深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

王玥 余吉良 王磊 赵淑华 毛艳玲 彭婧涵

1.中国石油华北油田分公司工程技术研究院；2.中国石油华北油田友信勘探开发服务有限公司；

3.中国石油华北油田分公司第三采油厂；4.中国石油西南油气田分公司蜀南气矿泸州炭黑厂

L断块是华北油田一个多层系、高温的低渗复杂砂岩油藏，主要含油层位是下第三系东营组三段至沙河街组一段。纵向上油层分布分散，层内和平面非均质性较强，渗透率差异大，注采井网对应不完善，且采出程度较高(31.5%)，综合含水率较高(86.3%)，地层原油黏度为6.6 mPa · s，储层温度高达115℃，地层水矿化度为11 200 mg/L。L断块经多年注水开发，目前已进入高含水、高采出开发阶段，大量注入水在地层中长期冲刷形成水窜大孔道，含水上升快，产量递减快，油田稳产形势严峻。

深部调驱技术是改善油藏水驱开发效果的主要手段之一，现场调驱常用的可动凝胶一般采用聚丙烯酰胺与酚醛树脂交联。受制于聚合物的耐温性，高温凝胶体系的稳定性较差，封堵强度低，严重影响调驱效果，因此需要开展高温凝胶体系的相关研究。

针对L断块油藏温度高(115℃)、剩余油分布复杂、常规治理难度大等问题，提出多井组联合同步调驱技术理论［1］和分类分级调驱技术方法，研制新型复合交联剂配方，在不增加成本的条件下，提高凝胶的稳定性能，保证调驱效果和有效期。

1 断块概况

华北油田L断块属扁平状鼻状构造油藏，纵向上发育Ed3-Ⅰ～Ⅴ、Es1s-Ⅰ～Ⅳ、Es1x-Ⅰ、Es1x-Ⅱ共11个油组，油层主要分布在Ed3-Ⅳ、Ed3-Ⅴ和Es1s-Ⅲ油组；储层温度115℃，地层水矿化度11 200 mg/L，地层原油黏度6.6 mPa · s。根据取心井岩心分析，该断块有效孔隙度3.8%～22.7%，渗透率在(0.1～373)×10−3μm2之间。断块主力砂体渗透率变异系数均大于0.8，储层平面非均质性严重。各油组渗透率级差主要介于166.8～719.3，平均值为443.1，突进系数均大于5.3，油藏层间非均质性严重［2］。

1995年11月L断块全面投入注水开发，截至2018年3月，综合含水已高达86.3%，采出程度31.5%。统计近10年吸水剖面监测情况，不吸水、弱吸水层占射开总厚度的52.3%，占射开总层数的65.1%，油藏层间矛盾严重。L断块受非均质性强因素影响，随着注水开发的推进，层内吸水不均，油藏平面矛盾突出，需要寻找有效的EOR技术方法。

2 剩余潜力研究

2.1 剩余油分布

L断块在近几年进行注采井网调整和单井组调驱试验后，开发效果有所改善，但目前断块整体处于高含水开发阶段，剩余油分布更加零散复杂，常规调整难度越来越大。明确剩余油的分布特征及类型是制定针对性调驱方案的重要前提。

综合分析断块生产动态情况，运用油藏工程法对L断块各油组地质储量进行计算，结果见表1。在纵向上剩余储量主要集中在Ed3-Ⅳ、Ed3-Ⅴ、Es1s-Ⅲ、Es1s-Ⅳ共4个主力油组，虽然主力油组的采出程度较高(21.2%～29.6%)，但是油组的原始地质储量高(45.5～71.6)×104t，剩余储量占比仍高达70%～80%，是该断块剩余油的主要分布区域。

表1 L断块各油组地质储量劈产表Table 1 Production splitting of the geological reserves of each oil bearing formation in Fault Block L

对断块各井组的地质储量进一步细分，以L62-64X(图1)、L62-72X井组(图2)为例，确定Ed3-Ⅳ8、Ed3-Ⅴ8、Ed3-Ⅴ11、Es1s-Ⅲ6、Es1s-Ⅳ1为主力油层。主力油层分布面积广、厚度大，计算地质储量为104.8×104t，平均采出程度为22%，其中Ed3-Ⅴ8、Es1s-Ⅲ6的采出程度大于28%，挖潜难度较大。

图1 L62-64X井组储量分布图Fig.1 Reserves distribution diagram of Well Group L62-64X

图2 L62-72X井组储量分布图Fig.2 Reserves distribution diagram of Well Group L62-72X

通过数值模拟油藏含油饱和度(图3、图4)，将剩余油平面分布规律归纳为4种类型：主力小层中、弱水驱型剩余油；层间干扰型剩余油，集中在非主力层和弱吸水层；注采层位不完善型剩余油，集中在未动用层；未控制型剩余油，集中在井网不完善、断棱附近区域。4种类型剩余油中，主力小层中、弱水驱型剩余油和层间干扰型剩余油是调驱挖潜的主要目标。

图3 L断块Ed3Ⅳ-8三维含油饱和度模型Fig.3 3D oil saturation model of Ed3Ⅳ-8 in Fault Block L

图4 L断块Ed3Ⅴ-8三维含油饱和度模型Fig.4 3D oil saturation model of Ed3Ⅴ-8 in Fault Block L

结合吸水剖面、生产动态反应及示踪剂监测资料［3］，分析在主力层内部存在水流优势通道。应用优势通道的综合识别与描述方法［4-6］，对注水井组存在的水流优势通道进行判断及分级(图5)。以L62-64X井组为例，该井组Ed3-Ⅴ8、Ed3-Ⅴ11长期主吸，累计吸水量达22.5×104t，示踪剂试验结果显示该井组最慢的方向水驱速度仅1.03 m/d，最快的方向水驱速度达到6.41 m/d。再结合井组孔隙度、渗透率、渗透率级差、产液强度及含水率等数据进行归一化定值，分析认为L62-64X井与L62-62X、L62-57X井之间存在强高渗条带，与L62-63X、L62-65X、L62-66X井之间存在次高渗条带，与L62-61X井之间的优势通道不发育，见表2。

图5 L62-64X、L62-67X井组水流优势通道级别Fig.5 Level of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

水流优势通道的采出程度高、剩余潜力小，是深部调驱封堵的主要目标，是调驱设计注入量的重要依据，结合数值模拟技术，对水流优势通道开展定量化研究。取水相分流量为98%时，对应含水饱和度0.77，认为含水饱和度大于0.77时的储层孔隙发育水流优势通道，计算得到水驱优势通道孔隙体积，计算结果见表2，以L62-64X、L64-67X井组为例。

2.2 注入参数优化

依据设计思路，选取L断块5个井组实施同步调驱，针对各井组剩余油分布类型、水流优势通道级别、水驱优势通道孔隙体积，优选不同浓度的凝胶配方，保证封堵强度。对于水淹情况严重、水驱速度≥1.50 m/d、水驱优势通道孔隙体积≥12 000 m3的井组采用聚合浓度为1 800 mg/L的凝胶配方，对应凝胶黏度为2 300 mPa · s；对于水淹情况次之、水驱速度＜1.50 m/d、水驱优势通道孔隙体积＜12 000 m3的井组采用1 500 mg/L凝胶配方，对应凝胶黏度为1 600 mPa · s。

表 2 L62-64X、L62-67X井组水流优势通道孔隙体积统计Table 2 Statistical pore volume of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

数值模拟调驱剂注入量与方剂增油量之间的关系，PV数为调驱剂注入的体积占水驱优势通道孔隙体积的比例，方剂增油量为井组总增油量与调驱剂注入量的比值。研究结果表明，随着注入PV数的增加，方剂增油量呈现明显的上升趋势，当注入量达到0.35 PV后，增油量上升趋势减缓，即注入水流优势通道0.35倍孔隙体积的调驱剂量可取得最佳的投入产出比。以此计算L断块5个井组共设计注入44 150 m3调驱剂，具体内容见表3。

表3 L断块调驱剂量设计Table 3 Dosage design of flooding control agent in Fault Block L

3 高温调驱体系研发

根据多井组联合同步调驱技术理论和分类分级调驱技术，结合L断块地质特征和开发矛盾，提出合理的技术方案：在L断块选取多个调驱井组，对应受效油井为多向受效井，具有弱水驱型剩余油和层间干扰型剩余油的主力油层，采用交联聚合物凝胶对强高渗条带和次高渗条带，以及近井地带存在的较大的水流优势通道进行较强的封堵和抑制，提高注入水的利用效率，高效驱出油藏中分散的剩余油。

温度和水质矿化度是影响可动凝胶成胶的2个重要因素。L断块的地层水矿化度为11 200 mg/L，通过室内实验，在相同配液浓度下分别采用清水(矿化度600 mg/L)和回注水(矿化度11 000～22 000 mg/L)配制聚合物溶液和可动凝胶，对比清水与回注水配液时聚合物和凝胶的黏度(图6、图7)，得到回注水配制的聚合物溶液的黏度较清水低59%～96%，成胶后的黏度较清水低31%～56%。由此可见，回注水对聚合物及其成胶后的黏度影响很大。回注水水质不同，其影响程度也不同，回注水矿化度越高，聚合物和凝胶黏度下降越多。

图6不同配液用水对聚合物黏度的影响Fig.6 Influence of dosed water on polymer viscosity

图7不同配液用水对凝胶黏度的影响Fig.7 Influence of dosed water on gel viscosity

在储层温度高于70℃的油藏，现场调驱一般应用的可动凝胶采用聚丙烯酰胺与酚醛树脂交联。常用的酚醛树脂交联剂有“苯酚-乌洛托品”和“热固性甲阶段酚醛树脂”［7-8］。高温条件下(＞90℃)，聚合物分子的酰胺基水解为羧钠基，温度越高，水解程度越高。酚醛树脂与聚合物分子的酰胺基发生交联反应，形成具有网状结构的均一、弹性凝胶体。中高温条件下(70～90℃)，部分酰胺基发生水解，但是仍有部分基团保持与交联剂的链接状态，因此凝胶具有一定的黏度保持率。随着温度的升高(＞90℃)，酰胺基全部水解为羧钠基，交联剂与酰胺基连接处进一步发生水解，交联键逐渐解离，凝胶破胶脱水。经实验考察，在L断块115℃的温度条件下，无论采用“苯酚-乌洛托品”交联剂还是“热固性酚醛树脂”交联剂，在聚丙烯酰胺浓度2 000 mg/L及以下浓度时，其交联形成的可动凝胶稳定性考察不超20 d即破胶，稳定性较差。

为提高可动凝胶调驱剂的稳定性能，查阅相关文献［9-11］，借鉴不同交联剂形成凝胶体型结构的不同，采用清水配液，设计耐高温复合交联剂，自主研制酚醛树脂交联剂Ⅰ型和Ⅱ型，发挥2种交联体系的协同效应，与聚丙烯酰胺复合交联，达到大幅度提升凝胶强度及稳定性的目的［12］。90 d凝胶黏度保持率达到63.6%～71.8%，而传统的高温交联剂在该温度条件下，90 d的黏度保持率仅为13.9%。因此，研制的耐高温复合交联剂可使凝胶黏度保持率最高提升58%，并在地层水中将凝胶进行浸泡，30～90 d开展稳定性考察，凝胶黏度不发生变化，外观没有破损。

通过复合交联剂配方优化试验，在115℃、聚合物浓度1 500 mg/L、交联剂I和交联剂II总浓度2 000 mg/L条件下，确定Ⅰ型与Ⅱ型交联剂最佳复配比例为1∶1～2∶1(图8)。通过配方优化实验，采用复合交联体系，推荐聚丙烯酰胺浓度1 500～2 000 mg/L，复合交联剂浓度为1 250～2 000 mg/L。

4 实施效果

依照方案设计，采用耐高温复合交联剂配方，于2018年7月，在华北油田L断块实施L62-64x等5个井组联合调驱，使多向连通油井同步受效，以增强调驱增油效果。现场施工累计注入聚丙烯酰胺浓度1 500～1 800 mg/L的可动凝胶44 150 m3。调驱实施2个月后，产量快速递减的趋势逐渐得到抑制并开始上升，并在波动中维持到目前仍然在有效期。见效高峰期时，日产液保持稳定，日产油从41.6 t上升至66.6 t，日增油达25 t，综合含水从89.3%下降至79.8%，下降9.5%。

图8不同交联剂复配比例时凝胶的热稳定性Fig.8 Thermal stability of gel at different crosslinking agent mixing ratios

5个调驱井组共对应油井16口，截至2019年12月，其中12口油井见到明显降水增油效果，油井见效率为75%，累计增油12 780 t，预计项目有效期内可累计增油19 600 t。如图9所示，L断块在实施调驱前，即2014年到2017年，产量一直处于快速递减趋势。在2018年实施调驱后，年递减率从2017年的9.1%减缓至2.2%，在2019年被逆转为−2.0%，年产量没有出现递减，油田稳产形势向好，整体开发效果得到改善。按逐年实际油价计算，创经济效益2 214万元，投入产出比为1∶9。如果按30美元/桶的低油价计算，项目创经济效益341万元，投入产出比为1∶4.2。即使按低油价计算，项目的成本已完全收回，仍然具有较好的经济盈利能力。

图9 L断块产量年度递减率变化曲线(2014—2019年)Fig.9 Variation of yearly production decline rate of Fault Block L (2014—2019)

5 结论

(1)应用油藏工程法和数值模拟法相互验证，对剩余油分布规律进行分类，定量刻画剩余潜力，判定识别水流优势通道，是制定针对性调驱方案的重要依据。

(2)通过凝胶配方性能评价实验，自主研制成功适用于油藏调驱的耐高温复合交联剂，在聚合物浓度1 500 mg/L及以上时，115℃稳定性考察90 d，凝胶黏度保持率达到63.6%～71.8%，与传统的高温交联剂相比，凝胶黏度保持率最高提升58%。

(3)在定量描述剩余油空间展布的基础上，自主研制成功相匹配的耐高温复合交联体系，应用多井组联合同步调驱方式和分类分级调驱技术，使整体深部调驱取得明显的降水增油效果和显著的经济效益，为同类型油藏改善开发效果提供成功的借鉴意义。