特高含水油藏深部调剖技术界限研究

靳彦欣，史树彬，付 玮，王 涛，徐 鹏

(1.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257000；2.中国石油大学，山东 青岛 266555)



特高含水油藏深部调剖技术界限研究

靳彦欣1，史树彬1，付 玮2，王 涛1，徐 鹏1

(1.中石化胜利油田分公司，山东 东营 257000；2.中国石油大学，山东 青岛 266555)

在分析特高含水油藏深部调剖效果变差原因的基础上，确定了影响深部调剖效果的地质因素和开发因素等技术指标，利用数值模拟方法建立了符合中、高渗透油藏地质特征的概念模型，并制订了特高含水油藏深部调剖技术界限图版。研究表明：原油黏度小于5 mPa·s，渗透率级差小于2的油藏均不适合深部调剖；含水率为90%～95%，封堵半径为0.4～0.6倍井距时调剖效果较好；含水率为95%～98%，封堵半径为0.6～0.8倍井距时调剖效果较好。胜坨油田、温米油田和腰英台油田特高含水区块48个井组的调剖结果验证了深部调剖技术界限准确性，为特高含水油藏深部调剖选井选层决策提供了一条可行的捷径。

特高含水；优势通道；深部调剖；数值模拟；技术界限；图版；胜坨油田

引 言

中、高渗透水驱油藏进入特高含水期后，由于储层非均质性导致的驱替不均衡是制约采收率进一步提高的主要因素[1]。深部调剖作为调控储层非均质性的重要手段，在中、高含水阶段取得了良好的效果。但进入特高含水期后实施效果变差，主要原因是特高含水开发阶段，不同优势渗流通道[2-4]区域的储层条件影响了深部调剖的实施效果，其中大孔道发育区渗透率高、孔喉半径大和强水淹半径深的特征使注入水无效窜流更加严重[5-11]，高渗透条带区[12-13]分布范围广和含油饱和度低的特征使后续水驱油效率越来越低。在综合考虑储层非均质性、原油黏度、调剖时机、封堵半径等因素对深部调剖效果影响程度的基础上，利用数值模拟方法开展了特高含水油藏深部调剖技术界限研究，并制订了相应图版，为中、高渗透油藏特高含水期深部调剖选井选层决策提供一条捷径。

1 数值模拟模型建立

为使研究方便合理，建立了一套相对较细的51×51直角网格系统，其中x、y方向的网格尺寸均为5.0 m；纵向上划分为10个模拟层，各层厚度均为1 m的正韵律模型。油层埋深为2 000 m，渗透率为1 000×10-3～10 000×10-3μm2，孔隙度为30%。地层原油黏度为1～60 mPa·s，注入水黏度为0.5 mPa·s，岩石压缩系数为3×10-5MPa-1，定液量生产。模拟过程需利用油水相对渗透率曲线[14]。

2 特高含水油藏深部调剖技术界限确定

影响深部调剖效果的因素有很多，在研究过程中评价指标以提高采收率幅度值为主，剩余油饱和度为辅。技术指标分为地质因素和开发因素，其中地质因素包括渗透率级差、原油黏度、优势通道所占比例，开发因素包括调剖时机和封堵半径[15]。利用所建立的概念模型，研究各技术指标对深部调剖的技术界限。

2.1 地质因素技术界限

在地质因素中，渗透率级差分别为2、3、5、8、10，原油黏度为1～60 mPa·s，优势通道所占比例分别为0.1、0.2、0.3。为使计算结果更加直观，研究过程中确定优势通道比例，建立其他2个参数变化的地质模型。模拟分为2个阶段：①水驱至含水率达到95%，注入0.04倍孔隙体积的调剖剂；②继续水驱至含水率达到98%。根据模拟结果，建立了不同优势通道比例下原油黏度与提高采收率幅度关系图版(图1)。

由图1可知，当原油黏度小于5 mPa·s时，水油流度比较小，水驱波及程度高，含水率达到95%时，采出程度达到53%，剩余油饱和度较低，深部调剖效果较差。同理，当渗透率级差小于2时，储层非均质性较弱，水驱油类似活塞驱，驱油效率高，调剖潜力小。当原油黏度为5～20 mPa·s、优势通道比例为0.3且渗透率级差达到8时，深部调剖才能取得较好的效果，这是因为原油黏度偏低，只有当级差达到一定程度才具有深部调剖的潜力。当原油黏度为20～30 mPa·s，优势通道比例为0.2且渗透率级差达到3时，深部调剖效果较好，此时，优势通道与非优势通道的剩余油饱和度之差达到10%以上，调剖潜力较大。当原油黏度大于30 mPa·s时，优势通道内基本为残余油，而非优势通道内平均剩余油饱和度也可达到40%以上，只要渗透率级差大于2均能取得较好的深部调剖效果。综上所述，原油黏度越大，对优势通道和渗透率级差的限制就越小，深部调剖效果也越好。深部调剖地质因素技术界限统计见表1。

图1 原油黏度与提高采收率幅度关系图版

2.2 开发因素技术界限

利用模型研究调剖时机的技术界限，模拟优势通道所占比例为0.1，渗透率级差分别为2、3、5、8、10，调剖时机分别为90%、95%、98%时的提高采收率幅度，模拟结果如图2所示。

表1 深部调剖地质因素技术界限

图2 不同含水时刻下提高采收率幅度对比

由图2可知，同一渗透率级差下调剖时机越早，提高采收率幅度越大，因为时机越早，剩余油饱和度越高，调剖潜力越大，且渗透率级差越大差别越明显。

利用概念模型研究封堵半径的技术界限，优势通道所占比例为0.1，模拟含水率为90%、95%、98%，封堵半径为高渗层中油水井井距的0.2、0.4、0.6、0.8、1.0倍时的调剖效果，模拟结果如图3所示。

图3 封堵半径与提高采收率幅度关系

由图3可知，当含水率小于95%时，随着渗透率级差的增大，封堵半径为0.4～0.6倍井距的调剖效果最好。此时，优势通道还有部分剩余油未被采出，调剖半径过大容易污染该部分剩余油，而调剖半径较小会导致后续注入水很容易发生绕流，造成波及系数降低。当含水率为95%～98%时，封堵半径为0.6～0.8倍井距的调剖效果最好。此时，优势渗流通道基本为残余油，调剖半径过小时注入水很容易发生绕流，造成后续水波及系数不高，深部调剖效果不明显。

3 实例验证

利用所建立的特高含水油藏深部调剖地质因素和开发因素技术界限，分析了2007年至2013年胜利油田、温米油田和腰英台油田8个区块48口井的调剖实施情况，分析结果见表2。

表2 特高含水区块调剖井选井与实施效果情况分析

由表2可知，温西三区块和胜二区坨143区块尽管存在优势通道，但原油黏度小于5 mPa·s，不能取得良好的调剖效果；腰北1井区原油黏度大于5 mPa·s，且渗透率级差大于8，深部调剖效果显著；胜二区沙二1～2砂组等4个区块原油黏度大于20 mPa·s，且渗透率级差大于2，深部调剖也取得很好的效果。上述实例证明了特高含水油藏深部调剖技术界限是合理准确的。

4 矿场应用

利用深部调剖技术界限在胜坨油田坨28断块10砂组的ST3-6-900试验区开展了应用。井区含油面积为0.4 km2，有效厚度为10 m，石油地质储量为137.3×104t，采出程度为34.7%。渗透率级差为4.8、地层原油黏度为35 mPa·s、优势通道所占比例为0.1、调剖时机为含水率达到97.8%，通过分析优选了ST3-6-09调剖井组和ST3-6-900调剖井组。2013年9月实施调剖后，油水井均见到了良好的效果，2个井组注入压力均由0 MPa上升至13.5 MPa，启动压力升高，吸水指数降低。对应油井含水率均明显下降(图4)，累计增油达到了1 531 t，取得了良好的经济效益和社会效益。

图4 ST3-6-900试验区调剖前后生产曲线

5 结 论

(1) 建立了能够反应中、高渗透油藏基本地质特征的概念模型，确定了影响深部调剖效果的渗透率级差、优势通道所占比例、原油黏度、调剖时机和封堵半径等技术指标。

(2) 制订了特高含水油藏深部调剖技术界限图版，原油黏度太低和渗透率级差太小均不适合深部调剖，调剖时机越早越好，且不同调剖时机下封堵半径也有一定的范围。

(3) 通过对特高含水区块的48口调剖井的分析和坨28断块2个井组的应用验证了深部调剖技术界限的准确性，为特高含水油藏深部调剖选井选层决策提供了一条可行的捷径。

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编辑 刘 巍

20150115；改回日期：20150410

国家科技重大专项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”子课题“整装油田特高含水期提高采收率技术”(2011ZX05011-002)

靳彦欣(1974-)，男，教授级高级工程师，1998年毕业于石油大学(华东)石油工程专业，2004年毕业于该校地质资源与地质工程专业，获博士学位，现从事堵水调剖和堵剂研发的科研工作。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.03.019

TE319

A

1006-6535(2015)03-0077-04