油井反向调驱(堵水)技术在低渗油田中的应用

2020-10-10张金元杨彪强吴若宁

延安大学学报（自然科学版） 2020年3期

张金元，杨彪强，李育，吴若宁

(延长油田股份有限公司勘探开发技术研究中心，陕西延安716000)

靖边采油厂沙子湾油田采油区储层岩性主要为灰色细粒长石砂岩，储层为低孔、低渗储层，非均质性强，平均孔隙度10.9%～20%，平均渗透率(0.67～4.96)×10-3μm2。地面原油具有低密度、低黏度、低凝固点、低含硫量等特点。油田储层致密，属低渗、特低渗透油藏。随着注水开发的不断深入，因油井在投产时进行压裂改造，加之原始地层裂缝发育，注水开发后注入水沿裂缝快速推进，导致油井含水上升，造成油井水淹，严重影响了油田生产效益。低渗透油田注水开发过程中，为了封堵高渗透储层，提高注水波及效率，采用油井堵水的方式封堵高渗透储层。何文建[1]通过室内实验评价了微生物驱的可注入性。王卫忠[2]对油井堵水机理进行了阐述，并对姬塬油田长8油藏进行了矿场试验，增油效果明显。低渗透油藏注水井多次调驱调剖后注不进水或调驱后只能调高压力注水，这样会造成储层裂缝开启注水突进，调驱调剖失效。油井端注入堵剂使得注入水在油层堵剂外缘区域产生绕流，扩大波及体积，同等施工规模下有效期比调驱更长[3-7]。本文对DP系列复合调堵剂不同配方进行室内封堵实验，筛选出能适应不同储层的堵水要求，并进行矿场试验，对油井控水、注水具有指导价值，同时对提高水淹井的利用率和油田的产能具有重要意义。

1 反向调驱(堵水)复合化学调堵剂研究

DP系列复合调堵剂是由耐高温的高强度堵水剂、微生物驱油剂、稠化剂、降阻剂等组成。它可在地层中产生堵塞高渗透层凝胶，能够实现厚油层层内堵水，实现在连续射孔的厚油层内实施堵水，堵水不堵油。

1.1 DP系列堵水剂封堵效果模拟实验

1.1.1 堵水剂配方体系

根据油藏特性、地质孔隙、渗透率、温度、矿化度等筛选反向调驱(堵水)配方体系，本实验堵水剂配方主要有以下三种。

配方A：改性聚丙烯酰胺+15%转向剂+2.5%稠化剂+3.5%稳定剂

配方B：改性聚丙烯酰胺+10%转向剂+3.0%稠化剂+3%稳定剂

配方C：改性聚丙烯酰胺+12%转向剂+3.5%稠化剂+2.5%稳定剂

1.1.2 物理模拟实验

实验步骤如图1所示，测出K值，计算封堵率。

图1 模拟实验步骤

封堵率(η)计算公式为：

式中：K为渗透率(μm2)；Q为流量(mL/s)；

L为岩心长度(cm)；μ为介质粘度(mPa·s)；ΔP为压差(MPa)；K1为原始渗透率(μm2)；K2为堵后渗透率(μm2)；η为封堵率(%)。

1.1.3 实验结果

由室内实验得出A、B、C三种复合调堵剂封堵效果如表1所示，A配方(又称DP-3)平均封堵率为88.55%，B配方(又称DP-4)平均封堵率48.57%，C配方(又称DP-5)平均封堵率为42.38%。A、B、C三种复合调堵剂配方封堵效果由高到低适应不同施工井需要，能满足不同渗透率低渗透油藏的同层堵水要求。A配方封堵率最高，封堵效果最好，所以在矿场试验中选取A配方，即改性聚丙烯酰胺+15%转向剂+2.5%稠化剂+3.5%稳定剂。

表1 堵剂封堵效果

1.2 微生物驱油剂与原油配伍性实验

1.2.1 驱油剂与原油的配伍性

利用52305油井样品中的游离水，加入无机盐制成培养液，将浓度为5%的菌种Yn-1、Yn-2、Yn-3分别与原油加入3个锥形瓶中摇匀，利用血球板计数法测量营养液中菌种初始浓度，之后放入40 ℃(储层温度)恒温箱里培养48 h，测菌种浓度并记录，比较培养前后菌种浓度，实验结果如表2所示。

表2 含油地层水液体中微生物驱油剂浓度变化情况

通过对油水样品中的微生物驱油剂浓度进行检测，实验后锥形瓶中Yn-1、Yn-2、Yn-3微生物驱油剂的浓度均超过接种时的浓度，Yn-1菌种增长7.5倍，Yn-2菌种增长10.5倍，Yn-3菌种增长14.4倍，可知微生物驱油剂与目标油层的原油有良好的配伍性，在没有加入其它营养物的条件下菌种数量有大幅度的增加，说明微生物驱油剂可以起到分解原油碳链，降低原油含蜡的作用，目标油井中没有危害微生物驱油剂生长的有害物质。

1.2.2 驱油剂对原油的乳化作用

实验步骤：取250 mL玻璃锥形瓶12个，每3个锥形瓶中装有同一口井中100 mL的培养液(培养液利用每口试验井的地层水进行配制)，4口试验井实验3种菌种，将5 mL菌液(Yn-1、Yn-2、Yn-3，对照样中加入5 mL地层水)和5 g原油分别滴入每个锥形瓶中摇匀，在40 ℃恒温箱里培养7 d，观察油质变化，实验结果如表3所示。

表3 微生物驱油剂室内乳化实验结果

配伍性实验乳化效果共分为4级，判定方法为：Ⅰ级油水能够完全混相，无油水分界线，静置后较长时间不分层；Ⅱ级油水大部分混溶，下层水层为深褐色，经用力摇匀，油水基本能够混溶，产生的油珠流动性好；Ⅲ级油水部分混溶，下层水层为褐色，经用力摇匀，油水能够部分混溶，然后迅速分开，油珠为液滴状，直径1～2 mm左右；Ⅳ级表观效果与对照基本一致，下层水澄清透明。

从表3可以看出，实验的对照样品油水明显分离，下层水澄清透明，为培养基本身颜色，原油分散为颗粒状油珠，呈半固态，直径为2～5 mm左右，有的甚至结块，流动性较差，油水之间有明显分界线。经用力震荡，油水之间不能混相，停止振荡，油水立即分层。加入微生物驱油剂的油水样品中，油水随菌种不同能够有不同程度的混相乳化，没有颗粒状油残留现象。说明这些菌种能够产生表面活性物质，降低油水之间的表面张力，使原油与水之间发生了乳化现象，使油水两相能够混溶，大大增加了原油的流动性。Yn-2微生物驱油剂菌种乳化效果最好，所以筛选Yn-2微生物驱油剂用于沙子湾油区矿场试验进行反向调驱(堵水)。

2 矿场试验效果分析

2.1 选井

在对油井注水见效规律和水淹特征的系统研究基础上，结合油田实际，考虑注入工艺的满足程度、堵剂性能和适应条件，油井反向调驱(堵水)除可满足通常需要堵水调驱的油水井外，特别对以下情况尤其适用：

油层存在人工裂缝或天然裂缝，由于注入水造成的暴性水淹，采出程度较低，油井具有一定的潜能；油井生产动态上，表现为供液充足，含水率大于85%，注采反映关系明显。地层发育情况较好，受地层中高渗透带及裂缝的影响，注水矛盾突出，存在注入水突进的情况，油井含水上升速度快且实施注水调整控水的效果不明显。油层温度低于100℃，地层水矿化度低于15×104mg/L，适用于对应注水井多次调驱调剖后失效的油井。多次调驱调剖后失效后，注水井由于以往堵剂没有完全分解失效，使得施工压力大、限制了依靠扩大施工规模提高波及体积作用，且增加了成本；与对应注水井层内连通性好，注水井对油井产液影响明显，而水驱效果差的井；油井出水层位明确，油井井下技术状况良好，无套破和管外窜槽情况。注水井单向突进造成的水淹油井，实施反向调驱(堵水)可以提高驱油效率，减少对整个井组的影响，合理分配注水量。油井受多向注水影响造成水淹井，应用反向调驱(堵水)可以减少作业井次，节约成本。进行施工井筛选确定施工井4口，分别为：53109井、51616-1井、52076井、52305井。

2.2 施工工艺及参数优化

采取多段塞施工：第一个段塞是水驱流向改变剂段塞，目的是堵塞深部地层裂缝，改善吸水剖面；第二个段塞是凝胶堵剂，目的是对深部地层微裂缝进行调堵；第三个段塞是复合调驱剂，矿场试验中选取A配方，即改性聚丙烯酰胺+15%转向剂+2.5%稠化剂+3.5%稳定剂，对地层大空道进行封堵；第四个段塞和第五个段塞是利用微生物驱油剂对原油产生降解作用，筛选Yn-2微生物驱油剂，目的是降低原油粘度，从而改善原油在油层中的流动能力，提高洗油效率。施工排量为3～6 m3/h，施工压力为小于15.0 MPa。

反向调驱(堵水)施工步骤与要求：(1)准备：调驱前测对应注水、压降曲线各一条；(2)上作业起出原井管柱，下调驱施工管柱；(3)洗井；(4)连接地面管线，试压；(5)调驱剂段塞注入；(6)连续正反顶替清水，清除配液池内剩余调驱剂；(7)关井候凝；(8)起出施工管柱，入生产管柱，开井正常生产。

2.3 施工前后效果对比

通过对沙子湾地质资料和生产数据进行分析，根据低渗透油藏地质特征、渗流机理、开发特征、油藏工程和沙子湾油区特点，开展适合该区块油井反向调驱(堵水)调驱剂研究，并对调驱剂适应性进行评价，优化施工工艺，筛选出潜力油井。从2016年6月至11月共进行油井反向调驱(堵水)试验井4口，具体施工效果见表4。由表可知，措施前4口井平均单井日产液1.46 t，单井平均日产油0.058 t，含水率95.6%。措施180 d后4口井单井平均日产液2.71 t，平均单井日产油1.32 t，含水率53.65%。平均单井日增油1.27 t，截止到2018年10月24日，已累计增油2870.9 t，每t油按1900元计算，产生直接经济效益545.47万元，降水增油效果明显。截止2020年6月1日，53109井和55305井持续有效。

表4 反向调驱(堵水)施工前后含水效果对比表

3 反向调驱(堵水)技术机理与优势

反向调驱(堵水)技术是将堵剂从油井注入裂缝或者高渗透层，向深部运移、滞留，封口后过量顶替控制油井产出水的一种技术。该技术是将强度不同的深部堵剂按照由弱到强的顺序注入欲封堵的高渗透带的不同位置，封堵高渗透层，改变注入水的流向，提高波及系数从而提高水驱采收率，达到增油降水的目的[2]。

利用调驱剂的阻力最小进入原则，控制堵剂有选择地进入高含水层，并采用过顶替堵剂，在油井中远井地带建立封堵屏障，“半封堵”高含水层，扩大波及体积，提高油层生产压差，改善油井生产和油层开采状况，达到控水稳油的目的。

在同一注入压力下，堵剂必然优先进入渗流阻力较小的高渗透层，利用地层这一特性实现油井选择性注入目的层。利用低注入速度实现在油井反向调驱施工中，模拟正常注水时的注入速度，采取较低速度注入堵剂，将使堵剂优先进人流动阻力最小的高渗透层，然后进入相对高的渗透层。

油井反向调驱(堵水)技术的优势有：(1)采取油井注入堵剂，由于油井附近地层压力相对低，堵剂容易按照设计优先封堵大的孔道；(2)油井端注入堵剂使得注入水在油层堵剂外缘区域产生绕流，扩大波及体积，同等施工规模下有效期比调驱更长；(3)避免了低渗透油藏注水井多次调驱调剖后注不进水或调驱后只能调高压力注水，这样会造成储层裂缝开启注水突进，调驱调剖失效；(4)与注水井调驱调剖技术相比，油井反向调驱(堵水)技术具有不找水，可增大油井中远井地带的波及体积等优点。