O李科熳(東北石油大學石油工程學院 黑龍江大慶 163318)

裂縫性高凝稠油油藏深部調驅技術研究與試驗

O李科熳
(東北石油大學石油工程學院 黑龍江大慶 163318)

針對牛心坨高凝稠油油藏低孔、低滲、裂縫、孔隙雙重介質發(fā)育特點，以及非均質性、水淹嚴重，綜合含水高等問題。2014年開展了裂縫性油藏深部調驅技術研究與試驗，篩選出適應牛心坨油藏特點的深部調驅配方體系，解決了深部調驅關鍵技術難題，并應用現(xiàn)場試驗，取得了良好的增油降水效果。

裂縫性油藏；深部調驅；高凝稠油；牛心坨油層

牛心坨油田為高凝稠油油藏，油藏特點表現(xiàn)為低孔、低滲、裂縫、孔隙雙重介質發(fā)育，儲層非均質性嚴重，注水開發(fā)20多年來，油田已進入中高含水期產量快速遞減階段，年產油下降近兩萬噸。主要存在問題表現(xiàn)為上層系油層物性差，導致注水見效緩慢，產量遞減快，采出程度低；下層系及合采區(qū)水淹嚴重，綜合含水已達75%左右。為扭轉區(qū)塊產量下降趨勢，2014年開始重點針對該區(qū)塊低孔低滲高凝稠油油藏存在問題及特點，進行了裂縫性油藏深部調驅技術研究與試驗。

一、區(qū)塊開發(fā)存在的問題

1.上層系油層物性差，注水見效緩慢，產量遞減快

牛心坨油層上層系物性差，尤其是西北和東南部，有效孔隙度為10．1%，滲透率為7．1×10-3μm2，導致注水效果差，表現(xiàn)出注水壓力高，見效慢，水驅采出程度和控制程度低。

上層系8口水井中有3口水井注入壓力在17MPa以上，僅有8口井受效，見效時間為9個月，從而導致無法有效補充地層能量，油層壓力一直處于較低水平。壓力觀察井坨33-035井測壓顯示上層系地層壓力為14．43MPa，比原始地層壓力低5．64MPa。油井產量遞減快，上層系2005年12月前投產的32口油井，2005年底日產油103．8t，到2006年12月下降至82．1t，下降了21．7t。

2.水難度大

下層系及合采區(qū)注入水沿高滲透層、水竄通道過早侵入油井，造成水驅波及系數(shù)低，原因主要有：①區(qū)塊相帶變化快，導致平面及層間非均質嚴重；②注采井壓裂投產，導致裂縫、微裂縫產生，地層在注入水的長期沖刷下，逐漸形成高滲透層或水竄通道。牛心坨油層下層系及合采區(qū)有油井67口，綜合含水已達75%，進入高含水期產量遞減階段，其中含水大于80%的油井17口，占總井數(shù)的25．4%。

3.注采井網欠完善，平面上水驅波及差異大，以往調驅效果差

由于注水井組注水受效面積小，平面上水驅波及體積差異性大，導致注水井組普遍存在見效油井少、見效方向性明顯等特點。同時壓裂產生的裂縫以及儲層特性決定了注入水很容易沿裂縫竄進，致使沿裂縫發(fā)育方向上的油井，水淹程度高。2010年以前采取常規(guī)化學調剖，雖取得一定增油降水效果，但經過十幾年的注水開發(fā)后，水竄越來越嚴重，目前小劑量調驅有效期短，措施效果差，已不再適應目前的地質條件。

針對上述難點，影響了牛心坨油層的有效開發(fā)，導致區(qū)塊進入中高含水期產量快速遞減階段，急需針對該區(qū)塊低孔低滲高凝稠油油藏存在問題及特點，進行了裂縫性油藏深部調驅技術研究與試驗。

二、裂縫性高凝稠油油藏深部調驅技術研究

為解決牛心坨油層水驅開發(fā)中存在的水淹、水竄、油井受效差、水驅控制程度和水驅效率低，以往調剖有效期短，措施效果差的系列問題,開展了深部調驅技術，提高水驅效果，達到穩(wěn)油控水目的。

1.大劑量深部調驅技術原理

深部調驅技術是伴隨注入水加入一種或多種化學藥劑，進行大劑量長期的施工，改善水驅狀況，提高注入水的波及系數(shù)和洗油效率，提高采收率，達到長期深部調驅的目的，以改善油藏的開發(fā)狀況。

2.深部調驅技術室內研究

(1)聚合物濃度的影響

表1 不同HPAM的濃度的HPAM/LH-1成膠體系黏度值

從聚合物濃度影響因素實驗結果可以看出，在聚合物濃度一定時，隨著時間的延長，調驅體系黏度越來越大，72小時以后達到最大黏度，黏度變化不大。同時，在一定的成膠時間內，調驅體系黏度隨著聚合物濃度的增加而增大，室內實驗確定HPAM的濃度0．25～0．3% 。

(2)交聯(lián)劑濃度的影響

表2 不同濃度的LH-1的HPAM/LH-1成膠體系黏度值

從交聯(lián)劑濃度影響因素實驗結果可以看出，當聚合物濃度一定時，交聯(lián)延緩時間隨交聯(lián)劑的濃度的增加而縮短，而黏度則隨交聯(lián)劑濃度的增加而增大。膠聯(lián)劑適宜濃度為0．16～0．2%。

(3)pH值的影響

pH值對調驅體系成膠性能的影響至關重要，pH值過高或過低時，調驅體系均無法成膠，形成的凝膠非常脆，且易脫水，有效期很短。室內實驗確定pH值的最佳值為7～9范圍內。

(4)調驅劑封堵巖心實驗

表3 調驅封口劑巖心測定結果

從表3可以看出，篩選研制的深部調驅劑具有較好的封堵能力，封堵率達到90%以上，滿足注水井調驅調驅需要。

三、牛心坨裂縫性油藏深部調驅技術方案

經室內流動實驗、表面活性劑評價、驅油體系流變性、室內人造巖芯物理模擬實驗（不結合調驅、結合調驅）及室內天然巖芯驗證實驗等一系列大量的物模試驗研究，及部分數(shù)值模擬優(yōu)化出了適合牛心坨油田的調驅方案，初步確定了適合牛心坨油層的注入參數(shù)如下：

1．前置段塞：注入調驅劑0．02PV

2．主段塞：注入1500mg/L聚合物0．30PV（滲透率為50毫達的油層使用聚合物分子量500萬、滲透率為100毫達的油層使用聚合物分子量1000萬）

3．保護段塞：注入800mg/L聚合物0．20PV（滲透率為50毫達的油層使用聚合物分子量500萬、滲透率為100毫達的油層使用聚合物分子量1000萬）

四、裂縫性油藏深部調驅應用效果

2014年應用該技術在牛心坨油層實施區(qū)塊中部整體調驅4井組。4井組累計增油5835．6t，綜合含水平均下降了2．7個百分點，在水竄情況較復雜、注采井網相對完善的井組上，取得了較理想的增油降水效果。

1.注水壓力變化

措施后4口措施井注水壓力分別上升3．5、7．5、1．5 、4．0 MPa，說明調驅后有效封堵了水竄通道，如表4。

表4 試驗井調驅前后注水壓力對比

2.吸水剖面變化

調驅前后吸水剖面測試資料表明，吸水剖面不均情況得到了有效控制，原主要吸水層段19、20號層吸水量得到了有效控制，調驅后，原來的非主力吸水層9、13、15號，成了主要吸水層。這表明篩選出的調驅劑體系適合牛心坨的地質狀況，可以很好控制地層中已經形成的高滲通道和裂縫，起到了調整吸水剖面的作用。

3.井組含水下降，產油上升或平穩(wěn)

坨33-35井組一線油井8口，調驅前日產液91．6t，日產油11．2t,含水87%，調驅后日產液98．7t,日產油19．8t,含水79%，日增油8．6t,含水下降了8個百分點。截止2016年4月，該井組累計增油3123．9t。降水增油效果十分明顯。

五、結論

1．深部調驅技術的體系配方適合于牛心坨油田油藏條件，調驅劑性能符合調驅需要。

2．該技術有效調整油井吸水剖面，封堵了高滲層，啟動了低滲層；井組產油量明顯提高，綜合含水大幅度降低，水驅效果明顯改善。

3．該技術是牛心坨油田中高含水期穩(wěn)定增產、提高水驅開發(fā)效果的有效措施，具有良好的經濟效益和社會效益。

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Research and Experiment on Deep Profile Control Technology of Fractured High Viscosity Crude Reservoir

Li Keman
(Institute of Petroleum Engineering,Northeast Petroleum University,Heilongjiang Daqing,163318)

Directing at the characteristics of low-porosity,hypotension,f ssure,hole dual porosity development of Niuxintuo high viscosity cru de reservoir and the problems of anisotropism,serious water logging and high comprehensive water content, research and experiment are taken on fr actured reservoir deep prof le control technology and got the deep prof le control formula system f tting Niuxintuo reservoir characteristics. This rese arch and experiment solved the key technical problem of deep prof le control and got a good result of oil increase and cost reduction by the applicati on of f eld test.

fractured reservoir；deep prof le control；high viscosity crude；Niuxintuo reservoir

TE39

A