扩大波及体积与流度控制组合技术研究与应用

张云宝 刘义刚 孟祥海

摘      要：针对渤海S稠油油田在开发中存在的含水上升快、水驱采出程度低、油水界面亲和力低的矛盾，进行了水驱稠油调剖调驱一体化组合技术研究。在储层大孔道封堵的基础上，对剖面调整体系进行了系统筛选，对强化水驱体系乳化性、降黏率、界面张力及驱替效率作了系统评价。结果表明，强化水驱体系在较低浓度下可以实现较好的稠油降黏功效，降黏率达90%以上，油水界面张力可下降至10-2 mN/m;在室内非均质岩心的条件下，强化水驱体系低浓度条件下即可提高采收率9.3%，配合调剖措施的情况下可提高采收率27.2%，具有“1+1>2”的驱油功效。基于“储层大孔道封堵与冷采驱油”的“调+驱相结合”的技术思路，进行了组合调驱工艺方案设计并完成了现场有效实施，实施后一线受益井见效比例达66.7%，综合含水下降5%～7%，目前阶段净增油10 500 m3，且持续有效。该组合调驱一体化工艺，施工工艺成熟，矿场试验增油效果显著，便于在海上油田大面积推广应用。

关  键  词：水驱稠油;剖面调整;流度控制;乳化降黏;矿场实施效果

中图分类号：TE 357       文献标识码： A       文章编号： 1671-0460（2019）03-0567-05

Abstract： In view of the problems in the development of Bohai S heavy oilfield， such as fast watercut rising rate， low water flooding degree and the low affinity of oil and water interface， research on the integrated combination technology of profile control and flooding was carried out. In this paper， the profile adjustment systems were screened. the emulsification， viscosity reduction rate， interfacial tension， displacement efficiency of strengthened water flooding system were systematically evaluated. The result shows that， micro interface dispersion displacement system in low concentration can play a good effect of viscosity reduction of heavy oil， the viscosity reduction rate can be more than 90%; oil-water interfacial tension can be dropped to 10-2 mN/m; under the condition of heterogeneous core， the strengthened water flooding system can improve the recovery rate of 9.3% in low concentration， and the recovery rate can be increased by 27.2% with the combination of profile control measures. Based on the technical thought of "combination of the main channel blocking and strengthened water flooding system drive oil"， we completed S oilfield B15 well group project design， after adopting the combination technical measures of "profile control + strengthened water flooding system displacement"， the effective rate of the producing well was 66.7%， good precipitation was achieved and oil production was increased by 10 500 m3.

Key words： Water flooding of heavy oil; Profile correction; Mobility control; Emulsion viscosity; Field effect

渤海油田稠油總储量24.6亿m3，其中探明地质储量14.4亿m3，稠油储量占整个油田储量的60%以上，原油黏度高。储层渗透率高，且非均质性强。水油流度比的差异加上储层非均质性的的影响极易导致油田在注水开发过程中注入水突进，含水上升速度过快，采出程度低，以注水开发的渤海S油田为例，综合含水已经达到80%，而采出程度仅为10%左右。油田递减率逐年升高，依靠提液等措施上产潜力有限，增加平台的污水处理负担[1]。针对渤海S稠油油田在开发中存在的含水上升快、油水界面亲和力低的矛盾，需要提升水驱稠油开发效果[2-5]。

对于调剖体系，体系应解决水窜前缘已至油藏深部的储层的非均质性问题，体系应具备：

（1）具有较高的的封堵强度;

（2）具备深部传输运移能力，封堵大孔道;

（3）成胶时间可控，稳定性强。

对于调驱体系我们需要开发出一种可以降低原油黏度，改善水驱稠油流度比的新型体系，国内外许多稠油油藏采取化学降黏的方法开采，在辽河、胜利油田化学降黏技术已经取得了较好的技术成果和经济效益。对于海上油田，化学降黏技术对于注入设备工艺方面有特殊的要求：一方面由于平台空间狭小，对于施工周期较长的调驱体系注入设备要控制占地空间，要求体系满足在线配制工艺的要求;另一方面要求要求药剂在油井采出后油水乳状液易于破乳脱水，以免药剂对产出液处理流程造成不利影响，基于以上因素，本文分析对比了强化分散和冷采两种体系[6，7]。

1调剖+调驱组合体系室内研究与评价

1.1  实验条件

1.1.1  实验材料

调剖体系采用交联聚合物体系，包括4种组分：BHTP-01（%）、BHTP-02（%）、BHTP-03（%）、BHTP-04（%），调驱体系包括“强化水驱体系1”和“强化水驱体系2”，有效含量为100%;实验用油为S油田油样（μo=300 mPa·s）;实验用水为S油田注入水，实验温度为55 ℃。

1.1.2  实验仪器

黏度测试采用美国Brookfield公司生产的DV-Ⅱ型布氏黏度计，转速为30 r/min，原油乳状液微观结构形态由重庆奥特光学仪器有限公司生产的ISM-ZS50体式显微镜测试，界面张力由TX-500C旋滴式界面张力测试仪测得[8]。

1.2  结果分析

1.2.1  剖面调整体系筛选及性能评价

以S油田流体特征开展了调剖体系配方研究以及性能评价，主要是延缓交联且成胶强度大，优化适宜的凝胶体系配方。从调剖剂BHTP-01浓度、调剖剂BHTP-02浓度、调剖剂BHTP-03及调剖剂BHTP-04浓度四个方面进行优选调剖体系配方。

（1）成胶时间控制与成胶强度测试

实验方案：采用正交实验用S油田注入水配制不同浓度组分的交联聚合物溶液液，放入恒温箱（55℃）观察体系的成胶时间和强度，根据成胶时间和成胶强度优选产出各个组分浓度。组分配方组成对聚合物凝胶成胶情况影响见表1。从表1中可以看出，随BHTP-01、BHTP-02、BHTP-03和BHTP-04各组分浓度增加，成胶时间减小，成胶强度增大，通过调整配方，可将成胶时间控制在24～72 h之间，满足调剖体系注入工艺要求，成胶强度可控在15 000～10 000 mPa·s之间。

综合上述实验结果，为进一步评价堵剂性能。对高、中、低三种强度配方进行性能评价，其高等强度、中等强度和低强度凝胶的体系配方如下：

高强度凝胶：0.6%BHTP-01+0.03%BHTP-02+ 0.25% BHTP-03+0.002%BHTP-02（成胶时间46 h，成胶强度93 859 mPa·s）;中等强度凝胶：0.4% BHTP-01+0.03%BHTP-02+0.25%BHTP-03+0.002%BHTP-02（成胶时间54 h，成胶强度46 291 mPa·s）;低强度凝胶：0.3%BHTP-01+0.03%BHTP- 02+0.25% BHTP-03+0.002%BHTP-02（成胶时间62 h，成胶强度21 070 mPa·s）。

从长期稳定性、封堵性、耐冲刷性、深部运移性能等方面，评价调剖体系各项性能差异。

（2）长期稳定性评价

实验方案：用注入水配制高中低三种强度类型凝胶体系，放置在55 ℃恒温箱内，测定不同时间段凝胶强度变化，对比高、低两种聚合物凝胶的成胶强度在油藏条件下的长期稳定性体系稳定性。实验结果见图1。从表1可以看出，高强凝胶黏度保持率达到98%，中强凝胶黏度保持率达到96%，低强凝胶黏度保持率达到95%。表明堵剂具有良好的稳定性。

（3）封堵性评价

实验方案：按照高中低分子量聚合物凝胶配方，用现场注入水配制交联聚合物溶液，以1 mL/min流速向填砂岩心注入交联聚合物溶液0.5 PV，55 ℃恒温放置5 d，进行填砂岩心封堵实验，观察注入前后渗透率变化情况，以评价体系的注入性及封堵性。体系封堵率实验结果见表2。从表2可以看出，高强度凝胶封堵率为98.3%，中等强度凝胶封堵率为95.1%，低强度凝胶封堵率达到93%。能够满足目标油藏封堵需求。

（4）耐冲性评价

实验方法与目的：模拟填砂管，水驱测试水相渗透率，注入堵剂0.5 PV放置5 d，测定不同孔隙体积下的注入压力，测试耐冲刷性。阻力系数实验结果见图2。

从图2可以看出，三种体系的水驱阻力系数均迅速上升，20 PV后，三种体系阻力系数仍能分别达到28/23/15，耐冲刷性能良好[9]。

（5）深部运移性能评价

实验方案：制作模拟填砂管，饱和油，55 ℃恒温条件下，用现场注入水配制交联聚合物溶液，以1 mL/min流速向填砂岩心注入配制好的交联聚合物溶液0.5 PV，测量填砂管不同位置的压力变化，考察堵剂的深部运移性能。实验过程中动态特征曲线结果见图3。由圖3可以看出，随着注入量的增加，P2、P3点压力逐渐升高，压力可以传输运移到离注入端较远位置，说明体系能够运移到地层深部。

1.2.2  流度控制体系筛选及性能评价

依据渤海油田调驱工艺的基本要求，及流动控制体系的筛选结合渤海S稠油稠油原油组分分析结果，确定了2种适用的强化水驱体系，体系分子设计上含有特殊功能性官能团，包括水溶性基团，两亲性稠油降黏基团。并对两种体系进行了性能评价。