李曉南，程詩勝，王康月，李 娟，黃 菊，劉 華，劉愛武，王景欣

(中國石化江蘇油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，江蘇 揚州 225009)

中低滲油藏C2斷塊阜一段中高含水期調(diào)驅(qū)技術(shù)研究

李曉南，程詩勝，王康月，李 娟，黃 菊，劉 華，劉愛武，王景欣

(中國石化江蘇油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院，江蘇 揚州 225009)

C2斷塊進入開發(fā)后期，儲層非均質(zhì)性強，綜合含水高，開發(fā)效果變差。針對C2斷塊的開發(fā)現(xiàn)狀，開展了調(diào)驅(qū)技術(shù)研究。通過大量室內(nèi)實驗研究，優(yōu)選出合適的調(diào)驅(qū)體系。實驗結(jié)果顯示：在134×10-3μm2天然巖心中，1200mg/L調(diào)驅(qū)劑的封堵率為83.35%，驅(qū)油效率為15.46%，表明其具有較強封堵能力和較高驅(qū)油效率。結(jié)合物模和數(shù)模的研究，優(yōu)化調(diào)驅(qū)參數(shù)并制定油藏調(diào)驅(qū)方案。段塞結(jié)構(gòu)為：前緣段塞1200mg/L凝膠，主體段塞1200mg/L聚合物，抗稀釋段塞1500mg/L聚合物。經(jīng)預(yù)測該調(diào)驅(qū)方案實施后可累計增油6355.8t，噸聚增油186.9t/t。

中低滲油藏 調(diào)驅(qū) 聚合物凝膠 提高采收率 江蘇油田

我國處于高含水期的油田在提高原油采收率方面，目前仍然是以擴大注入水波及體積為主、提高注入水洗油效率為輔[1]。因此要提高水驅(qū)采收率，除調(diào)剖堵水外，必須借助三次采油的驅(qū)油劑提高洗油效率，這就是“2+3”采油技術(shù)[2]。趙福麟教授提出的“2+3”調(diào)驅(qū)技術(shù)，是以既能提高水驅(qū)油藏波及系數(shù)又提高洗油效率為出發(fā)點而提出的[3]?！?+3”采油技術(shù)驅(qū)油機理是由充分調(diào)剖技術(shù)和小規(guī)模而有效的三次采油技術(shù)組成[4]。

江蘇油田油藏具有“小”、“碎”、 “貧”、 “散”的特點，這種復(fù)雜小斷塊油藏進入高含水期后，由于儲層非均質(zhì)性強和長期的注水沖刷形成井間優(yōu)勢通道，注水開發(fā)效果逐漸變差，常規(guī)開發(fā)措施難度變大，因此急需尋找一種技術(shù)來解決此問題。調(diào)驅(qū)技術(shù)是具有“調(diào)”和“驅(qū)”功能的三次采油技術(shù)，該技術(shù)可以有效改善油藏吸水剖面，提高驅(qū)油效率和波及體積，比較適合高含水開發(fā)后期油藏開發(fā)的調(diào)整。經(jīng)調(diào)研發(fā)現(xiàn)，在江蘇油田進行過一些調(diào)剖堵水的研究和現(xiàn)場實施[5-7]。本研究是主要圍繞C2斷塊阜一段提高開發(fā)效果進行的(圖1)。

圖1 C2斷塊調(diào)驅(qū)井組

1 油藏概況

C2斷塊阜一段(E1f1)是基本統(tǒng)一油水界面的層狀油藏，屬于中孔-中滲-細喉型儲層，層間非均質(zhì)性嚴重，平均孔隙度19.6%，平均滲透率106×10-3μm2，原油性質(zhì)中等，地層原油粘度為5 mPa·s，地層水為相對高鹽地層水，礦化度為24 168 mg/L，油藏溫度為89 ℃。

選定的調(diào)驅(qū)井組是C2-3井組和C2-10井組，這2個井組生產(chǎn)層系為C2塊E1f1，對應(yīng)的油井有12口，其中4口為新鉆井，水井2口(圖1)。

2 調(diào)驅(qū)體系配方研究

根據(jù)C2斷塊E1f1油藏高溫高鹽低滲的特點，通過大量室內(nèi)實驗研究，對多種調(diào)驅(qū)體系的基本性能和驅(qū)替性能進行評價，優(yōu)化出適合該區(qū)塊的調(diào)驅(qū)體系配方AQB-CLG。

該體系具有比較好的耐溫耐鹽性和長期穩(wěn)定性，且在油藏條件下具有較好的注入性和提高采收率能力。

在天然巖心中研究不同濃度調(diào)驅(qū)體系A(chǔ)QB-CLG的封堵率和驅(qū)油效率。實驗條件為：實驗溫度為89℃，實驗用水是現(xiàn)場回注污水，注入速度為0.1 mL/min，注入量為0.3 PV調(diào)驅(qū)劑。對于驅(qū)油效率實驗，水驅(qū)油直到產(chǎn)出液中含水率達到98%為止。實驗結(jié)果見表1和表2。

表1 調(diào)驅(qū)體系封堵率實驗結(jié)果

由表1實驗結(jié)果可知，在注入調(diào)驅(qū)體系A(chǔ)QB-CLG后由于其物理強度以及在巖石表面的吸附使得后續(xù)水驅(qū)壓力明顯的上升，1 200 mg/L的調(diào)驅(qū)體系封堵率為83.35%，封堵效果較好。

表2 調(diào)驅(qū)體系驅(qū)油實驗結(jié)果

由表2實驗結(jié)果可知，1 200 mg/L的調(diào)驅(qū)體系A(chǔ)QB-CLG提高采收率為15.46%，驅(qū)油效果較好。調(diào)驅(qū)體系其物理強度以及在巖石表面的吸附對優(yōu)勢通道形成一定的封堵，使得液流轉(zhuǎn)向，從而驅(qū)替更多的剩余油。

聚合物AP-P4濃度為1 200 mg/L在不同滲透率天然巖心中的注入性，隨著天然巖心滲透率的增加，阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)在變小。在高滲557×10-3μm2巖心中，AP-P4聚合物的阻力系數(shù)較小，對于此類高滲通道應(yīng)采用凝膠驅(qū)，對于低滲55.4×10-3μm2巖心，AP-P4聚合物仍然表現(xiàn)出較好的注入性，說明該聚合物在1200mg/L濃度下能夠較好的注入地層，不易造成堵塞。

通過調(diào)驅(qū)體系的評價實驗和巖心驅(qū)替實驗研究，同時考慮該區(qū)塊平均滲透率為106×10-3μm2，為了保證現(xiàn)場試驗區(qū)塊具有良好的注入性，優(yōu)選出與C2斷塊E1f1油藏匹配的調(diào)驅(qū)體系A(chǔ)QB-CLG，其濃度為1 200 mg/L。

3 調(diào)驅(qū)方案優(yōu)化

在保證目前選定井組注采井網(wǎng)不變的情況下，根據(jù)操作簡單、管理方便、投入有效、降低風(fēng)險的先導(dǎo)試驗原則，基于前期的研究，對注入?yún)?shù)、段塞結(jié)構(gòu)及尺寸等參數(shù)進行了優(yōu)選，并對調(diào)驅(qū)效果進行了預(yù)測。

3.1注入濃度優(yōu)化

在擬合巖心實驗的基礎(chǔ)上，制定以下4個濃度方案：800，1 000，1 200，1 500 mg/L。

圖2 不同聚合物濃度累積產(chǎn)油量

由圖2可見，隨聚合物濃度從800 mg/L增大到1 500 mg/L，累計產(chǎn)油量越來越高，效果越來越好。綜合考慮推薦主體段塞采用1 200 mg/L的聚合物溶液。同時為了對油層進行預(yù)處理，調(diào)整吸水剖面，在主體段塞前設(shè)計一定量的凝膠段塞，為了減弱后續(xù)注水對聚合物主體段塞的稀釋作用，設(shè)計一個1 500 mg/L的聚合物溶液段塞。因此，調(diào)驅(qū)段塞分三段，段塞形式為前置調(diào)剖段塞+主體驅(qū)油段塞+后置段塞，其對應(yīng)濃度形式：1 200 mg/L凝膠+主體1 200 mg/L聚合物溶液+1 500 mg/L聚合物溶液。

3.2段塞組合與注入量優(yōu)化

為達到調(diào)驅(qū)目的，注入量的設(shè)計在經(jīng)驗方法的基礎(chǔ)上采用數(shù)值模擬方法計算、比較和優(yōu)化。根據(jù)設(shè)計主體濃度為1 200 mg/L，設(shè)計了不同段塞量的6套方案。6套方案中C2-10井和C2-3井調(diào)驅(qū)劑總量分別為0.0 5PV和0.05 PV、0.1 PV和0.1 PV、0.15 PV和0.1 PV、0.15 PV和0.15 PV、0.2 PV和0.2 PV、0.25 PV和0.25 PV，每個方案中C2-10井和C2-3井采用三個段塞注入量的設(shè)計。6個調(diào)驅(qū)方案預(yù)測結(jié)果顯示(表3、圖3)，隨著段塞量的增大，提高采收率值增加，當(dāng)調(diào)驅(qū)劑總量由方案2的設(shè)計量上升到方案3的設(shè)計量時，噸聚換油率明顯上升；當(dāng)調(diào)驅(qū)劑總量等于方案3中設(shè)計量時，噸聚換油率達到最大；當(dāng)調(diào)驅(qū)劑總量大于方案3中的設(shè)計量后，噸聚換油率開始降低，綜合指標(biāo)趨勢類似，因此為保證礦場實施最大效益，選取拐點的段塞量，即段塞量優(yōu)化結(jié)果為方案三，即：C2-10井調(diào)驅(qū)劑總量0.15PV(0.02 PV×1 200 mg/L前置凝膠+0.11 PV×1 200 mg/L聚合物溶液+0.0 2PV×1 500 mg/L聚合物溶液)，C2-3井調(diào)驅(qū)劑總量0.10 PV(0.02 PV×1 200 mg/L前置凝膠+0.07PV×1 200 mg/L聚合物溶液+0.01 PV×1 500 mg/L聚合物溶液)。

圖3 不同方案預(yù)測對比

表3 不同段塞方案下指標(biāo)對比

圖4 注入速度對調(diào)驅(qū)效果的影響

3.3注入速度優(yōu)化

根據(jù)段塞優(yōu)化計算結(jié)果，考慮實際地層特點，在確定設(shè)計濃度為1 200 mg/L，C2-10井和C2-3井調(diào)驅(qū)劑總量分別為0.15 PV和0.1PV的前提下，注入速度分別為0.063，0.078，0.094，0.110，0.125 PV/a的5套注入速度方案，注入速度優(yōu)化結(jié)果表明(圖4)，隨著注入速度的增大，最終采收率逐漸降低，即低的注入速度會獲得更高的增油效果。同時考慮到施工期限和施工成本因素，結(jié)合實際配注要求，故確定注入速度為0.094 PV/a，日注60 m3/d。

3.4調(diào)驅(qū)方案優(yōu)化

如果考慮區(qū)塊整體調(diào)驅(qū)規(guī)模，在資金條件允許的情況下，推薦C2-3與C2-10兩個井組同時調(diào)驅(qū)方案，根據(jù)方案參數(shù)優(yōu)化結(jié)果，其方案設(shè)計參數(shù)如表4所示。

表4 兩井組同時調(diào)驅(qū)方案參數(shù)設(shè)計

注：調(diào)驅(qū)期間注入速度為60 m3/d。

3.5井組調(diào)驅(qū)效果預(yù)測

注入速度60 m3/d，預(yù)計注入時間8個月，與水驅(qū)相比增產(chǎn)原油6 355.8 t，按該井組實際控制儲量計算，調(diào)驅(qū)比水驅(qū)提高采收率2.21個百分點(圖5)。

圖5 井組調(diào)驅(qū)效果預(yù)測

4 結(jié)論

(1)C2斷塊E1f1油藏目前進入高含水開發(fā)階段，儲層非均質(zhì)性較強、層間和平面矛盾較為突出等問題，常規(guī)水驅(qū)開發(fā)效果越來越差，有必要改變開發(fā)方式，通過調(diào)驅(qū)可以有效地提高該單元的采收率。

(2)優(yōu)選調(diào)驅(qū)體系為AQB-CLG，結(jié)合調(diào)驅(qū)劑與油藏孔喉大小相匹配，推薦使用1 200 mg/L的調(diào)驅(qū)劑，在天然巖心一維物模實驗中其封堵率為83.35%，提高采收率能力為15.46%。

(3)利用數(shù)模軟件對調(diào)驅(qū)體系參數(shù)敏感性進行研究。段塞結(jié)構(gòu)中前緣段塞為1 200 mg/L凝膠、主體段塞為1 200 mg/L聚合物、抗稀釋段塞為1 500 mg/L聚合物；注入速度為0.094 PV/a，日注60 m3；經(jīng)數(shù)模預(yù)測采取兩井組同時注入后，調(diào)驅(qū)比水驅(qū)提高采收率提高2.21%，可累計增油6 355.8 t，噸聚增油186.9 t/t。

[1] 陳大均，李賓元，王成武，等.川中金華地區(qū)油氣井堵水增產(chǎn)措施研究與應(yīng)用.天然氣工業(yè)，2001,21(4):108-109.

[2] 趙福麟，張貴才，周洪濤，等.調(diào)剖堵水的潛力、限度和發(fā)展趨勢.石油大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，1999,23(1):49-54.

[3] 馮文光，賀承祖.自組單分子納米膜提高驅(qū)油效率及微觀機理研究.成都理工大學(xué)學(xué)報(自然科學(xué)版)，2004,31(6):726-729.

[4] 白寶君，李宇鄉(xiāng)，劉翔鄂.國內(nèi)外化學(xué)堵水調(diào)剖技術(shù)綜述.斷塊油氣田，1998,5(1):1-4.

[5] 李科星，湯元春，鄧秀模.預(yù)交聯(lián)復(fù)合調(diào)剖段塞注入方式室內(nèi)研究.復(fù)雜油氣藏，2011，4(1):78-83.

[6] 王啟蒙.鹽析法調(diào)剖堵水模擬實驗研究.復(fù)雜油氣藏，2011,4(2):60-64.

[7] 程詩勝，李曉南，秦鵬飛，等.F1斷塊E1f23聚合物微球調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗研究與應(yīng)用.復(fù)雜油氣藏，2012,5(3):64-68.

(編輯 王建年)

Conformance control flooding for mid-low permeability reservoirin C2 block at mid-high water-cut stage

Li Xiaonan，Cheng Shisheng，Wang Kangyue，Li Juan，Huang Ju,Liu Hua，Liu Aiwu，Wang Jingxin

(GeologicalScientificResearchInstituteofJiangsuOilfieldCompany，SINOPEC，Yangzhou225009，China)

At the later stage of development，C2 block has strong reservoir heterogeneity，high water-cut，and poor development effect.According to the development situation of C2 block，the conformance control flooding was studied.Through a larger number of lab experiments，the suitable conformance control system was selected.The experimental results showed that under the condition of the conformance control system with a concentration of 1,200 mg/L and natural core with a permeability of 134×10-3μm2，the plugging rate was 83.35% and the oil displacement efficiency was 15.46% OOIP.This indicated strong plugging ability and high oil displacement efficiency.Based on studies of the physical model and mathematical model，injection parameter and displacement scheme were optimized.The optimal displacement scheme was as follows：pre-slug of gel with a concentration of 1，200 mg/L，main slug of polymer solution with a concentration of 1,200 mg/L，and anti-dilution slug of polymer solution with a concentration of 1,500 mg/L.If the displacement plan is implemented，the project will reach an accumulative increased oil of 6,355.8 tons，with an incremental oil of 186.9 tons per ton of polymer.

mid-low permeability reservoir；conformance-control flooding；polymer gel；enhanced oil recovery；Jiangsu Oilfield

TE341

A

2014-01-20；改回日期2014-02-28。

李曉南(1980—)，女，工程師，碩士，現(xiàn)從事三次采油提高采收率技術(shù)研究工作，電話：13665292421，E-mail:lixnan.jsyt@sinopec.com。

攻關(guān)項目：中國石化江蘇油田分公司(JS12019)。