志丹双河油区多段塞复合调驱技术研究与应用

王维波， 杨永超， 康宵瑜

(陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075)



志丹双河油区多段塞复合调驱技术研究与应用

王维波， 杨永超， 康宵瑜

(陕西延长石油(集团)有限责任公司 研究院，陕西 西安 710075)

针对志丹双河油区低渗裂缝性油藏前期调驱有效期较短的问题，开展了多段塞复合调驱技术研究。基于不同段塞的调剖和驱油机理，室内进行了筛选与评价。对调驱方案中的施工用量、段塞组合方式、施工排量、施工压力进行了优化设计。SH69井矿场实践证明，聚合物保护段塞+高固化体系+延膨凝胶体系+延迟交联凝胶体系的多段塞复合调驱方式，爬坡压力2.2 MPa，能有效提高注水井启动压力0.72 MPa,降低吸水指数1.9 m3/(d·MPa)，对应油井降水增油效果明显，有效期达6个月以上，实现了调、驱一体化，达到了调整吸水剖面和提高采收率的目的。

低渗裂缝性油藏；调驱；段塞；延膨凝胶；延迟交联；采收率

国内部分油田已进入高含水和特高含水开发期，注入水在裂缝和高渗透层内低效和无效循环，严重影响水驱开发效果。调剖和驱油结合起来而形成的“调驱”技术是近年来提高采收率技术的发展趋势之一，也是改善油藏在平面和层间矛盾，实现控水稳油的重要技术手段。

近年来，新型凝胶调驱体系的研究集中在可动微凝胶[1]、多功能复合凝胶[2]、弱凝胶[3-4]等方面，工艺研究方面主要方向有多轮次调剖[5-7]、深部调驱[8-11]、组合调剖调驱[12-14]等。以上研究较好的解决了诸如耐温、抗盐以及注入性问题，但是单一调驱体系大多施工有效期短，多轮次调剖调驱普遍存在调剖效果逐级递减等现象。针对志丹双河油区低渗裂缝性油藏前期调驱有效期短的问题，开展了多段塞复合调驱技术研究，试图探索此类油藏调驱技术的新思路和新方法。

1　双河油区地质概况及存在问题

1.1地质概况

长6油层组是双河油区延长组的主要含油层系，平均孔隙度12.09%，平均渗透率1.19×10-3μm2，平均喉径0.17～1.36 μm，平均孔隙直径在10～100 μm，属低孔特低渗透性油藏。从渗透率级差(6～76)、单层突进系数(2～10)和均质系数(0.1～0.6)来看，油层层内非均质较严重，储层中天然裂缝、人工裂缝发育。原油平均密度0.84 g/cm3，原油黏度为8.17 mPa·s，地层水总矿化度平均为9.8×104mg/L，属CaCl2型。

1.2开发中存在的问题

由于前期井网布置不合理及投产初期压裂规模较大，加之地层天然微裂缝发育，致使双河东区已注水开发区域内注入水迅速沿裂缝方向推进，舌进与指进明显，部分油井暴性水淹。23口水淹井中有15口处在北东南西向，与裂缝形成方向基本一致。前期经过调驱、调剖综合治理，水淹井含水率有所下降，但有效期较短，层间矛盾与层内矛盾依然存在。原因在于调驱体系以无机复合堵剂、预交联颗粒为主，堵剂用量偏小、段塞单一，堵剂协同封堵作用不强，后续注入水突破后绕流调驱段塞，造成调驱失效。

2　多段塞调驱剂作用机理与实验方法

2.1延膨凝胶调驱体系

延膨凝胶在水中以分散的颗粒形态存在，且具有一定延缓膨胀性。注入到地层孔隙后，在近井地带由于压差较大，会产生变形，驱动孔隙内的剩余油向生产井运移，起到驱油的效果；而在油层深部，压差较小，该颗粒将在孔隙内滞留，堵塞孔隙通道，起到深部液流转向作用。

延膨凝胶深部调驱剂室内合成实验结果表明，总单体质量分数、引发剂质量分数、合成温度对合成反应时间和合成产物性能均有显著影响；交联剂质量分数对合成反应时间影响不明显但对合成产物性能影响较大。室内研究确定出延膨凝胶深部调驱剂最佳配方及合成条件为：总单体质量分数：30%～50%；引发剂质量分数：0.1%～0.2%；交联剂质量分数：0.08%～0.12%；合成温度：40～70 ℃。

室内评价结果表明凝胶体系膨胀期在5～10 d以上，热稳定性能较好，具有良好的延迟膨胀能力。当矿化度大于3%时，膨胀倍数受盐质量分数的变化影响较小，延膨凝胶倍数保持在5～6倍，并且具有选择性膨胀能力和水中膨胀后油中收缩的性能。

2.2延迟交联凝胶深部调驱体系

注入弱凝胶体系的过程中，体系由于黏度急剧增大，流动性减弱，流动阻力明显增大，达不到深部调剖的目的，因而有必要采取延迟交联凝胶技术。弱凝胶在较大孔隙中流动时，发生交联反应，黏度增大而发生滞留，堵塞孔喉或减小大孔隙的有效流通截面，形成较高的残余阻力系数，导致后注入水或聚合物溶液产生分流和转向进入较小孔隙，驱替油藏中低渗透部位的原油；随着滞留增多，注水压力逐渐升高，但由于弱凝胶强度较低，在后续流体驱替作用下，大孔道、裂缝或次生大孔隙中的弱凝胶分子，能够通过多孔介质，进一步向地层深部推进并形成一定的堵塞[15-16]。总之，弱凝胶是通过在大、小孔隙之间或高、低渗透层之间自动地、不断地、反复地流向阻力较低的部位，而驱替原油，从而调整波及剖面，提高注入水波及体积。

根据耐温耐盐性能筛选出聚合物ZD-1500后，进行交联剂的筛选与优化。常用的聚合物交联剂有有机铬、无机铝、有机酚醛[17-21]。室内对普通有机Cr(Ⅲ)交联体系进行了改进，合成了四种复合交联剂产品。不同交联剂产品对成胶时间影响不同，而且其黏度也有较大的差别，在各组分相同的情况下，SH-4交联剂使凝胶体系黏度增大的效果尤其明显。

通过对延迟交联凝胶深部调驱体系静态评价发现凝胶黏度均随其质量分数的增加而增加。但成胶时间变化不大，基本均在72～96 h成胶。优选交联剂质量分数为0.2%～0.3%。随着温度升高，凝胶黏度有所增加，但60 ℃后凝胶黏度有所下降。成胶时间随着温度的升高缩短，这是由于凝胶温度升高，化学反应速度增加，交联速度增加，因而反映出胶凝时间缩短。

尽管平泉市近年来附属绿地绿化建设力度较大，但与《城市绿化管理条例》中规定，新建居住区绿地率达30%、旧居住区改造绿地率应达到25%、单位附属绿地绿地率也均在20%以上等指标相比，还有一定的不足，在所有的附属绿地中，居住用地内附属绿地建设总量最高，道路绿化次之，但与国家《城市道路绿化规划与设计规范》中规定的20%标准还有很大差距；单位绿化总体上不足，主要原因在于传统企事业单位绿化建设水平较低所致。

配制3 000 mg/L交联体系在速率1 200 r/min的条件下，测定其凝胶体系的黏度、交联时间。高速剪切后，体系黏度下降，剪切60 min后体系凝胶黏度仅下降20%，再放置48 h后，黏度可恢复到90%以上。交联体系的耐剪切性能使其溶液经历低渗油藏渗流到达地层深部时仍具备较高的黏度保持率，有利于扩大波及体积，提高原油采收率。实验表明，交联体系在50 ℃下，随着矿化度的增加，黏度虽然有所下降，但在10×104mg/L矿化度下仍保持了一定的黏度。配制质量分数为0.3%共聚物+0.3%交联剂的延迟交联体系，分别在45、50 ℃条件下考察240 d，凝胶仍不脱水，体系长期稳定性好。

2.3高固化体系调驱体系

高固化体系在运移过程中只在大孔道、裂缝内或在喉道处形成堵塞，可减小对非目的产油层的伤害。油藏中存在的裂缝，单靠延膨凝胶颗粒和延迟交联凝胶不能对大裂缝实现有效封堵，因此多段塞复合调驱时，先注入高固化体系封堵大裂缝，然后由延膨凝胶颗粒和延迟交联凝胶实现剖面改善，从而达到有效提高采收率目的。

在高固化堵剂溶液质量分数3%～10%、温度30～60 ℃、pH4～12，NaCl质量分数0～25%，CaCl2质量分数0～5%的实验条件下，研究以上因素对胶凝时间和凝胶强度的影响。结果表明,堵剂质量分数对胶凝时间影响不大，但对凝胶强度影响较大，综合考虑泵入性能，现场施工中以3%～10%质量分数为宜。随着温度升高，胶凝时间缩短，针入度减小，说明凝胶强度增大。pH对高固化堵剂的胶凝时间和凝胶强度无太大的影响，高固化堵剂对pH适应范围很广。随着NaCl质量分数增大，胶凝时间延长，针入度减小，说明堵剂强度增大，这表明堵剂的抗盐能力很强。CaCl2对堵剂的胶凝时间和凝胶强度影响小。该高固化体系堵剂热稳定性也比较好。

3　多段塞复合调驱方案优化设计

3.1调驱施工用量

理论上讲，堵剂离井眼放置的距离越远越有利于提高注入水的波及体积和提高采收率。由物理模型模拟实验[22-23]表明单位体积堵剂的采收率增值在堵剂深度与井距之比为3∶10时，调驱段塞的体积为0.02～0.04 PV时效果较好。

双河油区东区油水井井距在300 m左右，堵剂放置的合理深度为井距的1/3～1/2，即放置在油水井井距100～150 m处。以双河油区水井油层厚度(h)10 m为例，将调驱堵剂放置在油水井井距(R)120 m处，取平均孔隙度(φ)为12%，假定堵剂进入地层后径向流动，其孔隙体积和调驱段塞体积计算方法分别为：

V=πR2hφ=3.14×120×120×0.12×10

=54 259.2m3

0.02PV=54 259.2m3×0.02=1 085m3

3.2段塞组合方式优化

一般认为采用深部复合式段塞调驱工艺作业效果好于单一小剂量段塞[24]。对于裂缝性非均质砂岩油藏，现场试验证明，常规的小剂量、短半径调驱难以见到较好的增油降水效果，但大剂量深部调驱会受到现行工艺技术和经济条件的限制。结合研究出的深部调驱体系性能特点设计出四段塞组合，实现了调、驱一体化工艺，达到调整吸水剖面和提高采收率的目的。各段塞作用如下：

Ⅰ段塞：保护段塞，对油层进行保护，并保护后续堵剂；

Ⅱ段塞：高固化体系段塞，在地下反应形成固化体系，有效封堵裂缝、大孔道，确保主体段塞能有效漂移，而不过早突破。对裂缝发育特别突出的，增加无机复合堵剂段塞，加强对其封堵。

Ⅲ段塞：延膨凝胶体系，主要起封堵高渗条带和大孔隙。

Ⅳ段塞：延迟交联凝胶体系，该段塞主要作用是进一步提高地层充满度，实现液流深部转向，启动剩余油，同时进行封口，对主段塞进行保护，延长堵剂有效期。

泵注顺序见表1，施工过程中根据施工排量、注入压力，及时对段塞体积、质量分数进行调整。

表1　多段塞复合调驱泵注顺序表

续表1

3.3施工排量

调驱过程中，在较低的注入排量下，调驱剂会优先进入裂缝、高渗透层，排量过高，压力上升快，不利于后续泵入，并造成低渗层段的污染，在施工过程中采取小排量(2～3 m3/h)。

3.4施工压力

调剖调驱施工作业一般采用小爬坡压力，防止压力过高使调剖剂大量进入非目的层并开启新的裂缝。为了使堵剂优先进入大裂缝、大孔道，而不开启新的裂缝，注入压力不超过破裂压力(井底破裂平均为30.14 MPa)的80%(井底压力24 MPa，井口压力11 MPa)，施工中最高压力严格控制在井口压力的1.2倍以下。

4　调驱井组效果分析

注水井SH69井2000年12月投注，注水层位长62，全井注水层段1 433～1 458 m，层段共10 m,分为2个小层。从井位图上看出水淹井油井SH69-2、SH69-3、SH69-4位于SH69注水井的东北-西南方向，该方向与双河油田地下的天然裂缝和压裂的人工裂缝方向基本一致，因此导致SH69注水井的注入水沿裂缝窜流，单层突进严重，水驱油效果大大降低。

4.1SH69井调驱施工平稳

该井施工历时18 d，共注入堵剂818 m3，干剂质量7.78 t。其中试注段塞30 m3，聚合物保护段塞30 m3，无机、有机凝胶段塞268 m3，延膨凝胶体系250 m3，延迟交联体系封口段塞80 m3，正反挤清水160 m3。

第Ⅰ段塞压力11.0 MPa，第Ⅱ段塞12.6～12.7 MPa，第Ⅲ段塞12.7～13.3 MPa，第Ⅳ段塞13.3 MPa，正反顶替清水13.2 MPa。施工时压力控制比较平稳，爬坡压力2.2 MPa，压力爬升速率、幅度合适，累计注入量及注入压力随注入时间变化的施工曲线如图1所示。

图1　SH69井调驱施工曲线

4.2调驱后吸水指示曲线上移

SH69井调驱前后吸水指示曲线如图2所示。由图2可知，调驱前后吸水指示曲线明显上移，启动压力由原来的5.38 MPa上升到6.1 MPa，上升了0.72 MPa，吸水指数由调驱前的12.0 m3/(d·MPa)降为10.1 m3/(d·MPa)，说明调驱后原层位注入水渗流阻力变大，多段塞复合调驱体系对低渗裂缝达到了有效封堵。

图2　SH69井调驱前后吸水指示曲线对比

Fig.2Comparing of absorption indicates curve before and after flooding of SH69 well

4.3双69井压降曲线下降变缓

SH69井调驱前后压降曲线如图3所示。由图3可以看出，调驱后井口压力随关井时间下降曲线明显变缓，通过PI决策软件计算两条曲线的压降指数分别为6.78 MPa和9.83 MPa，表明恢复注水后，水流基本可以达到较为均匀的推进，调剖效果明显。

图3　SH69井调驱前后压降曲线对比

Fig.3Comparing of pressure drop curve before and after flooding of SH69 well

4.4对应油井效果

该井组对应油井5口，其中4口不同程度见到了增油降水效果。例如主向井SH69-4井见效明显，含水率由90.0%下降到30.0%，阶段累计増油231.87 t，目前日増油能力仍有2.76 t。主向井SH69-2见效明显，含水率由100.0%下降到70.0%，阶段累计増油83.39 t，驱油效果明显，有效期已达6个月以上。单井产液量、产油量变化如表2所示。

表2　SH69井组对应油井调驱前后效果对比

5　结论

(1) 多段塞复合调驱技术适用于低渗裂缝性油藏。不同堵剂突破压力梯度不同，将会滞留在距离井筒不同位置，扩大了调驱受效范围，发挥了段塞之间的协同作用，有效期长。

(2) 按照聚合物保护段塞、高固化体系段塞、延膨凝胶体系、延迟交联凝胶体系的注入顺序，爬坡压力上升的速率、幅度大小合适，显示出良好的注入性能。

(3)志丹双河油区矿场实施后，注水井启动压力上升，吸水指数下降，压降指数增大，控水稳油效果良好。该多段塞复合调驱技术实现了调、驱一体化工艺，达到了调整吸水剖面和提高采收率的目的。

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(编辑王亚新)

Study and Application of Multi-Slug Compounding Profile Control and Flooding Technology in Zhidan Shuanghe Oil Block

Wang Weibo, Yang Yongchao, Kang Xiaoyu

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangPetroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi’anShaanxi710075,China)

Aimming at the problem of shorter validity period during early flooding stage for low permeability fractured reservoirs in Shuanghe oil block from Zhidan oil field, a technical study and application of multi-stage compounding flooding was carried out. Based on the profile and flooding mechanism of different slugs, the agents were screened and evaluated indoor. Consumption volume, slug combinations, displacement volume and pressure in flooding scheme were optimized. Field test for SH 69 well proved that using the multi-slug compound flooding way of polymer-protected slug + high cure system + delayed swelling gel system + delayed crosslinking gel system, the climbing pressure was 2.2 MPa, the start-up pressure of injection well was increased with 0.72 MPa effectively, and injectivity index was reduced with 1.9 m3/(d·MPa), which had an obvious effect of controlling water and increasing oil for corresponding wells. The valid period for this type of flooding was up to six months or more, which achieved the integration process of control and flooding, realizing the target of adjusting water injection profile and increasing oil recovery.

Low permeability fractured reservoirs; Profiling and flooding; Slug; Delayed swelling gel; Delayed crosslinking; Recovery

1006-396X(2016)02-0049-06

投稿网址：http://journal.lnpu.edu.cn

2015-09-08

2016-02-15

陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院资助项目(yjy2012-ky-01)。

王维波(1982-)，男，硕士，工程师，从事油田提高采收率技术研究；E-mail:wangweibo163@163.com。

TE357.46

Adoi:10.3969/j.issn.1006-396X.2016.02.010