海上S油田非均质稠油油藏调剖技术研究与矿场实践

张 伟，张 静，刘 斌，张国浩，刘喜林



海上S油田非均质稠油油藏调剖技术研究与矿场实践

张 伟，张 静，刘 斌，张国浩，刘喜林

（中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300459）

调剖技术是非均质油藏稳油控水、提高水驱效率的一项重要手段。S油田不同区块调剖效果存在明显差异，通过理论图版揭示了不同油藏条件下调剖效果差异的原因，利用油藏数值模拟方法，研究了渗透率级差、原油黏度及调剖半径等因素对调剖效果的影响。研究认为，达到相同增油效果时，渗透率级差越大、原油黏度越高，调剖半径越大。针对调剖井吸水剖面变化的问题，结合调剖作用机理，建立包含调剖层和非调剖层的多油层理想地质模型，提出了以吸水指数变异系数为评价指标的调剖效果评价方法。2014年S油田实施调剖措施两井次，单个井组平均含水下降7%～8%，累增油达到1.6×104m3。

S油田；调剖；数值模拟；吸水指数变异系数；评价模型

油田进入中高含水期后，由于储层非均质性、流体流度差异以及注采差异等原因，地层中逐渐形成水流优势通道，低效或无效水循环严重，严重影响油藏水驱开发效果[1-3]。调剖技术通过封堵优势通道，改善吸水剖面，增加地层存水率，从而达到扩大波及体积、改善水驱开发效果的目的。因此，调剖技术一直以来是非均质油藏稳油控水、提高水驱效率的一项重要手段[4-6]。

渤海S油田在2003年实施首次调剖措施，调剖措施效果较好，单个井组平均累增油5 000 m3左右，而油田其他井组在2013年实施调剖措施后，调剖措施效果变差。本文从地质油藏方面出发，利用数值模拟方法，探索了调剖措施效果差异的原因，并以吸水剖面资料为基础，建立了以吸水指数变异系数为评价指标的调剖效果评价模型，半定量化评价调剖措施效果。

1 渤海S油田油藏特征

渤海S油田位于辽东湾下辽河坳陷、辽西低凸起中段，构造形态为北东走向的断裂背斜，油田主力含油层系为古近系东营组东二下段，储层埋深为1 300 m～1 600 m，为湖相三角洲沉积。油藏类型为受岩性影响的在纵向上、横向上存在多个油气水系统的构造层状砂岩油气藏。油田储层发育，物性较好。孔隙度为28.0%～35.0%，平均31.0%；渗透率为（100～10 000）×10-3μm2，平均为2 000×10-3μm2，具有高孔、高渗的特征。油层分布相对稳定，但小层纵向非均质性较严重。油田原油属重质稠油，具有密度大、黏度高、胶质沥青质含量高、含硫量低和凝固点低等特点。油田地面原油密度为0.946 g/cm3～0.992 g/cm3；地面原油黏度为189.0 mPa·s～9 828.0 mPa·s，地层原油黏度为37.4 mPa·s～452.0 mPa·s；饱和压力为10.2 MPa～13.3 MPa；原始溶解气油比为23 m3/m3～38 m3/m3。

2 调剖方法优选研究

以S油田的实际地质油藏数据为基础，抽象出基础概念模型，模型采用反九点井网，纵向上划分为10个小层，渗透率平均值为2 000×10-3μm2，孔隙度为31.0%。采用Eclipse商业数值模拟软件，分析不同因素对调剖效果的影响，其中，渗透率级差为2～30，原油黏度为50 mPa·s～300 mPa·s，调剖半径为5 m～30 m。

渗透率级差、原油黏度、调剖半径三个因素对调剖效果的影响分别如图1～图3所示。从图中可以看出，当渗透率级差小于5时，调剖效果较差；原油黏度越小，调剖半径越大，调剖效果越好。对于渗透率级差较大、原油黏度较高的油藏，建议增大调剖半径，改善调剖效果。

图1 渗透率级差对调剖效果的影响

图2 原油黏度对调剖效果的影响

图3 调剖半径对调剖效果的影响

3 调剖效果评价研究

注水井吸水剖面资料可以直观地反映纵向上单层吸水状况的差异，通过对比调剖前、后注水井吸水剖面的变化，可以比较直观地反映出调剖措施在注水井是否见效。在吸水剖面资料基础上，结合调剖作用机理，采用包含调剖层和非调剖层的多油层理想地质模型简化实际油层，通过分析调剖后各渗透层吸水指数的差异程度，建立以吸水指数变异系数为评价指标的调剖效果评价模型[7-9]。

由于储层物性普遍存在差异，调剖剂会选择性地渗入地层，即高渗层的调剖剂注入量要比低渗层多。根据调剖剂在地层中的流入动态，可以将实际油层简化为包含“调剖层”和“非调剖层”的多油层理想地质模型[10]（图4）。

图4 多油层理想地质模型示意

由于调剖层的渗透率一般都比较大，可忽略启动压力的影响。因此在纵向剖面上，调剖剂的总注入量可近似地按调剖措施前的吸水指数分布劈分到各调剖层。

然后根据体积法可以计算出各调剖层上的调剖剂封堵半径：

假设非调剖层（低渗透层）未受到调剖剂的污染，因此非调剖层在调剖前后的吸水指数保持不变：

为了反映调剖后各渗透层的吸水指数的差异程度，定义吸水指数变异系数如下：

调剖后吸水指数变异系数越小，说明各渗透层的吸水能力差异程度越小，吸水剖面越均匀，调剖措施的见效程度越高；否则，吸水剖面越趋不均匀，调剖效果也越差。

为了对比不同注水井的调剖效果，计算调剖前后吸水指数变异系数的相对变化量：

结合S油田注水井组实际调剖效果，从图5中可以看出，吸水指数变异系数相对变化量越大，调剖效果越明显。因此可以通过调剖前后吸水指数变异系数的相对变化量，半定量化评价调剖效果。

图5 S油田历年调剖前后吸水指数变异系数相对变化量

4 矿场应用与实践

S油田F8～F13井组经过长期注水开发，优势通道普遍发育，2014年9月于该井组实施分级组合深部调剖。通过将冻胶放置在近井地带封堵优势通道，将微球放置到远井地带改变微观液流方向，从而达到深部调剖的目的。通过公式（8）计算调剖前后F8、F13井的吸水指数变异系数相对变化量（图6），并与历年调剖井评价指标进行对比，可以看出两口井的吸水指数变异系数相对变化量均较大，说明调剖后各渗透层的吸水能力差异程度变小，吸水剖面变均匀，调剖措施见效。井组实际开采曲线如图7所示，井组含水下降8%，产油量由321 m3/d增加到395 m3/d，累增油达1.6×104m3，进一步验证了调剖措施实施良好。

图6 F8和F13井调剖前后吸水指数变异系数相对变化量

图7 S油田F8-F13井组采油曲线

5 结论

（1）利用数值模拟方法，分析了渗透率级差、原油黏度、调剖半径等因素对调剖效果的影响，揭示了不同油藏条件下调剖效果差异的原因，为后期调剖提供了理论依据。

（2）在吸水剖面资料基础上，建立了调剖效果评价模型，以吸水指数变异系数相对变化量为评价指标，半定量化评价调剖效果。

（3）根据调剖半径对调剖效果影响图版，选取合理的调剖半径，并应用所建立的调剖效果评价模型，评价油田实际调剖效果。

符号注释

[1] 熊春明，唐孝芬．国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J]．石油勘探与开发，2007，34（1）：83–88．

[2] 冯其红．聚合物驱后深部调驱理论与技术[M]．山东东营：中国石油大学出版社，2007：135–146．

[3] 冯其红，陈月明，姜汉桥，等．区块整体调剖效果预测[J]．石油大学学报（自然科学版），1997，21（4）：30–32．

[4] 乔二伟，李宜坤，刘平良，等．油田区块整体调剖压力指数决策技术及应用[J]．钻采工艺，2000，23（5）：28–32．

[5] 冯其红，陈月明，姜汉桥．区块整体调剖一体化技术研究[J]．石油钻采工艺，1999，21（2）：74–79．

[6] 白宝君，唐孝芬，李宇乡．区块整体调剖优化设计技术研究[J]．石油勘探与开发，2000，21（3）：60–62．

[7] 钱钦，尚朝晖，于法珍，等．水驱油田调剖最佳封堵半径的确定[J]．石油天然气学报（江汉石油学院学报），2005，27（3）：368–370．

[8] 徐耀东，任允鹏，丁良成，等．基于支持向量机的调剖效果预测方法研究[J]．断块油气田，2007，14（2）：50–52．

[9] 袁士宝，陈月明，蒋海岩，等．油田调剖效果的多层次模糊分析方法[J]．系统工程理论与实践，2006，12（5）：127–129．

[10] 张安刚．单井调剖优化设计方法研究[D]．山东青岛：中国石油大学（华东），2011：1–67．

编辑：王金旗

1673–8217（2017）05–0113–04

TE34

A

2017–03–23

张伟，油藏工程师，1989年生，2014年毕业于中国石油大学（华东）油气田开发工程专业，现从事调剖调驱及提高采收率专业工作。

“十三五”国家科技重大专项“渤海油田加密调整及提高采收率油藏工程技术示范”（2016ZX05058–001）。