新疆油田六中東區礫巖油藏深部調驅先導試驗

江厚順，葉 翠，才 程

(1.長江大學，湖北 荊州 434023;2.中油采油采氣重點實驗室 中油勘探開發研究院，北京 100083)

新疆油田六中東區礫巖油藏深部調驅先導試驗

江厚順1，葉 翠1，才 程2

(1.長江大學，湖北 荊州 434023;2.中油采油采氣重點實驗室 中油勘探開發研究院，北京 100083)

新疆油田六中東區礫巖油藏非均質性極強，部分層系存在明顯水流優勢通道，嚴重影響注水開發效果。運用油藏數值模擬方法，利用生產動態數據識別了水流優勢通道，結合剩余油分布研究，優選了18注28采層系開展深部調驅先導試驗，設計了高強度緩膨顆粒、常規體膨顆粒、凝膠等段塞式組合，優化了配方，現場應用增油效果明顯，達到了調驅目的，對同類油藏的開發具有實際指導意義。

深部調驅;方案優化;先導試驗;礫巖油藏

引言

新疆油田六中東區克下組油藏為克－烏斷裂與白堿灘北斷裂所夾持形成的三角形斷塊，主要以沖積扇扇中內帶片流沉積為主。六中東區克下組油藏經歷了試采試注、高產穩產、遞減和二次開發加密調整4個階段。截至2009年5月，共有注水井77口，采油井95口，區塊日產油為273.6 t/d，平均單井日產油為3.6 t/d，年產油為7.2×104t/a，綜合含水為64.1%，采出程度為20.2%。

六中東區克下組油藏屬沖積－洪積和礫質辮狀河流相沉積，其快速堆積的特點，決定了礫巖油藏在平面、剖面，宏觀、微觀上都具有較強的非均質性。礫巖油藏油層厚度大，內部夾層發育但平面連續性差，層內非均質性難以定量描述。目前開發過程中表現出油井含水偏高，含水上升速度快、注采對應敏感性強、注采嚴重不匹配和油層底部水淹比例高的矛盾。為此，迫切需要開展深部調驅技術研究工作。

1 先導試驗調驅方案設計

根據六中東區水驅開發特點和礫巖油藏有大孔道高滲透帶的地質特點，決定采取段塞式注入方式:第1段塞為封堵地層高滲透大孔道的高強度緩膨顆粒，第2段塞為封堵地層深部大孔道的體膨顆粒轉向劑，第3、4段塞為弱凝膠主體段塞，第5段塞為強凝膠封口保護段塞。

1.1 高強度緩膨顆粒

高強度緩膨顆粒［3］體系是1種新型可吸水緩脹彈性材料，通過聚合及可控交聯技術形成具有互穿網絡結構的聚合物凝膠體。與常見的體膨顆粒產品相比較，性能有很大的改進。

(1)吸水體膨速度緩慢(時間為2～30 d)、體膨后強度高、彈性形變性好、長期穩定性好、耐鹽抗酸堿性能優。遇水初期體積膨脹2～3倍，具有一定彈性和變形通過能力。初始顆粒膨脹倍數低，體積小，可避免注入過程中受剪切性能損傷，并易于進入地層深部，起到深部調剖作用。用六中東區油田清水配制，在相同溫度條件下，緩膨顆粒膨脹速度要明顯慢于常規體膨顆粒，緩膨顆粒體膨倍數在10～15倍、緩膨時間在3～5 d可調控，完全膨脹時間在20 d左右(圖2)。圖3是采用模擬礦化鹽水進行的緩膨顆粒膨脹倍數實驗，實驗溫度為28℃。可以看出隨著礦化度增加材料吸水體膨速度變慢、體膨倍數降低，但低礦化度水對緩膨顆粒吸水性能影響不大，礦化度超過10 000 mg/L后有較大的影響。

(2)施工工藝簡單、無注入風險，可有效實現深部放置以及對深部優勢通道的封堵。

(3)抗壓性能好。對3個高強度彈性緩膨材料樣品進行了抗壓能力測試。破裂應力分別為0.631、0.812、0.703 MPa，均大于常規體膨顆粒的破裂壓力(0.55 MPa)。

圖1 實驗區主力小層水流優勢通道分布

圖2 緩膨顆粒和常規體膨顆粒膨脹實驗對比

圖3 不同礦化度水對緩膨顆粒吸水倍率的影響

1.2 聚合物凝膠調驅體系

聚合物凝膠調驅體系［4－5］是采用兩性離子聚合物作為主劑，使用交聯劑將聚合物交聯生成穩定網狀立體結構凝膠［6－8］，對地層中次生孔道產生封堵，從而實現深部液流轉向的目的。

1.2.1交聯劑類型的篩選

常用的交聯劑有脲醛樹脂、酚醛樹脂、有機金屬交聯劑、有機多胺類化合物和CY有機交聯劑［9－10］。實驗結果表明，由于六中東區油藏溫度較低，脲醛樹脂、酚醛樹脂、醛類化合物和有機多胺類化合物在低溫下不能成膠，有機金屬交聯劑只在采出水中可以成膠，CY有機交聯劑在低溫下可以成膠，因此實驗選用CY有機交聯劑作為聚合物凝膠調驅體系的交聯劑。

與常規交聯劑相比，CY交聯劑具有多個官能團，與聚合物反應形成多點交聯，通過有機配位鍵形成穩定立體網狀結構凝膠。該體系具有凝膠吸附性好，原料用量少，pH和溫度適應范圍寬，凝膠黏度、強度可調(可制備出強凝膠、弱凝膠、硬性固體)、環保性好等優點。

1.2.2促凝劑類型的篩選

促凝劑在凝膠體系中起到促凝、增黏和穩定的作用，合適的促凝劑對凝膠生成作用明顯。本實驗篩選的促凝劑為有機酚類化合物和有機胺類化合物，均適用于中、低溫條件。實驗結果表明，促凝劑JB－1可與CY交聯劑形成穩定凝膠，因此選用JB－1作為促凝劑。

1.2.3聚合物濃度的確定

兩性離子聚丙烯酰胺濃度與凝膠強度實驗結果顯示:隨著聚合物濃度的增加，凝膠黏度增大(圖4)。在現場施工時，采用油田清水配制聚合物凝膠調驅體系時，聚合物濃度為2 000～4 500 mg/L，采用曝氧水配制聚合物凝膠調驅體系時，聚合物濃度為2 500～4 500 mg/L，在此濃度范圍內得到的凝膠體系可滿足段塞的使用要求。

圖4 聚合物濃度與凝膠強度關系

1.2.4交聯劑濃度的確定

交聯劑CY916濃度與凝膠強度的關系實驗條件為:兩性離子聚合物濃度為3 500 mg/L，促凝劑JB－1濃度為200 mg/L，溫度為28℃。實驗結果顯示，采用油田清水配制聚合物凝膠調驅體系時，CY916的最佳濃度為1 400～2 200 mg/L(圖5)。

1.2.5促凝劑濃度的確定

圖6顯示，隨著促凝劑濃度的增加，凝膠的黏度逐漸增大，成膠時間逐漸縮短。采用油田清水配制聚合物凝膠調驅體系時，促凝劑JB－1的濃度為140～200 mg/L，凝膠強度可以滿足段塞設計要求。

圖5 交聯劑CY916濃度與黏度關系

圖6 促凝劑濃度與凝膠強度的關系

2 現場應用

表1 調驅試驗方案段塞及配制濃度

針對篩選出的18口注水井，調驅分為5個段塞注入(高強度緩膨顆粒;常規體膨顆粒;聚合物弱凝膠:1.2×104～1.8×104mPa·s;聚合物弱凝膠:1.0×104～1.6×104mPa·s;聚合物強凝膠:2.0×104～2.5×104mPa·s)，各段塞配置濃度如表1所示，設計注入調驅劑0.18 PV。2010年1月開始調驅施工，共分3個階段進行。截至2011年3月，日產液由調前的276.2 m3/d上升到328.5 m3/d，日產油由調前的53.2 t/d上升到78.4 t/d，含水率由調前的80.7%下降到76.1%，壓力平均升幅為

2.2 MPa，截至2011年7月試驗區共增油16 204 t，提高采收率4.01%。層液流轉向前后對比發現水流優勢通道封堵效果非常明顯(圖7、8)。中心井采出液氯離子濃度監測曲線顯示氯離子濃度有明顯提高。

圖7 轉向前水流優勢通道疊加分布

圖8 轉向后水流優勢通道疊加分布

3 結 論

(1)經模擬篩選出的18注28采井組及主力層系具備較好的調驅潛力。針對新疆六中東區礫巖油藏特點設計的高強緩膨顆粒、常規體膨顆粒、弱凝膠、強凝膠等段塞式組合方式是可行的，取得了較好的增油效果。

(2)經對比先導試驗區中心井調驅前后產液剖面，主力產液層由調前的轉變為調后的和層，表明層得到有效封堵。

(3)調驅后，中心井采出液中氯離子濃度有了較大升幅，說明通過調驅，實現了油藏深部液流轉向，擴大了波及體積。

(4)高強度緩膨顆粒、常規體膨顆粒、弱凝膠、強凝膠等段塞式組合方式能有效治理礫巖油藏開發后期水竄，提高原油采收率，對指導同類油藏高含水后期開發提供借鑒。

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編輯 張耀星

TE357.6

A

1006－6535(2012)03－0132－04

10.3969/j.issn.1006－6535.2012.03.035

20111130;改回日期:20120214

國家科技重大專項“大型油氣田及煤層氣開發”子課題“高效深部液流轉向與調驅和精細分層注采技術”(2011ZX05010－003)

江厚順(1969－)，男，副教授，1994年畢業于江漢石油學院采油工程專業，2009年畢業于中國石油勘探開發研究院油氣田開發工程專業，獲博士學位，現從事采油工程教學及科研工作。