井网类型对“堵／调／驱” 综合治理效果的影响——以渤海LD5-2 油田为例

李彦阅 刘义刚 卢祥国 刘进祥 张 楠

（1. 中海石油（中国） 有限公司天津分公司天津 300450； 2. 东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室， 黑龙江大庆 163318）

0 引 言

LD5-2 油田地理上位于渤海辽东湾海域， 东经120°42'～120°48'， 北纬39°55'～39°59'， 西北距绥中市约55 km， 东与绥中36-1 油田紧邻［1］。 构造上位于辽西凹陷中段， 东侧紧靠辽西低凸起， 属于辽西1 号断层下降盘上的一个断块构造。

依据“旋回对比、 分级控制” 原则和砂层发育情况， 结合流体分布特征， 以馆陶组底部砂砾岩和东二下段上部厚层稳定泥岩段为区域对比标志层， 将东营组含油层段划分为6 个油组， 其中， 东二上段和东二下段各分为3 个油组。 各油组分布较稳定， 对比关系较好， 且底部均有稳定的泥岩段相隔。 目前， LD5-2 油田边水推进快， 部分井含水上升较快， 综合递减加大， 年递减率达到29.8%［2-3］。

LD5-2 油田属于高孔、 高渗储层， 岩石胶结疏松， 由于长期高强度注水， 大孔道已经形成， 注水井在多层与1 口或多口采油井间形成水流优势通道， 相应地油井含水上升较快， 影响开发效果， 亟待采取综合调整措施来改善开发效果［4-5］。

近年来， 老油田综合治理成为中国石油开发工作者的共识［6-7］， 矿场实践也取得了明显增油降水效果［8-10］。 在大尺度非均质岩心中， 多种化学驱替段塞的结合使用对开发效果影响的研究相对较少，不同井网类型化学驱的开发效果差异如何也有待进一步探讨。 针对目标油藏开发技术需求， 本次开展了“调剖／调驱／驱油” 措施组合与井网类型适应性实验研究， 这对目标油田综合治理技术决策有重要参考价值。

1 实验条件

1.1 实验材料

调剖剂由聚合物（部分水解聚丙烯酰胺（201（Ⅰ） 和201 （Ⅱ）， 相对分子质量为1 900×104，固含量为 88%） 与 Cr3+交联剂 （ 有机铬（YJYSD107）， 有效体积分数为100%） 组成。 调驱剂 （聚合物微球， HYHK） 和高效驱油剂（CW-2，有效体积分数为100%） 组成。 上述药剂由中海石油（中国） 有限公司天津分公司提供。实验用水为LD5-2 油田注入水， 水质分析总矿化度为8 259.5 mg／L， 其中K++Na+、 Ca2+、 Mg2+、 Cl-、、 HCO3-的质量浓度分别为2 169.8、816.6、94.2、4 848.8、156.1、173.9 mg／L。

实验用油为LD5-2 原油与轻烃混合物， 55 ℃条件下黏度为200 mPa·s。

高效驱油剂驱油效率实验所用的人造均质长方形岩心， 渗透率为1 500×10-3μm2。 非均质岩心大模型为石英砂环氧树脂胶结人造岩心［11-12］， 包括三维层内“纵向非均质（岩心Ⅰ） ” 和“平面非均质（岩心Ⅱ） ”。 岩心样品长×宽×高为32 cm×32 cm×6 cm。

油水井（包括垂直井、 水平井） 位置分布和模型编号示意见图1 （水平井布置在岩心厚度中心位置）， 小层或条带渗透率分布见表1。

表1 实验岩心渗透率Table 1 Permeabilities of the testing cores

图1 岩心模型示意Fig.1 Sketch of the core model

1.2 仪器设备

采用DV-Ⅱ型布氏黏度仪测试聚合物溶液、 聚合物凝胶和稠油黏度， 采用TX-500C 旋滴界面张力仪测试高效驱油剂与原油间界面张力， 采用奥特光学仪器公司生产的BDS400 倒置生物显微镜观测微球外观形态、 粒径分布及其变化规律， 采用激光扫描共聚焦显微镜观察高效驱油剂与稠油混合后油滴分散程度。 岩心驱替实验设备主要包括高精度电流表、 平流泵、 压力传感器（压力表）、 物理模型和中间容器等。 除平流泵和手摇泵外， 其他部分置于恒温箱内。

1.3 方案设计

根据渤海LD5-2 油田生产实际可知， 与水驱到98%后进行化学驱相比， 在综合含水率达到80%后进行化学驱， 最终采收率增幅相差不大， 而后者可节省开采的时间成本。

综合生产实际以及实验的可操作性， 设计实验方案共计6 组， 拥有相同的调驱剂段塞组成“水驱80%+0.05 PV Cr3+聚合物凝胶（聚合物质量浓度（Cp） 为3 000 mg／L， 交联剂质量浓度（C交）为2 000 mg／L） +0.2 PV 聚合物微球（聚合物微球质量浓度（C微球） 为3 000 mg／L） +0.1PV 高效驱油剂溶液 （高效驱油剂质量浓度CS为1 200 mg／L）+水驱至98%”， 只是岩心类型不同，其中纵向层内非均质岩心“Ⅰ1—4” 编号为“方案1—4”， 平面非均质岩心“Ⅱ1—2” 为“方案5、 6”。 此外， 实验温度为油藏温度55 ℃。

2 实验结果分析

2.1 基本性能评价及优选

2.1.1 调剖剂

采用注入水配制聚合物溶液（201 （Ⅰ） 和201 （Ⅱ），Cp均为3 000 mg／L）， 将其与3 种质量浓度（1 000、 1 500、 2 000 mg／L） 的Cr3+交联剂混合后得到混合液。 混合液（聚合物凝胶） 黏度与时间关系见图2。

从图2 可以看出， 对于聚合物201 （Ⅰ）， 当Cp为3 000 mg／L 时， 16 h 后混合液黏度开始明显增加， 表明混合液中聚合物分子链与Cr3+发生了交联反应， 形成了“区域性” 网状分子聚集体。 与聚合物201 （Ⅰ） 相比较， 聚合物201 （Ⅱ） 与Cr3+反应速度较快， 3 h 左右混合液黏度开始明显增加。 完全成胶后黏度超过100 Pa·s， 表现出良好成胶性能， 其中聚合物201 （Ⅰ） 稳定性和延缓成胶性更好。 进一步分析发现， 随着交联剂浓度增加， 发生交联反应时间缩短。 因此， 优选聚合物201 （Ⅰ） 进行后续实验。

图2 黏度与时间关系Fig.2 Relationship between viscosity and time

2.1.2 调驱剂

2.1.2.1 水化性能

采用注入水配制聚合物微球溶液（微球质量浓度为3 000、 4 000、 5 000 mg／L）， 测试初始粒径和外观形态， 之后放置于55 ℃恒温箱中， 定时观测微球粒径和外观形态（表2）。 微球粒径和外观形态与时间关系见图3。 从图3 看出， 微球初始粒径为8 ～9 μm。 随水化时间增加， 微球粒径增大， 初期增加速度较快， 168 h 左右水化膨胀基本停止。 随微球浓度增加， 微球粒径变化幅度较小。总体膨胀倍数为3 倍左右。

图3 微球外观形态与时间关系（C p = 3 0 0 0 m g /L）Fig.3 Relationship between appearance occurrence and time of the microsphere(Cp=3 000 mg/L)

表2 聚合物微球溶液水化性能测试结果Table 2 Tested results of the hydrated performances of the polymer microsphere solution

2.1.2.2 微球粒径分布

采用生物显微镜观测微球， 利用统计学方法计量不同粒径范围微球数目［13-14］， 计算每组粒径范围下微球的频率， 绘制粒径分布频率曲线（图4）。

从图4 可以看出， 微球粒径呈正态分布， 分布范围比较窄。 随时间增加， 微球粒径有增大的趋势， 但正态分布趋势未发生变化。

图4 微球粒径分布曲线Fig.4 Distribution curve of the particle size of the microsphere

2.1.3 高效驱油剂

2.1.3.1 界面张力

采用LD5-2 油田注入水配制高效驱油剂溶液，其与原油间界面张力测试结果为： 高效驱油剂质量浓度（Cs） 为1 000 mg／L 时， 界面张力为8.23 ×10-2mN／m；Cs为1 500 mg／L 时， 界面张力为6.29×10-2mN／m；Cs为2 000 mg／L 时， 界面张力为4.69×10-2mN／m。 分析可知， 随高效驱油剂浓度增加， 驱油剂与原油间界面张力逐渐降低。 当Cs为1 000 ～2 000 mg／L 时， 界面张力均可维持在10-2mN／m 数量级。

2.1.3.2 乳化降黏特征

采用注入水配制高效驱油剂（质量浓度分别为1 000、 1 500、 2 000 mg／L） 溶液， 将其按一定油水体积比与原油混合， 置于55 ℃恒温箱1 h， 搅拌2 min 后（转速为250 r／min）， 测试乳状液黏度。 黏度测试结果和降黏率计算结果见表3。

表3 乳状液黏度和降黏率Table 3 Viscosities and viscosity reduced ratios of the emulsion

从表3 可以看出， 在高效驱油剂浓度相同条件下， 随油水体积比减小即乳状液中原油含量减少，乳状液黏度降低。 在油水体积比相同条件下， 随高效驱油剂浓度增加， 乳状液黏度下降。 随高效驱油剂浓度增大和油水体积比减小， 乳化液降黏率都呈现增大趋势。 含水率等于或大于40%时， 稠油乳化降黏率超过80%。

2.1.3.3 驱油效率

在人造均质长方形岩心和药剂浓度不同条件下， 高效驱油剂驱油效率见表4。

从表4 可以看出， 在初始含油饱和度与水驱采收率基本一致时， 高效驱油剂质量浓度越高， 采收率增幅越大。 分析认为， 当质量浓度小于1 500 mg／L时， 高效驱油剂与原油间的乳化降黏效果较弱， 形成的乳状液滴较少。 随着质量浓度的增加， 驱替过程中驱油剂与原油间的界面张力降低，乳化降黏效果增强， 有利于提高洗油效率， 从而导致最终采收率增加。

表4 驱油效率测试结果Table 4 Tested results of the oil displaced efficiency

需要强调指出， 尽管高效驱油剂能够较大幅度提高洗油效率， 但驱油剂自身滞留和液流转向能力较弱， 只有当驱油剂与调剖剂、 调驱剂联合应用时才能充分发挥洗油效率高的特性［15-18］。

2.2 增油降水效果分析

2.2.1 采收率影响

岩心（井网） 类型和“调剖剂+调驱剂+高效驱油剂” 组合方式对调剖调驱增油降水效果影响实验结果见表5。

从表5 可以看出， 对于纵向层内非均质岩心，“方案2” 采用2 个水平井， 注采井渗流面积最大，波及效果较好， 因而各阶段采收率较高。 “方案1”采用1 个水平水井和2 个垂直油井， 注入端渗滤面积较大， 波及范围也较大， 但2 个油井间存在难以波及的死油区， 剩余油饱和度较高， 各阶段采收率也较高。 “方案3” 采用1 个垂直注入井和1 个水平采出井， 垂直井左右都存在难以波及区域， 因而剩余油较多， 各阶段采收率较低。 与“方案1”、“方案2”、 “方案3” 相比， “方案4” 采用1 个垂直注入井和2 个垂直油井， 注入端渗滤面积较小，渗流阻力较大， 在注入井左右和2 个油井中间部位都存在难以波及区域， 因而各阶段采收率较低。 对于平面非均质岩心， “方案5” 所用岩心水平注采井均与各个渗透条带平行， 注入井布置在高渗透层中部， 水驱渗滤面积较大， 渗流阻力较小， 水线推进比较均匀， 波及体积较大， 采收率较高。 与“方案5” 不同， “方案6” 所用岩心水平注采井均与各个渗透条带垂直， 注入井穿透高、 中、 低3 个渗透条带， 注入水主要沿高渗透条带突进， 水驱波及体积较小， 采收率较低。

表5 采收率实验数据Table 5 Experimental data of the recovery

综上所述， 在储层物性相同条件下， 水平井网水驱和“调剖剂+调驱剂+驱油剂” 组合开发效果优于垂直井网， 含水平井井网的水驱和“调剖剂+调驱剂+驱油剂” 组合开发效果优于不含水平井井网的开发效果。

2.2.2 动态分析

“方案1” — “方案4” 实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入孔隙体积倍数关系见图5。

从图5 可以看出， 不同井网类型对采收率和提高采收率增幅有一定影响。 在水驱阶段， 随注入孔隙体积倍数增加， 原油采出程度提高， 含水率逐渐升高。 水相渗透率增加， 渗流阻力降低， 导致注入压力降低。 在调剖剂注入阶段， 随注入孔隙体积倍数增加， 调剖剂主要在高渗层滞留， 渗流阻力增加， 注入压力大幅度升高， 导致中、 低渗层吸液压差增大， 吸液量增大， 达到液流转向的目的， 这扩大了波及体积， 致使含水率大幅度降低和采收率明显升高。

图5 方案1—方案4注入压力、含水率和采收率与注入孔隙体积倍数关系Fig.5 Relationship between injection pressure,watercut, recovery and PV number for Program 1-4

在调驱剂注入阶段， 由于微球具备一定滞留和封堵功效， 随注入孔隙体积倍数增加， 注入压力逐渐升高， 宏观和微观液流转向作用逐渐显现。 在高效驱油剂注入阶段， 由于高效驱油剂自身滞留能力较差， 不能产生附加渗流阻力， 加之洗油效果降低了油相饱和度， 渗流阻力逐渐减小， 注入压力降低。 与“方案4” 相比， “方案1”、 “方案2”、“方案3” 岩心注入端渗流面积较大， 渗流阻力较小， 水驱和调驱剂注入压力较低， 但中、 低渗透层吸液压差增幅却较大， 扩大波及体积效果较好， 因而含水率下降幅度较大， 采收率增幅较高。

“方案5”、 “方案6” 实验过程中注入压力、含水率和采收率与注入孔隙体积倍数关系见图6。

从图6 可以看出， 在水驱阶段， 随注入孔隙体积倍数增加， 原油采出程度提高， 含水率升高，水相渗透率增加， 渗流阻力降低， 注入压力降低。在调剖剂注入阶段， 随注入孔隙体积倍数增加， 调剖剂在高渗条带内滞留量增多， 渗流阻力增加， 注入压力升高， 导致中、 低渗层吸液压差增大， 后续吸液量增加， 从而扩大了波及体积， 致使含水率降低、 采收率提高。 在调驱剂注入阶段， 随注入孔隙体积倍数增加， 调驱剂滞留量增加， 渗流阻力增大， 注入压力小幅升高。

图6 方案5、方案6注入压力、含水率和采收率与注入孔隙体积倍数关系Fig.6 Relationship between injection pressure,watercut, recovery and PV number for Program 5-6

在注入高效驱油剂阶段， 由于高效驱油剂自身不具备滞留即增加渗流阻力功效， 加之洗油能力较强， 致使油相渗透率明显减小， 水相渗透率增大，注入压力下降。 与“方案6” 相比较， “方案5”由于水平井与各个渗透条带平行， 流体推进更均匀， 宏观指进现象较弱， 调剖剂和调驱剂波及效果更好， 采收率增幅较大。

3 结 论

（1） 与直井井网相比较， 水平井井网因注入井渗滤面积大， 注入压力较低， 致使调剖剂难以对中、 低渗透层造成伤害。 调剖后中、 低渗透层吸液压差增幅较大， 调驱剂和驱油剂转向进入中、 低渗透层， 扩大波及体积效果较好， 采收率增幅较大。

（2） 与水平井布置在中渗透层井网（岩心Ⅰ）相比较， 水平井贯穿高中低渗透层井网（岩心Ⅱ）调剖剂可以更多进入高渗透条带发挥封堵作用， 促使后续调驱剂和高效驱油剂转向进入低渗透层发挥微观液流转向和原油降黏、 驱油作用， 采收率增幅较大。

（3） “调剖+调驱+驱油” 措施组合使用形成协同效应， 可以取得更好增油降水效果。