在线深部调驱技术在渤海某油田的应用

孙尧尧，肖 宇，代齐加

(中海石油(中国)有限公司 天津分公司，天津 塘沽 300459)

1 区域概况

1.1 构造及储层特征

渤海某油田地处渤海海域南部，位于黄河口凹陷东洼北缘，是由多条晚期断层控制的构造-岩性油气藏[1]。主要含油层系为明化镇组下段，中上部主要以曲流河沉积为主，下部属于浅水三角洲沉积，发育三角洲平原和三角洲前缘亚相。主要为细粒岩屑长石砂岩，岩石成分成熟度低，碎屑颗粒为石英、长石、岩屑及少量云母和重矿物[2]。岩石孔隙发育，连通性好，以粒间孔隙为主。储层物性较好，孔隙度在27.3%～41.4%，平均34.4%。渗透率分布范围25.0～3 721.0 mD，平均1 080.0 mD，具有中高孔渗特征，较强的非均质性[3-4]。

1.2 流体特征

根据MDT测压和DST测试资料，压力梯度为0.992 MPa/100 m，温度梯度为3.57 ℃/100 m，属正常压力、温度系统，流体特征数据见表1。由表1可以看出，流体性质较好，明化镇组下段为中质油，总体具有黏度低、含硫量低、胶质沥青质含量少～中等特点。

2 开发现状及存在问题

渤海某油田于2014年5月投产，共投产开发井16口，注水井7口。目前，综合含水率63.7%，气油比117.0 m3/m3，采出程度13.7%。开发中存在的主要问题如下：

1)注采井网不完善，含水上升快。目前处于中高含水期，由于砂体注采井距较大，存在注水优势通道，2-1395砂体和3-1412砂体含水上升过快。

2)连通性认识不清，存在超注和欠注。目前油田各主力砂体地层压力相对原始地层压力均有一定程度下降，由于注采井间连通性较差，2-1395砂体油井受效差。由于储层内部连通性认识不清，3-1412砂体内部小层存在超注和欠注现象。

3)低效井造成部分储量无法动用。3-1412砂体东侧的生产井C5H井，由于工程原因，实际生产的筛管油层仅为99.0 m，两次酸化解堵，实施效果较差。目前C5H井日产油13 m3/d，含水率28.4%，3-1412砂体东侧采出程度仅为2.0%，砂体东侧储量无法得到有效动用。

3 在线深部调驱技术

在线深部调驱技术是一项能够实现在线注入的稳油控水技术[5]。该技术由“调”和“驱”两个体系组成，在工艺上，通过试注、调剖、驱油三个阶段达成目标。与传统的深部调驱工艺相比，具有流程紧凑、占地空间小、自动化程度高的特点，适用于海上平台工期要求高、空间相对受限的工作环境。

3.1 基本原理

“调”体系设计为优先进入高渗透层深部，微观上体现为在孔喉、裂缝形成不可流动的高强度三维网状体，对高渗透层进行有效封堵，宏观上体现为原有的水流优势通道方向的水驱沿程阻力增加，抑制高渗层吸水，启动中低渗透层，改善层间矛盾。

“驱”体系则是一种“固液共存”的调驱体系，该体系表观黏度低，易于进入储层深部，在孔喉处堆积-堵塞-变形通过，实现吼道暂堵、突破、再暂堵、再突破，逐级改变水流方向，扩大波及体积，实现逐级深部调驱[6]。

3.2 技术特点

在线调驱设备主要由注入撬、破乳器、静态混合器、流量计等部分组成(见图1)，根据体系需要，在注入撬A内注入聚合物和稳定剂(微球和乳液聚合物)[7]，经初步搅拌，经由计量泵、破乳器，再高压注入水内，与注入撬B内的交联剂(预交联剂)初步混合、溶解，然后经由静态混合器充分混合，注入作业井井口。该流程工艺简单、易于操作，占地面积小，能够与多种海上作业同时进行。与传统调驱技术相比，具有以下特点：

1)施工设备模块化[8]，单井单撬作业仅需要11 m2，适应海上平台空间受限的工作环境。装置流程紧凑，体积小，质量轻，安装方便；

2)生产运行、管理成本低，流程自动化程度高，操作简单，维修方便；

3)满足环保和安全的要求。

4 实际应用

4.1 实施方案

渤海某油田C08H井组井位于3-NmⅢ-1412砂体，平均孔隙度32.8%，平均渗透率1 598.0 mD，属于中、高孔渗油藏。井组内有注入井2口：C08H、C9H井，生产井3口：C5H、C7H、C10H，2注3采，所有注采井均为水平井(见图2)。2016年6月24日，C9H井停注。经连通性分析，C7H主要受C08H井影响，C10H只受C08H井注入影响。截至2017年5月，该井组累产液67.9×104m3，累产油43.0×104m3，累注水76.5×104m3，累计注采比0.87，采出程度15.2%。通过压力指数决策技术，C08H井PI、FD值在区块内处于较低水平，因此考虑实施调驱作业。

作业目的为调整C08H井吸水剖面，改善层内矛盾，封堵优势通道以控制C7H、C10H含水上升速度，扩大波及体积，提高采收率[9]。在工艺上主要通过试注段塞、调剖段塞、驱油段塞三个阶段完成。经实验室研究，筛选得到适合该油田的体系配方，包括调剖阶段使用的中等强度凝胶体系[10]和驱油阶段使用的弹性微球固液共存体系(见表2)。

表2 调驱体系数据统计表

4.2 效果评价

调驱作业前和调驱期间的氧活化测试结果对比见图3、图4，实施作业后的C08H井，高渗透层注水相对吸入量降低，相对渗透率较低的层位获得更大程度动用，储层层内矛盾得到一定改善。

C08H井的受益井为C7H井、C10H井。调驱作业期间，C10H井降水增油效果明显，含水迅速上升的趋势得到有效遏制，总体呈现下降趋势(见图5)，由最高64.2%下降至最低的50.3%，日产油最高上升35.0 m3/d，作业结束后的第五个月，该含水维持在61%左右。按照指数递减模型预测，截至2018年3月，C10H井累计递减增油量为9 444.31 m3。

经分析，调驱剂主要向C10H井方向波及，C7H井受效不明显，仅增油533.97 m3。截至2018年3月，C08H井组累计增产油量9 978.27 m3。

5 结论

在线深部调驱技术是一项能够实现在线注入的稳油控水技术。与传统的深部调驱工艺相比，在线深部调驱装置形成模块化，适应海上平台空间受限的工作环境。在渤海某油田C08H井组的应用效果显示，对应受益井C10H井降水增油效果明显，含水迅速上升的趋势得到有效遏制，在改善吸水剖面和受益井增油控水方面有良好的应用效果。