海上稠油油田弱凝膠調(diào)驅(qū)效果評價及研究
——以渤海N油田為例

張俊廷，李云鵬，張國浩，謝 岳，劉 斌

（中海石油（中國）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異增大，會增加注入水突進(jìn)現(xiàn)象，導(dǎo)致開發(fā)效果變差。為提高水驅(qū)開發(fā)油田儲量動用程度，改善高、低滲儲層間動用差異，弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)被廣泛應(yīng)用。弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)[1-5]主要通過兩方面提高油田采收率：一是通過注入調(diào)剖劑提高水相黏度，降低水油流度比，減緩注入水突進(jìn)，提高水驅(qū)波及體積；二是調(diào)剖劑注入后會優(yōu)先沿大孔道流動，通過吸附作用在油層深部逐漸堵塞高滲水流通道，從而改變注水井吸水剖面，提高低滲儲層動用，提高油田采收率。弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)在水驅(qū)油藏進(jìn)入中高含水階段時被廣泛應(yīng)用，并取得了較好的開發(fā)效果[6-11]。

渤海稠油資源豐富，稠油油藏亦可通過常規(guī)注水有效動用。稠油黏度大、水油流度比較大，開發(fā)過程中出現(xiàn)含水上升速度快、高滲透層水淹、低滲透儲層動用差等問題。針對渤海N油田稠油油藏注水開發(fā)中存在的問題，本文開展了弱凝膠調(diào)驅(qū)試驗研究，建立了渤海稠油油田弱凝膠調(diào)驅(qū)效果評價體系，分析了影響弱凝膠效果的關(guān)鍵因素和不同因素對弱凝膠調(diào)驅(qū)效果的影響規(guī)律，對渤海相似油田開發(fā)具有一定借鑒意義。

1 弱凝膠調(diào)驅(qū)效果評價體系

渤海稠油油田目前主要采用注水開發(fā)，大部分油田已進(jìn)入中、高含水階段，油田面臨含水上升快、穩(wěn)產(chǎn)難度大等問題。為了改善油田開發(fā)效果，目前已經(jīng)開展了4個油田弱凝膠調(diào)驅(qū)試驗研究?；谌跄z調(diào)驅(qū)后的油、水井動態(tài)資料，建立注水井和生產(chǎn)井見效評價體系（圖1）。

圖1 弱凝膠調(diào)驅(qū)評價方法體系

2 弱凝膠調(diào)驅(qū)效果

N油田是渤海典型的注水開發(fā)稠油油藏，原油黏度為50～741 mPa·s，投產(chǎn)后僅一年含水達(dá)到63%，注水井吸水剖面實測資料顯示各小層間吸水差異較大，層間動用不均勻。為了控制油田含水上升速度，改善層間動用差異，N油田于2007年實施弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)，到目前已經(jīng)實施5個井組弱凝膠調(diào)驅(qū)試驗。本文以A21井組為例，應(yīng)用建立的弱凝膠評價體系對其兩輪次弱凝膠調(diào)驅(qū)效果進(jìn)行評價。

A21井組共有5口生產(chǎn)井（圖2），實施弱凝膠調(diào)驅(qū)后，A21井注入壓力上升2～3 MPa（圖3），第一輪調(diào)驅(qū)后阻力系數(shù)達(dá)到2.0，第二輪調(diào)驅(qū)后阻力系數(shù)達(dá)到1.1（圖4），調(diào)驅(qū)后該井吸水層數(shù)增加，NmII1和NmIII1層位由不吸水層轉(zhuǎn)為吸水層（圖5），同時高滲層 Nm08小層吸水量得到控制，注水井吸水效果得到有效改善。

圖2 A21井組調(diào)驅(qū)井位

圖3 A21井壓力評價

圖4 A21井霍爾曲線

吸水剖面改善的同時，井組內(nèi)油井產(chǎn)油量提高，含水率降低，達(dá)到穩(wěn)油控水目的。油井A11井和A13井在第一輪調(diào)驅(qū)后，日增油分別為20 m3和15 m3，含水率分別降低5%和4%；第二輪調(diào)驅(qū)時A21井注入濃度和黏度降低，油井增油效果與第一輪相比有所降低，且含水也得到改善；第二輪調(diào)驅(qū)后A13井含水由76%降低到73%，含水下降3%（圖6和圖7）。

圖5 A21井吸水剖面分析

圖6 受效井A11增油降水

圖7 受效井A13增油降水

通過遞減法計算A21井組增油量達(dá)到1.82×104m3，增油效果明顯。利用該方法評價N油田5個井組調(diào)驅(qū)效果，累增油為5.83×104m3，提高井組采收率1.5%。

3 弱凝膠調(diào)驅(qū)影響因素分析

針對渤海N油田不同井組、不同輪次調(diào)驅(qū)效果的評價，發(fā)現(xiàn)不同井組間、不同輪次間調(diào)驅(qū)效果存在一定差異性。基于儲層物性資料、流體性質(zhì)資料和注入動態(tài)數(shù)據(jù)，研究滲透率級差、注水井距邊水距離、注入井地層原油黏度、注水井與周圍油井連通性、注入濃度和黏度、注入時機(jī)和注入速度對弱凝膠調(diào)驅(qū)效果的影響。

3.1 滲透率級差的影響

根據(jù)生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析滲透率級差與噸聚增油量間關(guān)系，由圖8可以看出，隨著滲透率級差增大，噸聚增油量越大，調(diào)驅(qū)效果越好。

圖8 滲透率級差與噸聚增油量關(guān)系

3.2 注入井距邊水距離的影響

分析注入井距邊水距離與噸聚增油量間關(guān)系，結(jié)果表明，注入井距離邊水越遠(yuǎn)，噸聚增油量越大，調(diào)驅(qū)效果越好（圖9）。

圖9 邊水距離與噸聚增油量關(guān)系

3.3 注入井地層原油黏度的影響

建立不同注入井地層原油黏度與噸聚增油量間關(guān)系（圖10），可以看出，隨著注入井地層原油黏度增大，調(diào)驅(qū)效果變好；當(dāng)黏度大于某一值時，效果變差。對于N油田來說，黏度為100～200 mPa·s時調(diào)驅(qū)效果較好，當(dāng)黏度大于300 mPa·s時則調(diào)驅(qū)效果變差。

圖10 原油黏度與噸聚增油量關(guān)系

3.4 注水井與周圍油井連通性影響分析

由表1可以看出，注水井組周圍連通油井?dāng)?shù)量越多，與周圍油井連通性好的注水井組增油量較好，反之較差。注水井與周圍油井連通性好，那么注水井可通過弱凝膠調(diào)驅(qū)提高低滲透儲層注入量，進(jìn)一步增加周圍油井低滲儲層波及面積，提高驅(qū)油效果；注水井與周圍油井連通性差或者不連通，注入流體無法驅(qū)替油井對應(yīng)產(chǎn)層，則無法提高波及面積，達(dá)不到驅(qū)油效果。

3.5 注入濃度和黏度的影響

對比A21井組兩個調(diào)驅(qū)輪次間注入體濃度和黏度差異，第一輪注入體濃度為3 500 mg/L，黏度為400 mPa·s；第二輪注入濃度為2 500 mg/L，黏度為100 mPa·s。通過建立霍爾曲線，第一輪注入后阻力系數(shù)為2.0，第二輪注入后阻力系數(shù)為1.1，第一輪效果明顯好于第二輪。

當(dāng)聚合物濃度低于一定值時，聚合物與交聯(lián)劑反應(yīng)速度慢或者基本不成膠，達(dá)不到調(diào)驅(qū)效果；當(dāng)聚合物濃度高于一定值時，聚合物會與交聯(lián)劑發(fā)生反應(yīng)生成凝膠，并提高凝膠體系的黏度。隨著聚合物濃度的增加，凝膠反應(yīng)速度加快，調(diào)驅(qū)效果更好。

表1 渤海N油田5口注水井與油井連通關(guān)系及增油量統(tǒng)計

3.6 注入時機(jī)與注入速度的影響

稠油油田進(jìn)入中高含水階段時，早期高滲水流通道還未完全形成，調(diào)剖劑注入高滲層時受到注入水稀釋作用較小，對凝膠穩(wěn)定性影響較小，調(diào)驅(qū)效果較好。高含水階段時，高滲水流通道完全形成，高滲層含水較高，調(diào)剖劑受到注入水稀釋作用較強(qiáng)，會影響凝膠濃度、黏度和穩(wěn)定性，調(diào)驅(qū)效果將受到一定影響。

表1顯示，A21井組和A24井組周圍受效油井?dāng)?shù)和調(diào)驅(qū)時井組含水率基本相同，但注入速度存在較大差別。A21井平均日注聚量190 m3，A24井平均日注聚量400 m3，通過表中增油量可以看出，A21井組調(diào)驅(qū)效果好于A24井組，說明注入速度慢，則調(diào)驅(qū)效果好。

4 結(jié)論

（1）本文根據(jù)渤海稠油油田弱凝膠調(diào)驅(qū)試驗開發(fā)效果，建立了適合渤海稠油油田弱凝膠調(diào)驅(qū)評價方法體系，并根據(jù)該方法對渤海N油田調(diào)驅(qū)效果進(jìn)行評價。

（2）通過對比N油田已實施的5個弱凝膠調(diào)驅(qū)試驗井組的開發(fā)效果，總結(jié)了影響弱凝膠調(diào)驅(qū)效果的主要因素為：滲透率級差、注水井距邊水距離、注入井地層原油黏度、注水井與周圍油井連通性、注入濃度和黏度、注入時機(jī)和注入速度，并根據(jù)礦場試驗結(jié)果分析了不同因素對弱凝膠調(diào)驅(qū)效果的影響程度。