裂缝性高凝稠油油藏深部调驱技术研究与试验

O李科熳(东北石油大学石油工程学院 黑龙江大庆 163318)

裂缝性高凝稠油油藏深部调驱技术研究与试验

O李科熳
(东北石油大学石油工程学院 黑龙江大庆 163318)

针对牛心坨高凝稠油油藏低孔、低渗、裂缝、孔隙双重介质发育特点，以及非均质性、水淹严重，综合含水高等问题。2014年开展了裂缝性油藏深部调驱技术研究与试验，筛选出适应牛心坨油藏特点的深部调驱配方体系，解决了深部调驱关键技术难题，并应用现场试验，取得了良好的增油降水效果。

裂缝性油藏；深部调驱；高凝稠油；牛心坨油层

牛心坨油田为高凝稠油油藏，油藏特点表现为低孔、低渗、裂缝、孔隙双重介质发育，储层非均质性严重，注水开发20多年来，油田已进入中高含水期产量快速递减阶段，年产油下降近两万吨。主要存在问题表现为上层系油层物性差，导致注水见效缓慢，产量递减快，采出程度低；下层系及合采区水淹严重，综合含水已达75%左右。为扭转区块产量下降趋势，2014年开始重点针对该区块低孔低渗高凝稠油油藏存在问题及特点，进行了裂缝性油藏深部调驱技术研究与试验。

一、区块开发存在的问题

1.上层系油层物性差，注水见效缓慢，产量递减快

牛心坨油层上层系物性差，尤其是西北和东南部，有效孔隙度为10．1%，渗透率为7．1×10-3μm2，导致注水效果差，表现出注水压力高，见效慢，水驱采出程度和控制程度低。

上层系8口水井中有3口水井注入压力在17MPa以上，仅有8口井受效，见效时间为9个月，从而导致无法有效补充地层能量，油层压力一直处于较低水平。压力观察井坨33-035井测压显示上层系地层压力为14．43MPa，比原始地层压力低5．64MPa。油井产量递减快，上层系2005年12月前投产的32口油井，2005年底日产油103．8t，到2006年12月下降至82．1t，下降了21．7t。

2.水难度大

下层系及合采区注入水沿高渗透层、水窜通道过早侵入油井，造成水驱波及系数低，原因主要有：①区块相带变化快，导致平面及层间非均质严重；②注采井压裂投产，导致裂缝、微裂缝产生，地层在注入水的长期冲刷下，逐渐形成高渗透层或水窜通道。牛心坨油层下层系及合采区有油井67口，综合含水已达75%，进入高含水期产量递减阶段，其中含水大于80%的油井17口，占总井数的25．4%。

3.注采井网欠完善，平面上水驱波及差异大，以往调驱效果差

由于注水井组注水受效面积小，平面上水驱波及体积差异性大，导致注水井组普遍存在见效油井少、见效方向性明显等特点。同时压裂产生的裂缝以及储层特性决定了注入水很容易沿裂缝窜进，致使沿裂缝发育方向上的油井，水淹程度高。2010年以前采取常规化学调剖，虽取得一定增油降水效果，但经过十几年的注水开发后，水窜越来越严重，目前小剂量调驱有效期短，措施效果差，已不再适应目前的地质条件。

针对上述难点，影响了牛心坨油层的有效开发，导致区块进入中高含水期产量快速递减阶段，急需针对该区块低孔低渗高凝稠油油藏存在问题及特点，进行了裂缝性油藏深部调驱技术研究与试验。

二、裂缝性高凝稠油油藏深部调驱技术研究

为解决牛心坨油层水驱开发中存在的水淹、水窜、油井受效差、水驱控制程度和水驱效率低，以往调剖有效期短，措施效果差的系列问题,开展了深部调驱技术，提高水驱效果，达到稳油控水目的。

1.大剂量深部调驱技术原理

深部调驱技术是伴随注入水加入一种或多种化学药剂，进行大剂量长期的施工，改善水驱状况，提高注入水的波及系数和洗油效率，提高采收率，达到长期深部调驱的目的，以改善油藏的开发状况。

2.深部调驱技术室内研究

(1)聚合物浓度的影响

表1 不同HPAM的浓度的HPAM/LH-1成胶体系黏度值

从聚合物浓度影响因素实验结果可以看出，在聚合物浓度一定时，随着时间的延长，调驱体系黏度越来越大，72小时以后达到最大黏度，黏度变化不大。同时，在一定的成胶时间内，调驱体系黏度随着聚合物浓度的增加而增大，室内实验确定HPAM的浓度0．25～0．3% 。

(2)交联剂浓度的影响

表2 不同浓度的LH-1的HPAM/LH-1成胶体系黏度值

从交联剂浓度影响因素实验结果可以看出，当聚合物浓度一定时，交联延缓时间随交联剂的浓度的增加而缩短，而黏度则随交联剂浓度的增加而增大。胶联剂适宜浓度为0．16～0．2%。

(3)pH值的影响

pH值对调驱体系成胶性能的影响至关重要，pH值过高或过低时，调驱体系均无法成胶，形成的凝胶非常脆，且易脱水，有效期很短。室内实验确定pH值的最佳值为7～9范围内。

(4)调驱剂封堵岩心实验

表3 调驱封口剂岩心测定结果

从表3可以看出，筛选研制的深部调驱剂具有较好的封堵能力，封堵率达到90%以上，满足注水井调驱调驱需要。

三、牛心坨裂缝性油藏深部调驱技术方案

经室内流动实验、表面活性剂评价、驱油体系流变性、室内人造岩芯物理模拟实验（不结合调驱、结合调驱）及室内天然岩芯验证实验等一系列大量的物模试验研究，及部分数值模拟优化出了适合牛心坨油田的调驱方案，初步确定了适合牛心坨油层的注入参数如下：

1．前置段塞：注入调驱剂0．02PV

2．主段塞：注入1500mg/L聚合物0．30PV（渗透率为50毫达的油层使用聚合物分子量500万、渗透率为100毫达的油层使用聚合物分子量1000万）

3．保护段塞：注入800mg/L聚合物0．20PV（渗透率为50毫达的油层使用聚合物分子量500万、渗透率为100毫达的油层使用聚合物分子量1000万）

四、裂缝性油藏深部调驱应用效果

2014年应用该技术在牛心坨油层实施区块中部整体调驱4井组。4井组累计增油5835．6t，综合含水平均下降了2．7个百分点，在水窜情况较复杂、注采井网相对完善的井组上，取得了较理想的增油降水效果。

1.注水压力变化

措施后4口措施井注水压力分别上升3．5、7．5、1．5 、4．0 MPa，说明调驱后有效封堵了水窜通道，如表4。

表4 试验井调驱前后注水压力对比

2.吸水剖面变化

调驱前后吸水剖面测试资料表明，吸水剖面不均情况得到了有效控制，原主要吸水层段19、20号层吸水量得到了有效控制，调驱后，原来的非主力吸水层9、13、15号，成了主要吸水层。这表明筛选出的调驱剂体系适合牛心坨的地质状况，可以很好控制地层中已经形成的高渗通道和裂缝，起到了调整吸水剖面的作用。

3.井组含水下降，产油上升或平稳

坨33-35井组一线油井8口，调驱前日产液91．6t，日产油11．2t,含水87%，调驱后日产液98．7t,日产油19．8t,含水79%，日增油8．6t,含水下降了8个百分点。截止2016年4月，该井组累计增油3123．9t。降水增油效果十分明显。

五、结论

1．深部调驱技术的体系配方适合于牛心坨油田油藏条件，调驱剂性能符合调驱需要。

2．该技术有效调整油井吸水剖面，封堵了高渗层，启动了低渗层；井组产油量明显提高，综合含水大幅度降低，水驱效果明显改善。

3．该技术是牛心坨油田中高含水期稳定增产、提高水驱开发效果的有效措施，具有良好的经济效益和社会效益。

[1]陈铁龙,周晓俊,唐伏平等.弱凝胶调驱提高采收率技术[M].北京:石油工业出版社,2006.

[2]吕爱民,姚军.裂缝性底水油藏含水率及产量变化规律研究[J].特种油气藏，2006，13(5):56-61.

[3]黎钢等.水溶性酚醛树脂作为水基聚合物凝胶交联剂的研究.油田化学,2000,17(4):310-313.

[4]叶波等.深部调剖用延迟交联体系研究.钻采工艺,2005,28(3):104-107.

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