弱凝胶提高海上稠油油田采收率影响因素分析

刘 东，李云鹏，张风义，张彩旗，罗义科

(中海油(中国)有限公司天津分公司，天津 300452)

引 言

弱凝胶调驱是新近发展起来的提高波及效率的技术［1］。弱凝胶具有低成本、高稳定性、强适应性和成胶时间可调的优点，因此该项技术既可以应用于常规油藏和稠油油藏的驱油，也可以应用于油藏深度调剖，从而真正实现深度调剖和驱油的双重效果［2－3］。其具有聚合物弱凝胶堵水和调节油层内部流体流度2种功能，是新型的提高原油采收率的方法［4－5］。

1 油藏地质概况与开发现状

渤海某稠油油田油层发育于明化镇组下段与馆陶组顶部，明化镇组下段为主力油层段。储层为河流相沉积砂体，具有高孔、高渗及非均质性较强的特征。油水关系复杂，油藏类型众多，以岩性－构造复合油藏为主，区块内的主力砂体边底水相对较为发育。油田于2005年9月开始陆续投产，目前生产井49口，注水井8口，日产油为680 m3/d，油田综合含水率为80%。地层流体具有明显的分区性，L区地层原油黏度为50 mPa·s，4口注水井6口采油井，全面注水开发，日产油量为244 m3/d，含水率为79%，采出程度为11.6%。M区地层原油黏度为225 mPa·s，高部位注水开发，3口注水井15口采油井，日产油为200 m3/d，含水率为86%，采出程度为4.4%。N区地层原油黏度为420～650 mPa·s，1口注水井17口采油井，主要依靠天然能量开采，日产油量为170 m3/d，含水率为71%，采出程度为1.6%。L区和M区由于非均质性较强，层间和平面矛盾突出:纵向上高渗透率层位吸水量大，中低渗透层位吸水量小或不吸水;平面上注入水沿高渗透通道向生产井突破，主力注水井各层吸水不均，各油井水驱效果差异大。N区由于原油黏度大，注水方案研究开发效果不理想，目前依靠天然能量开发，逐渐暴露出靠近边底水的油井含水上升快、油层高部位需要保持地层能量等问题。

L区块于2010年4月开始进行调驱，截至2010年12月，累计注入弱凝胶量为4.8×104m3。M区块于2007年7月开始进行调驱前酸化，2007年8月开始注入弱凝胶，2008年11月停注，累计注入弱凝胶量为5.4×104m3。N区块于2008年6月将1口采油井转为注入井，未注水直接注入弱凝胶调驱，截至2009年11月，累计注入弱凝胶量为6.1 ×104m3。

2 调驱见效特征及效果分析

3个井组中M、N 2个区块见效明显，累计增油量分别为1.8×104、1.4×104m3，L区块无增油效果。N区块N1井注入弱凝胶，周围受益井有N2m、N3m、N4、N5井。N1井于2008年5月24日注入弱凝胶，累计注入量为6.2×104m3。N1井周围受效油井于2008年12月出现见效特征，主要表现如下。

(1)高含水油井增油降水。以N4井为例，从2009年8月初开始，其含水率由80%下降至63%，日产液略微下降;日产油由16 m3/d上升至28 m3/d。分析主要是由于构造高部位注水，一定程度上抑制了边底水的推进。

(2)低含水油井含水保持平稳，供液能力增强，产液量持续上升，产油量增加。以N5井为例，从2008年10月末开始，其产液量上升明显，含水率稳定，日产油由11 m3/d上升至15 m3/d。分析原因为注入弱凝胶起到了明显的能量补充作用。

3 弱凝胶提高采收率影响因素

3.1 聚合物性质

聚合物注入浓度较高的M和N井组，调驱效果好于注入聚合物浓度较低的L井组(图1)。注入聚合物浓度未达到成胶临界浓度时，会影响弱凝胶的成胶强度和成胶稳定性。当聚合物浓度低于临界浓度值时，因黏度增加很小，可基本认为不成胶;当聚合物浓度高于该值时，聚合物与交联剂反应后会使体系黏度显著增加，并且聚合物浓度越高，体系交联速度越快，弱凝胶黏度越大。

图1 井组注入聚合物浓度对比

3.2 地质油藏因素

(1)原油黏度。从矿场试验来看，原油黏度大的井组弱凝胶调驱效果好于原油黏度小的井组。流度比对面积波及效率影响很大，面积波及效率随流度比增加而降低。水驱油流度比往往大于1，而且随着注水时间的增加，水驱油流度比越来越大。在水驱时，随着流度比的增加，注入流体突破时波及面积减少;随着流度比的降低，注入流体前缘推进较均匀，突破时波及面积较大。弱凝胶调驱不仅可以增加注入水的黏度，还可以降低水相相对渗透率，大大改善水驱油流度比，提高波及效率。从井组试验情况来看，油水流度比大，弱凝胶改善油水流度比的效果越明显。

(2)渗透率级差。渗透率级差越大，残余油饱和度分布越不均匀。调剖前水驱主要波及的是高渗透层，低渗透层基本上没有波及到，随着调剖剂的注入，调剖剂主要进入高渗透层，阻塞大孔道中水流通道，迫使后续水驱进入低渗透层，进而提高采出程度。渗透率级差越小，调剖剂对各渗透率层都有所进入，从而对低渗透层造成损害，对后注流体的改向作用不大。由表1可以看出，渗透率级差越大，调剖效果越好，级差大的N井组和M井组调驱效果好于级差小的L井组。弱凝胶工艺对纵向、平面非均质性严重的油藏有较好的调驱效果。

表1 井组注入井渗透率级差对比

(3)边底水影响。边底水主要通过影响地层中弱凝胶的浓度从而对弱凝胶成胶强度和成胶稳定性产生影响。一般认为，聚合物分子量越高，浓度越大，弱凝胶体系稳定性越好。调驱过程中，边底水的侵入有可能稀释弱凝胶，降低聚合物的浓度，从而影响弱凝胶的成胶强度，影响调驱效果。从井组统计数据来看，L井组距离边底水距离最近，最有可能受边底水侵入的影响，从而调驱效果较差(表2)。

表2 井组距离边底水距离平均值对比

3.3 注入参数因素

(1)调驱时机影响调驱效果。现场试验结果表明，弱凝胶调驱最佳时机是油藏注水开发早期，高含水阶段调驱效果较差。对于稠油油田，早期进行调驱，高渗透层中水道还没有形成，注入压力较高，调驱剂难免进入中低渗透层，进而对后续水驱中低渗透层的开发造成不利影响［6］。晚期进行调驱，高渗透层中注采井间水道已经连通，调驱效果受到影响。在高含水期时，注入凝胶的浓度和性能由于水的稀释作用变差。调剖后，在后续水驱过程中，如果凝胶强度不够，高渗透层将优先突破，，无法起到流体改向的作用;如果强度过高，不利于弱凝胶在多孔介质中的运移，减少了弱凝胶驱替的作用，也会对采出程度造成不利影响［7］。

(2)注入速度。注入速度的大小，对油藏开发有3方面的影响:①高速注入会导致弱凝胶在注入设备、防砂管柱和近井地带的高速剪切下产生严重降解，影响成胶性能和调驱效果［5］;②注入速度过快，可能会导致周围连通油井含水上升速度加快;③注入速度过快，弱凝胶在进入高渗层的同时也进入低渗透层，恢复注水后，低渗透层由于启动压力增加，吸水指数反而下降［8］。调驱效果较好的M和N井组注入速度低于调驱效果差的L井组(图2)。

图2 累计注入量随时间变化关系

4 结论

(1)聚合物的浓度影响弱凝胶的成胶强度和成胶稳定性。

(2)弱凝胶调驱不仅可以增加注入水的黏度，而且还可以降低水相相对渗透率，大大改善水驱油流度比，提高波及效率。从井组试验情况来看，油水流度比大，弱凝胶改善油水流度比的效果越明显。

(3)渗透率级差越大，水驱后残余油饱和度分布越不均匀。

(4)从井组统计数据来看，离边底水距离较远的井组调驱效果好于离边底水近的井组。

(5)调驱时机影响调驱效果，高含水阶段调驱效果较差。

(6)注入速度过高会导致弱凝胶在注入设备、防砂管柱和近井地带的高速剪切下产生严重降解，从而影响调驱效果。

［1］单玲，卢新莉，单荣青，等.稠油油藏凝胶调驱提高采收率技术［J］.特种油气藏，2010，17(2):72－75.

［2］陈刚，叶国铭，韩坚，等.测试资料在弱凝胶调驱效果评价中应用的几点认识［J］.油气井测试，2002，11(5):38－40.

［3］陈玉军，巨登峰，宋义伟，等.弱凝胶与微生物调驱联作技术的研究［J］.特种油气藏，2005，12(1):84－89.

［4］陈铁龙，周晓俊，唐伏平，等.弱凝胶调驱提高采收率技术［M］.北京:石油工业出版社，2006:1－159.

［5］邱衍辉，王桂杰，刘涛，等.茨13块弱凝胶注水转向实验及现场实施［J］.特种油气藏，2007，14(6):48－51.

［6］姜维东，卢祥国，刘义刚，等.稠油油藏有机铬交联聚合物调驱实验研究［J］.中国海上油气，2008，20(2):102－110.

［7］刘合，王中国，王修利.水驱后期厚油层层内弱凝胶调剖影响因素分析［J］.大庆石油地质与开发，2000，19(4):17－19.

［8］蔡晖，马奎前，黄志伟，等.弱凝胶调驱技术在海上稠油开发中的应用［J］.重庆科技学院学报:自然科学版，2011，13(2):59 －61.