海上稠油油田復合調驅技術與應用

李曉偉，徐國瑞，鞠 野，劉豐鋼，劉光普

（中海油田服務股份有限公司油田生產事業部，天津 300452）

海上部分油田經過多年注水開發，注水開發效果變差，大量剩余油因注入水無法波及而難以采出，油田采收率過早達到瓶頸[1-3]。近十年來，渤海油田地區逐步推廣普及了聚合物凝膠等多項調剖調驅技術，并取得了廣泛的應用[4]。

隨著調驅輪次的增加，渤海D 油田部分井組聚合物微球調驅應用效果變差，聚合物微球調驅技術雖然能夠有效進行地層深部調驅，但卻難以封堵特高滲水竄條帶，使得該技術在部分油田地區應用受限[5]。結合聚合物凝膠封堵強度大的優勢和聚合物微球延緩膨脹封堵特點，提出“凝膠+聚合物微球”復合調驅技術并進行現場應用，以期解決高滲、特高滲儲層的水竄問題，提高油田水驅開發效果。

1 微球選型

渤海D 油田H 井組儲層平均滲透率3 583 mD，平均孔隙度35.8 %，示蹤劑解釋水竄通道滲透率高達10 650 mD。計算儲層平均孔隙半徑18.1 μm，水竄通道半徑31.2 μm。根據孔喉分布結果選定HK 型聚合物微球作為主體調驅體系。HK 型聚合物微球的具體特性參數（見表1）。

表1 HK 型聚合物微球的特性參數Tab.1 Characteristic parameters of HK-type polymer microspheres

2 凝膠體系選型

使用SR-71D、LG-50A 和SSD-702 三種聚合物，400 r/min 攪拌速率下攪拌1 h，配制4 000 mg/L 和3 000 mg/L 的聚合物溶液，測定原液初始黏度，分別加入3 000 mg/L 和2 000 mg/L 交聯劑，在60 ℃下恒溫水浴加熱，使用旋轉黏度計測定凝膠初始成膠時間與成膠強度（見表2）。

由表2 可知，SR-71D 聚合物在低濃度下未成膠，在高濃度下成膠強度相對較小，LG-50A 聚合物在高濃度下雖然成膠強度達到F 級，但低濃度下成膠較弱，遇地層流體稀釋時難以達到水竄層封堵效果。SSD-702 聚合物在兩種體系配方下成膠強度都達到D 級以上，考慮其具有較好的抗剪切性，因此選定SSD-702聚合物作為前置封竄體系。

表2 聚合物成膠時間及強度Tab.2 Gelling time and strength of polymers

3 復合技術驅油實驗

使用4.5 cm×4.5 cm×100 cm 的雙層壓制非均質巖心模擬驅替實驗，低滲層3 000 mD，高滲層6 000 mD，模擬進行聚合物凝膠與HK 微球復合技術的效果評價，并與單項技術進行對比。

3.1 HK 微球驅替實驗

首先將飽和油的巖心用水驅至含水95 %后，注入HK 型聚合物微球（60 ℃，預膨脹15 d），注入濃度為4 000 mg/L，注入量為0.5 PV。水驅注入速度2 mL/min，注入微球和后續水驅時注入速度為0.5 mL/min。

從分流曲線（見圖1）可見，開始注入HK 微球后，低滲層有所啟動，高滲層分流率出現下降，但在后續水驅過程中快速上升，從巖心出口截面可見低滲層未得到有效動用，結合注入壓力無較大增長，分析認為微球對于特高滲通道的封堵性能有限[6]，最終采收率提高幅度為8.14 %。

圖1 HK 微球注入分流曲線Fig.1 Injection shunt curve of HK microspheres

3.2 “凝膠+微球”驅替實驗

巖心用水驅至含水95 %后，按照篩選的凝膠體系配方，首先注入“3 000 mg/L 聚合物+2 000 mg/L 交聯劑”的凝膠體系段塞0.15 PV，模擬候凝關井6 h，然后注入4 000 mg/L 的預膨脹HK 微球0.35 PV。注入速度：水驅時2 mL/min 注入微球和后續水驅0.5 mL/min。

圖2 復合驅分流率曲線Fig.2 Composite flooding diversion rate curve

從分流曲線（見圖2）上看，開始注入聚合物凝膠后，進入低滲層的液量明顯增加，轉為注入HK 微球后，低滲層分流率穩中有升，且在后續水驅過程中高滲層分流率呈現波動上升的特點，符合聚合物微球的“運移再封堵”特點，后續水驅相同PV 數后，復合調驅技術的低滲層仍保有9.7 %的分流率。采收率測試結果可見，水驅過程中高低滲層存在明顯的采收率差異，而在復合驅結束后，高低滲層的采收率差異明顯縮小，綜合采收率提高幅度達到18.64 %。

通過在微球體系前置高強凝膠段塞，可以起到明顯的封堵水竄通道效果，相比單項微球調驅技術，采收率增幅達到10.50 %（見表3），體現了凝膠封堵水竄條帶后，微球充分發揮深部運移、再封堵的效果，此外，HK 微球膨脹后獨有的正負電荷體系能夠與聚合物凝膠帶點基團搭橋[7]，進一步提高體系的封堵能力，延長體系作用時間。

表3 組合與單項技術效果對比Tab.3 Comparison between combination and single technology effect

4 現場應用

4.1 實驗井組概況

D 油田屬復雜的河流相沉積，非均質性強，底水油藏比例大。儲層滲透率分布在100 mD～11 487 mD，平均3 000 mD，平均孔隙度35 %，地下原油黏度80 mPa·s～130 mPa·s。H 井組注水量800 m3/d，對應6 口生產井，井組產液量為850 m3/d，綜合含水79.5 %。H 井于2016 年進行示蹤劑測試，判斷H3 井方向存在優勢滲流通道，解釋水竄層滲透率達10 650 mD。

4.2 實驗方案設計

結合室內實驗結果和現場試注情況，設計了弱凝膠前置段塞、強凝膠封竄段塞、深部調驅段塞三個主體部分。采用“3 000 mg/L 聚合物+2 000 mg/L 交聯劑”段塞作為前置段塞，“4 000 mg/L 聚合物+3 000 mg/L 交聯劑”段塞作為封竄段塞，4 000 mg/L 的HK 微球作為深部調驅段塞，總注入量為39 000 m3。

4.3 實驗效果

2017 年4 月起對H 井組進行施工，累計注入凝膠段塞8 660 m3，注入微球段塞30 300 m3，注入過程中壓力逐漸升高，從壓降曲線（見圖3）上看，初期注入凝膠段塞充滿度有較大幅度提升，體現了水竄層的快速封堵效果，后期注入微球段塞時壓降曲線逐級趨緩并呈緩慢抬升趨勢，說明HK 微球與凝膠段塞發揮出了協調效果，并進一步的深入地層深部產生了封堵。至施工結束時充滿度達到84.35 %。

施工前處于含水快速上升趨勢，后期井組含水開始出現下降，此后逐步提頻，受效井含水保持平穩，其中H3 井含水下降幅度達到10.8 %（見圖4），截至目前井組增油6.4×103m3，并仍在有效期內，增油量優于類似條件井組單一微球調驅同期數據，表明“凝膠+聚合物微球”復合技術在海上高孔高滲儲層具有良好的適用性。

圖3 H 井組施工壓降曲線Fig.3 Pressure drop curve of H well group

圖4 H 井組注采曲線Fig.4 Injection-production curve of H well group

5 結論

（1）為適應海上高孔高滲、水竄大孔道發育的儲層調驅需要，開發評價了“凝膠+聚合物微球”的復合調驅技術；通過室內評價實驗結果表明，復合調驅體系具備較好的注入性，能夠有效封堵高滲水竄通道，結合后續微球段塞能夠更好的發揮深部調驅效果，并根據D 油田H 井組優化了體系配方參數；非均質巖心驅油實驗表明復合調驅技術相比單項技術提高采收率幅度增加10.50 %。

（2）礦場實驗結果表明，“聚合物凝膠+聚合物微球”復合調驅對于高滲、特高滲儲層具有較好的增油降水能力，H 井組當前遞減增油量達到6.4×103m3，增油量優于類似條件井組單一微球調驅同期數據且持續有效。