調剖調驅技術在非均質油氣藏的應用

曹 新，張文鵬，于兆坤

中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司，天津 300452

渤海S油田B15井組位于東二上段，原油黏度大，原油在地層溫度條件下流動性能差，儲層非均質強，油水流度比大，造成水驅波及范圍小，驅替效率低，水竄現象比較明顯，注入水利用率低。井組井位圖見圖1，目前竄逸方向為A24井、B16井和A18井方向，B13井受邊水影響較大，A19S1井受其余水層影響較大。

圖1 B15井組井位圖

鑒于以上原因，單純調剖或者調驅很難解決儲層非均質性。對B15井東二上Ⅱ、Ⅲ1油組采用調剖調驅治理方案，以封堵大孔道，改善B15井吸水剖面，緩解層內矛盾。

1 調剖+表面活性劑驅方案

調剖井段高滲流層占主導地位，且高滲流條帶滲透率>8 000 mD，因此選擇高強度凍膠體系。

1.1 調剖體系

S油田B15井組地下原油膠質含量達27.25%，油樣中的Fe、Ca、Ni元素含量分別為31.2%，30.8%，46.7%，含量較高，原油分子的偶極矩為3.41，簇集體結構較為復雜。優選具有較高降黏率，較低界面張力，同時能夠改變稠油流變性，使油相降黏、水相增黏的調剖體系，以改善稠油水驅效率。

S油田防砂方式為復合優質篩管礫石充填，增加了凍膠類堵劑的機械剪切。要保證凍膠堵劑通過剪切后仍保留有較高的強度[1]，選擇的堵劑既要滿足通過防砂層達到油藏目標層位的要求，也要滿足能在S油田B15井區域地層溫度為55 ℃和注入水礦化度為0.92×104mg/L條件下長期穩定作業。

通過評價目前較成熟的凝膠體系，分析溫度、礦化度、二價離子、交聯劑濃度等對成膠時間和成膠性能的影響，并分析在油藏溫度下的凝膠體系熱穩定性，確定適合S油田B15井堵劑為聚合物/重鉻酸鈉/硫代硫酸鈉/亞硫酸氫鈉組合的延緩聚合物凝膠體系。調剖作業先采用中高偏強度凝膠封堵水流優勢通道，改變液流方向；后采用中等強度凝膠進一步封堵水流優勢通道，擴大波及體積。

1.2 表面活性劑優選

選1#表面活性劑與4#表面活性劑，分別將其與原油按一定比例混合，進行對比試驗，對原油的降黏效果、界面張力和分水率進行評價，具體測試結果見表1～表4。

表1 1#表面活性劑黏度測試結果

表2 4#表面活性劑黏度測試結果

表3 分水率實驗數據

注：藥劑濃度為800 mg/L，70 ℃下放置5 h

表4 界面張力測試結果

由表1～表4可以看出， 4#表面活性劑比1#表面活性劑更宜于作現場應用體系，依據降黏率分析優選4#表面活性劑的注入有效濃度為400 mg/L。通過CMG數值模擬分析，注入400 mg/L表面活性劑，不同注入時間與井組的增油量統計分析結果見圖2，可以看出注入6個月為最優方案。注入過程中不同濃度表面活性劑不同時間，井組增油量優化分析，優選出表面活性劑最優注入濃度見表5。

圖2 不同注入時間增油量統計

表5 表面活性劑注入濃度優化

2 現場應用效果

B15井通過調剖+表面活性劑驅后，吸水大孔道得到了封堵，層內矛盾得到緩解，受益油井含水率降低，油井產油量增加，擴大了井組平面波及，提高油藏頂部動用程度。

2.1 井口壓降曲線

正常注水條件下突然關井，測B15井井口壓力隨時間變化的曲線見圖3。該井井口壓力由調剖調驅前的6.88 MPa升到8.75 MPa，注水壓力升幅較大，關井后井口壓力下降較調剖調驅措施前變緩[2]，這說明分層調剖措施有效。

圖3 B15井壓降曲線

2.2 吸水指數曲線

調剖措施作業后，B15井注水啟動壓力大幅上升[3]，指數曲線變化不明顯，地層吸水能力變弱，非均質高滲透層得到一定封堵，層內矛盾得到緩解，B15井吸水指數曲線見圖4。

2.3 井組增油情況

截止2017年10月，B15井受益油井凈增油超300 m3，遞減累計增油超5 000 m3，各受益井治理方案實施作業前后日產液、日產油、含水量率變化見表6。

圖4 B15井吸水指數曲線

表6 B15井調剖調驅技術實施效果統計

3 結論與建議

1)通過對B15井高孔高滲層和高孔中滲層進行分層段調剖，非均質高滲透層得到一定封堵，層內矛盾得到緩解。

2)調剖后隨著表面活性劑的注入，B15井組各油井取得一定的降水增油效果，有效期需要進一步跟蹤。

3)調剖+調驅的現場實施，實現注入水液流轉向，擴大井組平面波及，提高頂部動用程度，可供非均質性大、原油黏度大的類似油藏開發參考。