa·s～130 mPa·s。H 井组注水量800 m3/d，对应6 口生产井，井组产液量为850 m3/d，综合含水79.5 %。H 井于2016 年进行示踪剂测试，判断H3 井方向存在优势渗流通道，解释水窜层渗透率达10 650 mD。

4.2 实验方案设计

结合室内实验结果和现场试注情况，设计了弱凝胶前置段塞、强凝胶封窜段塞、深部调驱段塞三个主体部分。采用“3 000 mg/L 聚合物+2 000 mg/L 交联剂”段塞作为前置段塞，“4 000 mg/L 聚合物+3 000 mg/L 交联剂”段塞作为封窜段塞，4 000 mg/L 的HK 微球作为深部调驱段塞，总注入量为39 000 m3。

4.3 实验效果

2017 年4 月起对H 井组进行施工，累计注入凝胶段塞8 660 m3，注入微球段塞30 300 m3，注入过程中压力逐渐升高，从压降曲线（见图3）上看，初期注入凝胶段塞充满度有较大幅度提升，体现了水窜层的快速封堵效果，后期注入微球段塞时压降曲线逐级趋缓并呈缓慢抬升趋势，说明HK 微球与凝胶段塞发挥出了协调效果，并进一步的深入地层深部产生了封堵。至施工结束时充满度达到84.35 %。

施工前处于含水快速上升趋势，后期井组含水开始出现下降，此后逐步提频，受效井含水保持平稳，其中H3 井含水下降幅度达到10.8 %（见图4），截至目前井组增油6.4×103m3，并仍在有效期内，增油量优于类似条件井组单一微球调驱同期数据，表明“凝胶+聚合物微球”复合技术在海上高孔高渗储层具有良好的适用性。

图3 H 井组施工压降曲线Fig.3 Pressure drop curve of H well group

图4 H 井组注采曲线Fig.4 Injection-production curve of H well group

5 结论

（1）为适应海上高孔高渗、水窜大孔道发育的储层调驱需要，开发评价了“凝胶+聚合物微球”的复合调驱技术；通过室内评价实验结果表明，复合调驱体系具备较好的注入性，能够有效封堵高渗水窜通道，结合后续微球段塞能够更好的发挥深部调驱效果，并根据D 油田H 井组优化了体系配方参数；非均质岩心驱油实验表明复合调驱技术相比单项技术提高采收率幅度增加10.50 %。

（2）矿场实验结果表明，“聚合物凝胶+聚合物微球”复合调驱对于高渗、特高渗储层具有较好的增油降水能力，H 井组当前递减增油量达到6.4×103m3，增油量优于类似条件井组单一微球调驱同期数据且持续有效。