深部調驅技術在華北油田L斷塊的研究與應用

王玥 余吉良 王磊 趙淑華 毛艷玲 彭婧涵

1.中國石油華北油田分公司工程技術研究院；2.中國石油華北油田友信勘探開發服務有限公司；

3.中國石油華北油田分公司第三采油廠；4.中國石油西南油氣田分公司蜀南氣礦瀘州炭黑廠

L斷塊是華北油田一個多層系、高溫的低滲復雜砂巖油藏，主要含油層位是下第三系東營組三段至沙河街組一段。縱向上油層分布分散，層內和平面非均質性較強，滲透率差異大，注采井網對應不完善，且采出程度較高(31.5%)，綜合含水率較高(86.3%)，地層原油黏度為6.6 mPa · s，儲層溫度高達115℃，地層水礦化度為11 200 mg/L。L斷塊經多年注水開發，目前已進入高含水、高采出開發階段，大量注入水在地層中長期沖刷形成水竄大孔道，含水上升快，產量遞減快，油田穩產形勢嚴峻。

深部調驅技術是改善油藏水驅開發效果的主要手段之一，現場調驅常用的可動凝膠一般采用聚丙烯酰胺與酚醛樹脂交聯。受制于聚合物的耐溫性，高溫凝膠體系的穩定性較差，封堵強度低，嚴重影響調驅效果，因此需要開展高溫凝膠體系的相關研究。

針對L斷塊油藏溫度高(115℃)、剩余油分布復雜、常規治理難度大等問題，提出多井組聯合同步調驅技術理論［1］和分類分級調驅技術方法，研制新型復合交聯劑配方，在不增加成本的條件下，提高凝膠的穩定性能，保證調驅效果和有效期。

1 斷塊概況

華北油田L斷塊屬扁平狀鼻狀構造油藏，縱向上發育Ed3-Ⅰ～Ⅴ、Es1s-Ⅰ～Ⅳ、Es1x-Ⅰ、Es1x-Ⅱ共11個油組，油層主要分布在Ed3-Ⅳ、Ed3-Ⅴ和Es1s-Ⅲ油組；儲層溫度115℃，地層水礦化度11 200 mg/L，地層原油黏度6.6 mPa · s。根據取心井巖心分析，該斷塊有效孔隙度3.8%～22.7%，滲透率在(0.1～373)×10?3μm2之間。斷塊主力砂體滲透率變異系數均大于0.8，儲層平面非均質性嚴重。各油組滲透率級差主要介于166.8～719.3，平均值為443.1，突進系數均大于5.3，油藏層間非均質性嚴重［2］。

1995年11月L斷塊全面投入注水開發，截至2018年3月，綜合含水已高達86.3%，采出程度31.5%。統計近10年吸水剖面監測情況，不吸水、弱吸水層占射開總厚度的52.3%，占射開總層數的65.1%，油藏層間矛盾嚴重。L斷塊受非均質性強因素影響，隨著注水開發的推進，層內吸水不均，油藏平面矛盾突出，需要尋找有效的EOR技術方法。

2 剩余潛力研究

2.1 剩余油分布

L斷塊在近幾年進行注采井網調整和單井組調驅試驗后，開發效果有所改善，但目前斷塊整體處于高含水開發階段，剩余油分布更加零散復雜，常規調整難度越來越大。明確剩余油的分布特征及類型是制定針對性調驅方案的重要前提。

綜合分析斷塊生產動態情況，運用油藏工程法對L斷塊各油組地質儲量進行計算，結果見表1。在縱向上剩余儲量主要集中在Ed3-Ⅳ、Ed3-Ⅴ、Es1s-Ⅲ、Es1s-Ⅳ共4個主力油組，雖然主力油組的采出程度較高(21.2%～29.6%)，但是油組的原始地質儲量高(45.5～71.6)×104t，剩余儲量占比仍高達70%～80%，是該斷塊剩余油的主要分布區域。

表1 L斷塊各油組地質儲量劈產表Table 1 Production splitting of the geological reserves of each oil bearing formation in Fault Block L

對斷塊各井組的地質儲量進一步細分，以L62-64X(圖1)、L62-72X井組(圖2)為例，確定Ed3-Ⅳ8、Ed3-Ⅴ8、Ed3-Ⅴ11、Es1s-Ⅲ6、Es1s-Ⅳ1為主力油層。主力油層分布面積廣、厚度大，計算地質儲量為104.8×104t，平均采出程度為22%，其中Ed3-Ⅴ8、Es1s-Ⅲ6的采出程度大于28%，挖潛難度較大。

圖1 L62-64X井組儲量分布圖Fig.1 Reserves distribution diagram of Well Group L62-64X

圖2 L62-72X井組儲量分布圖Fig.2 Reserves distribution diagram of Well Group L62-72X

通過數值模擬油藏含油飽和度(圖3、圖4)，將剩余油平面分布規律歸納為4種類型：主力小層中、弱水驅型剩余油；層間干擾型剩余油，集中在非主力層和弱吸水層；注采層位不完善型剩余油，集中在未動用層；未控制型剩余油，集中在井網不完善、斷棱附近區域。4種類型剩余油中，主力小層中、弱水驅型剩余油和層間干擾型剩余油是調驅挖潛的主要目標。

圖3 L斷塊Ed3Ⅳ-8三維含油飽和度模型Fig.3 3D oil saturation model of Ed3Ⅳ-8 in Fault Block L

圖4 L斷塊Ed3Ⅴ-8三維含油飽和度模型Fig.4 3D oil saturation model of Ed3Ⅴ-8 in Fault Block L

結合吸水剖面、生產動態反應及示蹤劑監測資料［3］，分析在主力層內部存在水流優勢通道。應用優勢通道的綜合識別與描述方法［4-6］，對注水井組存在的水流優勢通道進行判斷及分級(圖5)。以L62-64X井組為例，該井組Ed3-Ⅴ8、Ed3-Ⅴ11長期主吸，累計吸水量達22.5×104t，示蹤劑試驗結果顯示該井組最慢的方向水驅速度僅1.03 m/d，最快的方向水驅速度達到6.41 m/d。再結合井組孔隙度、滲透率、滲透率級差、產液強度及含水率等數據進行歸一化定值，分析認為L62-64X井與L62-62X、L62-57X井之間存在強高滲條帶，與L62-63X、L62-65X、L62-66X井之間存在次高滲條帶，與L62-61X井之間的優勢通道不發育，見表2。

圖5 L62-64X、L62-67X井組水流優勢通道級別Fig.5 Level of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

水流優勢通道的采出程度高、剩余潛力小，是深部調驅封堵的主要目標，是調驅設計注入量的重要依據，結合數值模擬技術，對水流優勢通道開展定量化研究。取水相分流量為98%時，對應含水飽和度0.77，認為含水飽和度大于0.77時的儲層孔隙發育水流優勢通道，計算得到水驅優勢通道孔隙體積，計算結果見表2，以L62-64X、L64-67X井組為例。

2.2 注入參數優化

依據設計思路，選取L斷塊5個井組實施同步調驅，針對各井組剩余油分布類型、水流優勢通道級別、水驅優勢通道孔隙體積，優選不同濃度的凝膠配方，保證封堵強度。對于水淹情況嚴重、水驅速度≥1.50 m/d、水驅優勢通道孔隙體積≥12 000 m3的井組采用聚合濃度為1 800 mg/L的凝膠配方，對應凝膠黏度為2 300 mPa · s；對于水淹情況次之、水驅速度＜1.50 m/d、水驅優勢通道孔隙體積＜12 000 m3的井組采用1 500 mg/L凝膠配方，對應凝膠黏度為1 600 mPa · s。

表 2 L62-64X、L62-67X井組水流優勢通道孔隙體積統計Table 2 Statistical pore volume of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

數值模擬調驅劑注入量與方劑增油量之間的關系，PV數為調驅劑注入的體積占水驅優勢通道孔隙體積的比例，方劑增油量為井組總增油量與調驅劑注入量的比值。研究結果表明，隨著注入PV數的增加，方劑增油量呈現明顯的上升趨勢，當注入量達到0.35 PV后，增油量上升趨勢減緩，即注入水流優勢通道0.35倍孔隙體積的調驅劑量可取得最佳的投入產出比。以此計算L斷塊5個井組共設計注入44 150 m3調驅劑，具體內容見表3。

表3 L斷塊調驅劑量設計Table 3 Dosage design of flooding control agent in Fault Block L

3 高溫調驅體系研發

根據多井組聯合同步調驅技術理論和分類分級調驅技術，結合L斷塊地質特征和開發矛盾，提出合理的技術方案：在L斷塊選取多個調驅井組，對應受效油井為多向受效井，具有弱水驅型剩余油和層間干擾型剩余油的主力油層，采用交聯聚合物凝膠對強高滲條帶和次高滲條帶，以及近井地帶存在的較大的水流優勢通道進行較強的封堵和抑制，提高注入水的利用效率，高效驅出油藏中分散的剩余油。

溫度和水質礦化度是影響可動凝膠成膠的2個重要因素。L斷塊的地層水礦化度為11 200 mg/L，通過室內實驗，在相同配液濃度下分別采用清水(礦化度600 mg/L)和回注水(礦化度11 000～22 000 mg/L)配制聚合物溶液和可動凝膠，對比清水與回注水配液時聚合物和凝膠的黏度(圖6、圖7)，得到回注水配制的聚合物溶液的黏度較清水低59%～96%，成膠后的黏度較清水低31%～56%。由此可見，回注水對聚合物及其成膠后的黏度影響很大。回注水水質不同，其影響程度也不同，回注水礦化度越高，聚合物和凝膠黏度下降越多。

圖6不同配液用水對聚合物黏度的影響Fig.6 Influence of dosed water on polymer viscosity

圖7不同配液用水對凝膠黏度的影響Fig.7 Influence of dosed water on gel viscosity

在儲層溫度高于70℃的油藏，現場調驅一般應用的可動凝膠采用聚丙烯酰胺與酚醛樹脂交聯。常用的酚醛樹脂交聯劑有“苯酚-烏洛托品”和“熱固性甲階段酚醛樹脂”［7-8］。高溫條件下(＞90℃)，聚合物分子的酰胺基水解為羧鈉基，溫度越高，水解程度越高。酚醛樹脂與聚合物分子的酰胺基發生交聯反應，形成具有網狀結構的均一、彈性凝膠體。中高溫條件下(70～90℃)，部分酰胺基發生水解，但是仍有部分基團保持與交聯劑的鏈接狀態，因此凝膠具有一定的黏度保持率。隨著溫度的升高(＞90℃)，酰胺基全部水解為羧鈉基，交聯劑與酰胺基連接處進一步發生水解，交聯鍵逐漸解離，凝膠破膠脫水。經實驗考察，在L斷塊115℃的溫度條件下，無論采用“苯酚-烏洛托品”交聯劑還是“熱固性酚醛樹脂”交聯劑，在聚丙烯酰胺濃度2 000 mg/L及以下濃度時，其交聯形成的可動凝膠穩定性考察不超20 d即破膠，穩定性較差。

為提高可動凝膠調驅劑的穩定性能，查閱相關文獻［9-11］，借鑒不同交聯劑形成凝膠體型結構的不同，采用清水配液，設計耐高溫復合交聯劑，自主研制酚醛樹脂交聯劑Ⅰ型和Ⅱ型，發揮2種交聯體系的協同效應，與聚丙烯酰胺復合交聯，達到大幅度提升凝膠強度及穩定性的目的［12］。90 d凝膠黏度保持率達到63.6%～71.8%，而傳統的高溫交聯劑在該溫度條件下，90 d的黏度保持率僅為13.9%。因此，研制的耐高溫復合交聯劑可使凝膠黏度保持率最高提升58%，并在地層水中將凝膠進行浸泡，30～90 d開展穩定性考察，凝膠黏度不發生變化，外觀沒有破損。

通過復合交聯劑配方優化試驗，在115℃、聚合物濃度1 500 mg/L、交聯劑I和交聯劑II總濃度2 000 mg/L條件下，確定Ⅰ型與Ⅱ型交聯劑最佳復配比例為1∶1～2∶1(圖8)。通過配方優化實驗，采用復合交聯體系，推薦聚丙烯酰胺濃度1 500～2 000 mg/L，復合交聯劑濃度為1 250～2 000 mg/L。

4 實施效果

依照方案設計，采用耐高溫復合交聯劑配方，于2018年7月，在華北油田L斷塊實施L62-64x等5個井組聯合調驅，使多向連通油井同步受效，以增強調驅增油效果。現場施工累計注入聚丙烯酰胺濃度1 500～1 800 mg/L的可動凝膠44 150 m3。調驅實施2個月后，產量快速遞減的趨勢逐漸得到抑制并開始上升，并在波動中維持到目前仍然在有效期。見效高峰期時，日產液保持穩定，日產油從41.6 t上升至66.6 t，日增油達25 t，綜合含水從89.3%下降至79.8%，下降9.5%。

圖8不同交聯劑復配比例時凝膠的熱穩定性Fig.8 Thermal stability of gel at different crosslinking agent mixing ratios

5個調驅井組共對應油井16口，截至2019年12月，其中12口油井見到明顯降水增油效果，油井見效率為75%，累計增油12 780 t，預計項目有效期內可累計增油19 600 t。如圖9所示，L斷塊在實施調驅前，即2014年到2017年，產量一直處于快速遞減趨勢。在2018年實施調驅后，年遞減率從2017年的9.1%減緩至2.2%，在2019年被逆轉為?2.0%，年產量沒有出現遞減，油田穩產形勢向好，整體開發效果得到改善。按逐年實際油價計算，創經濟效益2 214萬元，投入產出比為1∶9。如果按30美元/桶的低油價計算，項目創經濟效益341萬元，投入產出比為1∶4.2。即使按低油價計算，項目的成本已完全收回，仍然具有較好的經濟盈利能力。

圖9 L斷塊產量年度遞減率變化曲線(2014—2019年)Fig.9 Variation of yearly production decline rate of Fault Block L (2014—2019)

5 結論

(1)應用油藏工程法和數值模擬法相互驗證，對剩余油分布規律進行分類，定量刻畫剩余潛力，判定識別水流優勢通道，是制定針對性調驅方案的重要依據。

(2)通過凝膠配方性能評價實驗，自主研制成功適用于油藏調驅的耐高溫復合交聯劑，在聚合物濃度1 500 mg/L及以上時，115℃穩定性考察90 d，凝膠黏度保持率達到63.6%～71.8%，與傳統的高溫交聯劑相比，凝膠黏度保持率最高提升58%。

(3)在定量描述剩余油空間展布的基礎上，自主研制成功相匹配的耐高溫復合交聯體系，應用多井組聯合同步調驅方式和分類分級調驅技術，使整體深部調驅取得明顯的降水增油效果和顯著的經濟效益，為同類型油藏改善開發效果提供成功的借鑒意義。