海上稠油油田弱凝胶调驱效果评价及研究——以渤海N油田为例

张俊廷，李云鹏，张国浩，谢 岳，刘 斌

（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300459）

稠油油田油水黏度差异增大，会增加注入水突进现象，导致开发效果变差。为提高水驱开发油田储量动用程度，改善高、低渗储层间动用差异，弱凝胶调驱技术被广泛应用。弱凝胶调驱技术[1-5]主要通过两方面提高油田采收率：一是通过注入调剖剂提高水相黏度，降低水油流度比，减缓注入水突进，提高水驱波及体积；二是调剖剂注入后会优先沿大孔道流动，通过吸附作用在油层深部逐渐堵塞高渗水流通道，从而改变注水井吸水剖面，提高低渗储层动用，提高油田采收率。弱凝胶调驱技术在水驱油藏进入中高含水阶段时被广泛应用，并取得了较好的开发效果[6-11]。

渤海稠油资源丰富，稠油油藏亦可通过常规注水有效动用。稠油黏度大、水油流度比较大，开发过程中出现含水上升速度快、高渗透层水淹、低渗透储层动用差等问题。针对渤海N油田稠油油藏注水开发中存在的问题，本文开展了弱凝胶调驱试验研究，建立了渤海稠油油田弱凝胶调驱效果评价体系，分析了影响弱凝胶效果的关键因素和不同因素对弱凝胶调驱效果的影响规律，对渤海相似油田开发具有一定借鉴意义。

1 弱凝胶调驱效果评价体系

渤海稠油油田目前主要采用注水开发，大部分油田已进入中、高含水阶段，油田面临含水上升快、稳产难度大等问题。为了改善油田开发效果，目前已经开展了4个油田弱凝胶调驱试验研究。基于弱凝胶调驱后的油、水井动态资料，建立注水井和生产井见效评价体系（图1）。

图1 弱凝胶调驱评价方法体系

2 弱凝胶调驱效果

N油田是渤海典型的注水开发稠油油藏，原油黏度为50～741 mPa·s，投产后仅一年含水达到63%，注水井吸水剖面实测资料显示各小层间吸水差异较大，层间动用不均匀。为了控制油田含水上升速度，改善层间动用差异，N油田于2007年实施弱凝胶调驱技术，到目前已经实施5个井组弱凝胶调驱试验。本文以A21井组为例，应用建立的弱凝胶评价体系对其两轮次弱凝胶调驱效果进行评价。

A21井组共有5口生产井（图2），实施弱凝胶调驱后，A21井注入压力上升2～3 MPa（图3），第一轮调驱后阻力系数达到2.0，第二轮调驱后阻力系数达到1.1（图4），调驱后该井吸水层数增加，NmII1和NmIII1层位由不吸水层转为吸水层（图5），同时高渗层 Nm08小层吸水量得到控制，注水井吸水效果得到有效改善。

图2 A21井组调驱井位

图3 A21井压力评价

图4 A21井霍尔曲线

吸水剖面改善的同时，井组内油井产油量提高，含水率降低，达到稳油控水目的。油井A11井和A13井在第一轮调驱后，日增油分别为20 m3和15 m3，含水率分别降低5%和4%；第二轮调驱时A21井注入浓度和黏度降低，油井增油效果与第一轮相比有所降低，且含水也得到改善；第二轮调驱后A13井含水由76%降低到73%，含水下降3%（图6和图7）。

图5 A21井吸水剖面分析

图6 受效井A11增油降水

图7 受效井A13增油降水

通过递减法计算A21井组增油量达到1.82×104m3，增油效果明显。利用该方法评价N油田5个井组调驱效果，累增油为5.83×104m3，提高井组采收率1.5%。

3 弱凝胶调驱影响因素分析

针对渤海N油田不同井组、不同轮次调驱效果的评价，发现不同井组间、不同轮次间调驱效果存在一定差异性。基于储层物性资料、流体性质资料和注入动态数据，研究渗透率级差、注水井距边水距离、注入井地层原油黏度、注水井与周围油井连通性、注入浓度和黏度、注入时机和注入速度对弱凝胶调驱效果的影响。

3.1 渗透率级差的影响

根据生产数据，分析渗透率级差与吨聚增油量间关系，由图8可以看出，随着渗透率级差增大，吨聚增油量越大，调驱效果越好。

图8 渗透率级差与吨聚增油量关系

3.2 注入井距边水距离的影响

分析注入井距边水距离与吨聚增油量间关系，结果表明，注入井距离边水越远，吨聚增油量越大，调驱效果越好（图9）。

图9 边水距离与吨聚增油量关系

3.3 注入井地层原油黏度的影响

建立不同注入井地层原油黏度与吨聚增油量间关系（图10），可以看出，随着注入井地层原油黏度增大，调驱效果变好；当黏度大于某一值时，效果变差。对于N油田来说，黏度为100～200 mPa·s时调驱效果较好，当黏度大于300 mPa·s时则调驱效果变差。

图10 原油黏度与吨聚增油量关系

3.4 注水井与周围油井连通性影响分析

由表1可以看出，注水井组周围连通油井数量越多，与周围油井连通性好的注水井组增油量较好，反之较差。注水井与周围油井连通性好，那么注水井可通过弱凝胶调驱提高低渗透储层注入量，进一步增加周围油井低渗储层波及面积，提高驱油效果；注水井与周围油井连通性差或者不连通，注入流体无法驱替油井对应产层，则无法提高波及面积，达不到驱油效果。

3.5 注入浓度和黏度的影响

对比A21井组两个调驱轮次间注入体浓度和黏度差异，第一轮注入体浓度为3 500 mg/L，黏度为400 mPa·s；第二轮注入浓度为2 500 mg/L，黏度为100 mPa·s。通过建立霍尔曲线，第一轮注入后阻力系数为2.0，第二轮注入后阻力系数为1.1，第一轮效果明显好于第二轮。

当聚合物浓度低于一定值时，聚合物与交联剂反应速度慢或者基本不成胶，达不到调驱效果；当聚合物浓度高于一定值时，聚合物会与交联剂发生反应生成凝胶，并提高凝胶体系的黏度。随着聚合物浓度的增加，凝胶反应速度加快，调驱效果更好。

表1 渤海N油田5口注水井与油井连通关系及增油量统计

3.6 注入时机与注入速度的影响

稠油油田进入中高含水阶段时，早期高渗水流通道还未完全形成，调剖剂注入高渗层时受到注入水稀释作用较小，对凝胶稳定性影响较小，调驱效果较好。高含水阶段时，高渗水流通道完全形成，高渗层含水较高，调剖剂受到注入水稀释作用较强，会影响凝胶浓度、黏度和稳定性，调驱效果将受到一定影响。

表1显示，A21井组和A24井组周围受效油井数和调驱时井组含水率基本相同，但注入速度存在较大差别。A21井平均日注聚量190 m3，A24井平均日注聚量400 m3，通过表中增油量可以看出，A21井组调驱效果好于A24井组，说明注入速度慢，则调驱效果好。

4 结论

（1）本文根据渤海稠油油田弱凝胶调驱试验开发效果，建立了适合渤海稠油油田弱凝胶调驱评价方法体系，并根据该方法对渤海N油田调驱效果进行评价。

（2）通过对比N油田已实施的5个弱凝胶调驱试验井组的开发效果，总结了影响弱凝胶调驱效果的主要因素为：渗透率级差、注水井距边水距离、注入井地层原油黏度、注水井与周围油井连通性、注入浓度和黏度、注入时机和注入速度，并根据矿场试验结果分析了不同因素对弱凝胶调驱效果的影响程度。