劉家林，劉 濤，王運(yùn)萍，趙躍朋，閆紅星

中國(guó)石油遼河油田分公司，遼寧盤(pán)錦 124010

凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)是改善注水波及效率、提高采收率的方法之一，被廣泛應(yīng)用于油田生產(chǎn)，取得了很好的效果[1]。自2010年以來(lái)，遼河油田先后在100多個(gè)井組開(kāi)展了深部調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)應(yīng)用,增產(chǎn)原油100 kt以上。但對(duì)低滲裂縫性油藏開(kāi)展深部調(diào)驅(qū)存在較大困難，一方面由于裂縫的存在，采用常規(guī)凝膠體系起不到封堵作用；另一方面由于低滲，采用高強(qiáng)度凝膠體系無(wú)法增加基質(zhì)的波及體積。另外在開(kāi)發(fā)初期為提高產(chǎn)量采取了高能壓裂措施[2]，使人工裂縫和自然裂縫并存，加大了裂縫的不規(guī)律性和復(fù)雜性，投產(chǎn)初期產(chǎn)量大幅提高，但后期發(fā)生暴性水淹，導(dǎo)致無(wú)法生產(chǎn)。這主要是因?yàn)橹髁芽p是油水兩相體系中油運(yùn)移的絕對(duì)控制因素,寬縫對(duì)窄縫具有極強(qiáng)的流動(dòng)屏蔽作用[3]。基質(zhì)和裂縫之間、主裂縫和次裂縫之間存在物性及壓力差異，只有裂縫中的壓力高于基質(zhì)中的壓力，主裂縫的壓力高于次裂縫的壓力，才能夠改變液流方向，啟動(dòng)新的基質(zhì)油層和次裂縫原油，提高波及效率，使剩余油的分布發(fā)生變化，達(dá)到增產(chǎn)的目的[4]。因此在包14塊低滲裂縫性油藏開(kāi)展深部調(diào)驅(qū)的主要目的是封堵主裂縫，其次是次裂縫和基質(zhì)。在深部調(diào)驅(qū)設(shè)計(jì)方面，既要考慮封堵裂縫又要兼顧基質(zhì)的波及效率。因此選用體膨顆粒+凝膠復(fù)合體系對(duì)裂縫進(jìn)行前期封堵，后用弱凝膠體系調(diào)整吸水剖面，以達(dá)到提高采收率的目的。

1 包14塊油藏概況

包14塊位于內(nèi)蒙古自治區(qū)阿魯科爾沁旗五十家子廟鄉(xiāng)西部,構(gòu)造上位于陸家堡凹陷中部,探明含油面積為8.07 km2，石油地質(zhì)儲(chǔ)量為717.47×104t，可采儲(chǔ)量為143.49×104t。主力含油層位為中生界侏羅系上侏羅統(tǒng)九佛堂組，油藏埋深為850～1 420 m，劃分為九上段和九下段。九上段進(jìn)一步劃分為3個(gè)油層組，其中Ⅰ，Ⅲ油層組是主要含油層段。九上段儲(chǔ)層的最高孔隙度為22%，最低孔隙度為2.3%，平均孔隙度為17%；最高滲透率為135×10-3μm2，最低滲透率為1×10-3μm2，平均滲透率為33.9×10-3μm2，滲透率級(jí)差為6～141，滲透率變異系數(shù)為0.74～1.32，屬中孔低滲儲(chǔ)層。包14塊原油的性質(zhì)較好，屬稀油，地面原油密度為0.871 5 g/cm3，黏度為21.66 mPa·s,凝固點(diǎn)為27 ℃，含蠟10.04%，含膠質(zhì)和瀝青質(zhì)21.49%。地層水的總礦化度為6 056 mg/L，為NaHCO3水型?；刈⑺牡V化度為3 723.0 mg/L，pH為8.5。該區(qū)塊目前綜合含水81.4%，采油速度為0.27%，標(biāo)定采收率為20%，采出程度為8.21%，可采儲(chǔ)量采出程度為41.07%，水驅(qū)控制程度為96%，水驅(qū)動(dòng)用程度為40.8%。原始地層壓力為12.3 MPa，壓力系數(shù)為0.96，飽和壓力為4.95 MPa，地層溫度為37.5 ℃。

2 包14塊調(diào)驅(qū)體系配方篩選評(píng)價(jià)

有機(jī)鉻凝膠、酚醛凝膠、膠態(tài)凝膠、復(fù)合凝膠以及用來(lái)封堵高滲透層的體膨顆粒凝膠體系已在遼河油田得到成功應(yīng)用[5]。根據(jù)各凝膠體系的成膠條件，選用有機(jī)鉻凝膠體系進(jìn)行實(shí)驗(yàn)。室內(nèi)對(duì)交聯(lián)劑的種類及用量、聚合物的用量、體膨顆粒以及封堵效果等進(jìn)行評(píng)價(jià)，篩選出適宜包14塊的體膨顆粒/凝膠復(fù)合配方體系。

2.1 交聯(lián)劑的種類

將質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%、相對(duì)分子質(zhì)量為2 500×104的聚合物HPAM與質(zhì)量分?jǐn)?shù)均為0.2%的不同有機(jī)鉻交聯(lián)劑進(jìn)行復(fù)配，交聯(lián)劑成膠后凝膠強(qiáng)度隨時(shí)間的變化如圖1所示。恒溫放置30 d后，各體系皆成膠，但成膠強(qiáng)度不同。聚合物與交聯(lián)劑NJ-13、NJ-5復(fù)配時(shí)成膠效果好，成膠后體系的黏度高，穩(wěn)定性好；交聯(lián)劑JH-1、NJ-8與聚合物復(fù)配時(shí)成膠較慢，且穩(wěn)定性稍差；NJ-13凝膠體系中加入體膨顆粒HP3后，凝膠強(qiáng)度大幅提高，且穩(wěn)定性好，復(fù)合體系的黏度在原有基礎(chǔ)上提高了1倍。因此選用NJ-13作為包14塊凝膠體系用交聯(lián)劑。

圖1 采用不同交聯(lián)劑時(shí)體系的成膠強(qiáng)度

2.2 聚合物用量

固定交聯(lián)劑NJ-13的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.15%，改變聚合物的加量，將二者進(jìn)行交聯(lián)反應(yīng)，通過(guò)體系黏度和長(zhǎng)期穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)來(lái)確定適宜的聚合物濃度，結(jié)果見(jiàn)圖2。

圖2 不同聚合物用量時(shí)的成膠強(qiáng)度

由圖2可看出，3種體系均能成膠，且比較穩(wěn)定；隨著聚合物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，成膠強(qiáng)度增大。根據(jù)設(shè)計(jì)原則，包14塊主體系采用中強(qiáng)度凝膠體系，黏度在4 000～6 000 mPa·s較為適宜。因此選擇聚合物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%。

2.3 交聯(lián)劑用量

固定聚合物的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%，將其與不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的NJ-13交聯(lián)劑進(jìn)行交聯(lián)反應(yīng)，通過(guò)體系黏度和長(zhǎng)期穩(wěn)定性實(shí)驗(yàn)來(lái)確定適宜的交聯(lián)劑濃度，結(jié)果見(jiàn)圖3。交聯(lián)劑與聚合物反應(yīng)后均能成膠，而且體系均比較穩(wěn)定；隨著交聯(lián)劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)的增加，成膠強(qiáng)度增加，但是當(dāng)交聯(lián)劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)達(dá)到0.25%后成膠時(shí)間變短，凝膠的穩(wěn)定性差。因此選擇交聯(lián)劑的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.1%～0.2%。

圖3 不同交聯(lián)劑用量時(shí)的成膠強(qiáng)度

2.4 體膨顆粒的選擇

顆粒堵劑的粒徑與地層裂縫的開(kāi)裂度大小相匹配時(shí)才能有較好的封堵效果，當(dāng)架橋粒子的粒徑為裂縫開(kāi)裂度均值的80%～100%時(shí)可以實(shí)現(xiàn)穩(wěn)定架橋[6]。而體膨顆粒具有彈性和變形特點(diǎn)，與固相顆粒有所不同。BAI等[7-8]對(duì)體膨顆粒與地層孔喉的配伍性展開(kāi)了研究，發(fā)現(xiàn)當(dāng)體膨顆粒的粒徑大于孔徑時(shí)，顆粒的主要運(yùn)移方式為變形通過(guò)、失水通過(guò)再膨脹、破碎通過(guò)或產(chǎn)生封堵不運(yùn)移。通過(guò)孔喉的顆粒粒徑與孔徑的比值主要分布在2～4之間。包14塊油層 Ⅰ 油組地層裂縫縫寬為0.1～0.2 mm,裂縫密度為0.4～0.6條/m,油層Ⅲ油組地層裂縫縫寬為0.20～0.5 mm,裂縫密度為0.4條/m，因此選用的體膨顆粒的粒徑不超過(guò)2.0 mm。對(duì)不同生產(chǎn)廠家、不同粒徑的體膨顆粒的吸水倍數(shù)與膨脹倍數(shù)進(jìn)行對(duì)比。結(jié)果如表1和圖4所示。TP 5和HP 3這2種體膨顆粒的膨脹倍數(shù)大，HP 3的粒徑尺寸為0.38～0.83 mm，且價(jià)格適中，因此選擇HP 3為體膨顆粒用劑。

表1 體膨顆粒的吸水能力和膨脹倍數(shù)

圖4 體膨顆粒的膨脹倍數(shù)隨時(shí)間的變化

2.5 裂縫突破壓力的測(cè)定

對(duì)于裂縫性油藏，進(jìn)行基質(zhì)巖心常規(guī)封堵性試驗(yàn)時(shí)，體膨顆粒主要聚集在注入端面，無(wú)法評(píng)價(jià)其對(duì)裂縫的封堵效果。而采用人造裂縫巖心實(shí)驗(yàn)可以模擬地層條件下體膨顆粒的封堵性能。實(shí)驗(yàn)采用基質(zhì)巖心，巖心直徑為2.5 cm，依據(jù)裂縫油藏計(jì)算公式[9]計(jì)算滲透率，實(shí)驗(yàn)溫度為37.5 ℃。實(shí)驗(yàn)采用的配方1為0.3%體膨顆粒+0.2% HPAM+0.15% NJ-13交聯(lián)劑，配方2為0.2% HPAM+0.15% NJ-13交聯(lián)劑。每組試驗(yàn)向裂縫巖心注入10 mL以上的凝膠溶液，注入速度為0.3 mL/min，然后將巖心封閉4 d，接著注入地層水確定滲透率變化值，驅(qū)替壓力從注堵劑壓力開(kāi)始，以0.01 MPa/min的速度連續(xù)升壓，至1 MPa后先以0.01 MPa/min的速度連續(xù)升壓，然后通過(guò)調(diào)節(jié)注水泵的流量以0.3 MPa/min的速度升壓，直至出口端流出第1滴液且此后不斷有液體流出，讀取此時(shí)進(jìn)口端壓力即為突破壓力[10]，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2。在裂縫寬度為1.95～2.35 mm的范圍內(nèi)，配方2的突破壓力為1.17 MPa，配方1的突破壓力為6.7～9.6 MPa，配方1比配方2的突破壓力高出 6倍以上，體膨顆粒+凝膠復(fù)合體系明顯比單獨(dú)的有機(jī)鉻凝膠體系有更好的封堵性能。人造裂縫巖心的驅(qū)替效果如圖5所示。驅(qū)替后的巖心照片中，A點(diǎn)為驅(qū)替端口，C點(diǎn)為驅(qū)替出口，裂縫巖心A～B處基本上被體膨顆粒占據(jù)，在已飽和油的裂縫巖心上(A～B區(qū)間)明顯發(fā)現(xiàn)原油被大面積波及的痕跡，說(shuō)明凝膠攜帶顆粒封堵裂縫的同時(shí)，還有效地波及了基質(zhì)巖心，從而提高驅(qū)油效率。

表2 不同凝膠體系對(duì)裂縫性巖心的封堵性能

圖5 人造裂縫巖心封堵效果

3 深部調(diào)驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用及效果評(píng)價(jià)

3.1 先導(dǎo)試驗(yàn)效果

包14塊于2011年10月開(kāi)展深部調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，優(yōu)選區(qū)塊西南部九上段 Ⅰ 油層組的包12-02和包14-04井組開(kāi)展深部調(diào)驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，試驗(yàn)方案見(jiàn)表3。根據(jù)裂縫性低滲透油藏的特點(diǎn)，采用三段塞方式。前置段塞主要采用高強(qiáng)度凝膠+體膨顆粒復(fù)合凝膠體系，封堵裂縫及高滲透層，保護(hù)主段塞不流失或少流失；主段塞采用強(qiáng)度一般的弱凝膠體系，由于交聯(lián)強(qiáng)度不高，可以在后續(xù)段塞的驅(qū)動(dòng)下在高滲透通道中緩慢向地層深部移動(dòng)，起到深部調(diào)驅(qū)作用；保護(hù)段塞主要促進(jìn)后續(xù)的凝膠體系進(jìn)入油層的低滲孔隙，進(jìn)一步提高波及效率。深部調(diào)驅(qū)措施取得了明顯的降水增油效果，具體數(shù)據(jù)見(jiàn)表4。2011年10月開(kāi)始包14塊深部調(diào)驅(qū)，當(dāng)年基本上沒(méi)有增加產(chǎn)量，2012年和2013年原油產(chǎn)量分別增加2 147.3 m3和3 757.1 m3，2014年先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)仍增產(chǎn)685.2 m3原油。

表3 包14塊先導(dǎo)試驗(yàn)井組深部調(diào)驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施方案

表4 2011—2016年包14塊調(diào)驅(qū)區(qū)域增油情況

3.2 先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)示蹤劑評(píng)價(jià)

為掌握包14塊裂縫性低滲透油藏深部調(diào)驅(qū)效果，在包12-02井組開(kāi)展了調(diào)驅(qū)前后示蹤劑評(píng)價(jià)試驗(yàn)，利用中國(guó)石油大學(xué)示蹤解釋軟件，建立了不同井網(wǎng)體系示蹤劑流動(dòng)地質(zhì)模型，對(duì)示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果進(jìn)行擬合計(jì)算，得到諸如注采井間的連通情況、井間主流通道參數(shù)、儲(chǔ)層的非均質(zhì)性及注水波及體積等參數(shù)，為深部調(diào)驅(qū)效果評(píng)價(jià)提供依據(jù)。2011年10月調(diào)驅(qū)前液流方向?yàn)榘?1-01井和包13-01井，其中包13-01井為該井組的主要液流方向；而2012年11月調(diào)驅(qū)后主要液流方向增加了包12-2和包13-03井，同時(shí)原有的液流方向沒(méi)有封堵死，達(dá)到“堵而不死”的目的，真正起到了封堵裂縫和高滲透層、調(diào)整液流方向和流量、增加波及體積的作用。

3.3 推廣應(yīng)用情況

2012年開(kāi)始推廣包14塊先導(dǎo)試驗(yàn)成功經(jīng)驗(yàn)，擴(kuò)大調(diào)驅(qū)規(guī)模，至2015年年末區(qū)塊累計(jì)實(shí)施調(diào)驅(qū)25井組，水井累計(jì)注入調(diào)驅(qū)劑23.7×104m3，平均注入壓力上升4.4 MPa，油井累計(jì)增油1.81×104t。截至2017年11月，包14塊共有油井97口，開(kāi)井50口，日產(chǎn)液132 t，日產(chǎn)油31 t，綜合含水76.5%，年產(chǎn)油1.09×104t,采油速度為0.16%,累產(chǎn)油70.57×104t，采出程度為9.84%；共有注水井43口，開(kāi)井21口，日注水量為289 m3，月注采比為1.89，累注水201.6×104m3，累注采比為0.88，累計(jì)虧空26.57×104m3。2011—2016年包14塊各階段井組深部調(diào)驅(qū)增產(chǎn)情況見(jiàn)表4。2011—2016年包14塊試驗(yàn)井組(11井組)的調(diào)驅(qū)采油曲線如圖6所示。2012—2014年該區(qū)塊原油產(chǎn)量大幅上升，原油含水明顯降低。從2011年10月開(kāi)始調(diào)驅(qū)，至2017年12月，包14塊調(diào)驅(qū)共注入藥劑26.6×104m3，共增產(chǎn)原油1.93×104t。

圖6 2011—2016年包14塊試驗(yàn)井組(11井組)調(diào)驅(qū)采油曲線

4 結(jié)論

1)通過(guò)室內(nèi)凝膠體系的篩選評(píng)價(jià)，找到了適宜包14塊低滲裂縫性油藏的深部調(diào)驅(qū)配方體系，以體膨顆粒+凝膠體系為主要前置段塞可以有效封堵裂縫，降低由于裂縫而引起的注水水竄，啟動(dòng)微小發(fā)育裂縫，提高波及效率，達(dá)到在縱向上改善注水井吸水破面、平面上改變液流方向的目的。

2)主段塞凝膠體系的強(qiáng)度小于其他常規(guī)注水油藏凝膠體系的強(qiáng)度，不會(huì)破壞基質(zhì)的滲透性。采用的體膨顆粒的粒徑與裂縫的開(kāi)度相匹配，體膨顆粒的粒徑不超過(guò)裂縫寬度的4倍，起到堵而不死的效果。

3)包14塊深部調(diào)驅(qū)采用了先導(dǎo)試驗(yàn)、擴(kuò)大井組、技術(shù)推廣的科學(xué)模式，為解決類似油藏注水見(jiàn)效不平衡的問(wèn)題提供了一種技術(shù)手段，可以在包14塊類似油藏推廣應(yīng)用。