渤海油田窄河道型油藏深部液流转向体系研究与应用

孟科全，陈维余，张艳辉，吴清辉

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300457）

渤海油田窄河道型油藏深部液流转向体系研究与应用

孟科全，陈维余，张艳辉，吴清辉

（中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司，天津300457）

深部液流转向技术是目前常用的稳油控水技术之一。针对渤海油田窄河道型油藏，常规深部液流转向体系注入困难的问题，开发一套适用于该类油藏的深部液流转向体系。通过室内实验，确定体系包括凝胶体系BHTP-1和颗粒体系BHTP-2，体系段塞为弱凝胶+中等凝胶+BHTP-2+强凝胶的组合方式，增油效果较好，驱油效率提高15%以上。该体系在渤中25-1南油田成功应用7井组，已累计增油2.4×104m3，措施效果明显。

窄河道型油藏；深部液流转向；凝胶；颗粒

深部液流转向技术是将深部液流转向体系注入地层，首先，体系封堵地层中产生窜流的高渗层和大孔道，以调整吸水剖面；其次，在后续水驱作用下，体系可向地层深部运移，实现驱油的作用。该技术是以深部调剖为主，驱油效果为辅，将“调”和“驱”有机结合起来[1-4]。

渤海油田窄河道型油藏，很多处于中高含水开发期，注水水窜现象明显，注入水利用率低。深部液流转向等措施，可有效提高注水开发效果，但常规深部液流转向体系应用于该类型油藏，出现注入困难，注入压力增长快的情况，影响措施效果。以渤中25-1南油田为例[5-7]，自2005年开始注水开发，目前处于中高含水开发期，产出液综合含水77%以上，近年来进行的多次调剖、深部液流转向等措施，效果均不理想。本文通过研究，开发一种适合渤中25-1南油田的深部液流转向体系，该体系成功应用7口井。

1 体系作用机理

针对渤中25-1南油田为窄河道型油藏，储层已形成水驱优势通道等特点，研究的深部液流转向体系包括凝胶体系BHTP-1和颗粒体系BHTP-2。

BHTP-1优先进入高渗透层深部，在大孔道、裂缝中形成不可流动的高强度三维网状凝胶体。宏观上体现为原有的水驱优势高渗层或优势方向的水驱沿程阻力增加，迫使后续工作液转向。

BHTP-2在注入水中是分散体系，表观黏度低，易于进入储层深部，微观上通过对水流通道暂堵－突破－再暂堵－再突破的过程、增加大孔道的阻力，不断改变深部液流方向[8]。同时体系具有洗油和降低界面张力的作用，进入低渗区、小孔喉，直接作用于剩余油，达到同步调驱、洗油、解堵的目的。

2 体系配方研究

2.1 BHTP-1体系研究

2.1.1 配方研究凝胶体系BHTP-1由聚合物和交联剂JLJ-1组成，用现场注入水配制不同质量浓度的交联聚合物溶液，根据成胶时间和成胶强度优选产出各个组分浓度（见图1，图2）。

图1 凝胶体系成胶时间优选图Fig.1 Optimization of gel time

图2 凝胶体系成胶强度优选图Fig.2 Optimization of gel strength

由图1和图2可见，随聚合物、交联剂JLJ-1质量浓度增加，成胶强度增大，成胶时间减小。根据成胶时间和成胶强度，形成高、中、低三种强度配方：高强度，0.5%聚合物+0.05%JLJ-1；中强度，0.35%聚合物+0.035%JLJ-1；低强度，0.3%聚合物+0.03%JLJ-1。2.1.2性能研究针对渤中25-1南油田油藏特点，重点从体系封堵性、耐冲刷性及逐级段塞优化组合等方面进行性能评价。

（1）封堵性能：按高、中、低强度凝胶配方，配制溶液，以1 mL/min流速向岩心模型注入0.5 PV，75℃恒温5 d，观察注入前后渗透率变化，评价体系封堵性能。实验结果（见表1）。

表1 凝胶体系封堵实验结果Tab.1 Experimental results of gel system plugging

结果表明，高强度凝胶封堵率达到98.3%，低强度凝胶封堵率大于93.9%，表明该凝胶体系具有很好的封堵性能。

（2）耐冲刷性能：向岩心模型中注入0.5 PV凝胶体系溶液，75℃恒温5 d后水驱，考察堵剂的耐冲刷性，实验结果（见图3）。

图3 凝胶体系耐冲刷性能图Fig.3 Performance of gel system

从图3中可以看出，三种强度凝胶体系成胶后的水驱阻力系数迅速上升，水驱20 PV，高、中、低强度凝胶体系阻力系数分别为28、23、15，耐冲刷性能良好，说明体系进入地层后，可实现对大孔道的长期、稳定封堵。

（3）逐级段塞组合优化：利用三层非均质岩心（高渗5.1 μm2，中渗2.4 μm2，低渗1.2 μm2），在水驱驱油后注入不同段塞组合凝胶体系0.3 PV，75℃恒温5 d后水驱，计算注凝胶体系前后水驱驱油效率。结果（见表2和图4）。

表2 凝胶体系段塞优化实验结果Tab.2 Slug optimization experiment

图4 弱+中+强段塞形式驱油实验结果Fig.4 Weak+medium+strong slug flooding experiment

从实验结果可知，注入0.1 PV弱+0.1 PV中+ 0.1 PV强的段塞组合凝胶后水驱油效率较好，说明该段塞组合更有效封堵大孔道，调整驱油剖面，改善驱油效率。

2.2 BHTP-2体系研究

2.2.1 粒径选择颗粒体系BHTP-2的粒径选择，主要考虑与孔喉直径匹配，根据渤中25-1南油田主力油层平均孔喉分布，选用亚毫米级的颗粒体系作为BHTP-2（见图5）。

图5 亚毫米级BHTP-2电镜扫描图Fig.5 Sub millimeter BHTP-2 scanning electron microscope

2.2.2 性能研究根据BHTP-2体系作用机理，重点评价体系调驱性能。不同渗透率的岩心模型，在水驱驱油后注入颗粒体系0.3 PV，75℃恒温5 d后水驱，计算注颗粒体系前后水驱驱油效率，结果（见表3）。

表3 颗粒体系调驱性能Tab.3 Profile drive performance

从表3可见，注入0.3 PV BHTP-2体系后，低渗岩心采收率平均提高12%，高渗岩心采收率平均提高9.7%，表明BHTP-2体系能够进入低渗透层驱动剩余油产出，具有一定调、驱作用。

2.3 复合体系优化研究

利用三层非均质岩心，考察注入不同复合体系前后水驱驱油效率，结果（见表4）。

由表4可见，0.05 PV弱凝胶+0.05 PV中等凝胶+ 0.05 PV BHTP-2+0.05 PV强凝胶段塞组合方式的驱油效率最高为15.5%，较适宜用于渤中25-1南油田，故现场采用弱凝胶－中等强度凝胶－BHTP-2－强凝胶的复合体系组合段塞。

表4 复合体系组合方式优化Tab.4 Optimization of composite system

3 矿场应用

2014年至今，该体系在渤中25-1南油田7口井成功应用。措施后注水井的注水吸水指数、注水压力等生产参数明显改变，受益油井增油、降水效果明显，截止2016年6月底，已累计增油2.4×104m3，降水5.9× 104m3，产出投入比达5.1∶1。现场应用表明，由BHTP-1和BHTP-2组成的深部液流转向体系，适用于渤中25-1南油田窄河道型油藏，使用该体系的深部液流转向技术可有效改善注水井吸液剖面，扩大注入水波及体积，是改善高含水期低渗透油藏水驱开发效果的有效办法。

4 结论

（1）针对渤中25-1南油田油藏特点，开发出具有高渗层封堵、低渗层解堵调驱的深部液流转向体系，包括凝胶体系BHTP-1和颗粒体系BHTP-2。

（2）优选体系组合方式，弱凝胶－中等强度凝胶－BHTP-2－强凝胶的段塞组合，在室内可提高驱油效率15%以上，适宜用于现场深部液流转向作业。

（3）该体系已成功应用7井组，累计增油2.4×104m3，降水5.9×104m3，应用效果显著。

［1］熊春明，唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势［J］.石油勘探与开发，2007，34（1）：83-88.

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［3］黄晓东.渤海海上油田深部液流转向配套技术研究与应用［J］.非常规油气，2015，2（5）：38-44.

［4］杨斌，董俊艳，王斌，等.中高渗油藏高含水期深部调剖技术的研究与应用［J］.精细石油化工进展，2012，13（2）：16-19.

［5］何逸凡，胡勇，周海燕.渤中25-1南油田窄河道型油藏中途测试产能评价［J］.新疆石油地质，2016，37（2）：204-207.

［6］王云献，冯鑫，杨庆红，等.渤中25-1南油田周期注水研究及实践［J］.石油地质与工程，2008，22（6）：27-29.

［7］郭鹏.渤中25-1南复杂河流相稠油油田储层刻画与三维地质建模［D］.大庆：东北石油大学，2014.

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Deep fluid flow in narrow channel type oil reservoir of Bohai oilfield research and application of steering system

MENG Kequan，CHEN Weiyu，ZHANG Yanhui，WU Qinghui
（Engineering Technology Branch，CNOOC Energy Technology&Services Limited，Tianjin 300457，China）

Profile control technique is one of the commonly used techniques for stabilizing oil and water control.It is problem that arrow channel type reservoir which is difficult to be injected with conventional profile control agent.It is necessary to develop a suitable profile control agent.Through the research,the agent includes the gel BHTP-1 and the grain BHTP-2.It is the best that the agent is a combination of weak gel+medium gel+BHTP-2+ strong gel.The oil displacement efficiency is increased by more than 15%.The successful application of the 7 well group in BZ25-1s oilfield,oil increasing 2.4×104m3.

narrow channel type reservoir；profile control；gel；grain

TE357.46

A

1673-5285（2016）12-0014-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2016.12.004

2016－11-14

中海油能源发展科研项目“水平注水井调剖技术研究与应用”资助项目，项目编号：HFKJ-GJ2016007。

孟科全，男（1983-），工程师，硕士研究生，主要从事海上油田调剖堵水技术的研究与应用工作，邮箱：mengkq@cnooc. com.cn。