渤海稠油油藏“调剖+乳化降黏”技术研究及矿场试验效果*

王 楠，刘义刚，张云宝，，薛宝庆，卢祥国，曹伟佳

（1.中海石油（中国）有限公司天津分公司研究院，天津塘沽300450；2.提高油气采收率教育部重点实验室（东北石油大学），黑龙江大庆 163318）

渤海地区稠油资源量十分巨大，占总资源量近80%。由于渤海稠油油藏储层胶结疏松、渗透率高和非均质性严重，加之边水和底水比较活跃，水侵现象比较严重，导致水驱采收率不超过20%［1-3］。LD5-2 油田位于渤海辽东湾海域，西北距绥中市约55.0 km，东与绥中36-1油田紧邻。油田所在海域平均水深32 m。油田迭合含油面积10.20 km2，探明石油地质储量6034.50×104m3，每平方千米可控制石油地质储量591×104m3，具有较大资源潜力。据统计该油田垂向埋深（垂深）一般在1200数1800 m 之间，油层地下温度50数66℃，地下原油黏度41数210 mPa·s，50℃下的地面原油黏度一般为300数8000 mPa·s，属于高黏原油，同时该区块原油具有密度大、胶质沥青质含量中等、含蜡量低、凝固点低等特点［4-5］。

近年来，渤海在 NB35-2、LD5-2 和 BZ282 等区块开展了聚合物凝胶调驱矿场试验，取得了较好的增油降水效果［6-8］；为发挥调驱和热采协同效应，在NB35-2油田B17、B6和B20M等井组进行了“调驱-热采”联合作业矿场试验，取得了较好的增油降水效果［9-10］。但由于热采工艺不仅燃料成本高，而且井筒保温和相关井下工具耐温性也面临极大挑战，同时也给油井防砂技术提出了更高要求。因此，采用热流体降低稠油黏度的做法不仅经济评价难以达标，而且技术上也面临许多难题。与热降黏相比，乳化降黏将降黏剂溶液与稠油混合，形成以稠油为分散相、水为连续相的O/W 型乳状液［11-13］。由于连续相水黏度较低，乳状液流动过程中内摩擦力为水相间内摩擦力，大大降低了渗流阻力和能量消耗，同时提高了油井原油产量［14-16］。乳化降黏不仅技术相对简单，而且药剂费用较低，已成为渤海稠油开发的有效技术手段。介于渤海地区稠油资源量和开发需求，孟祥海等［17］以渤海LD5-2油藏为例，对稠油降黏剂的注入参数包括浓度、段塞尺寸和注入时机，以及调剖剂注入参数包括段塞尺寸和调剖时机对增油降水效果影响物理模拟实验进行优化，从技术经济角度考虑，推荐强化分散剂加量范围400数800 mg/L，段塞尺寸0.05数0.1 PV；考虑到目标储层非均质性比较严重，推荐采用“调剖+乳化降黏”措施组合方式，调剖剂段塞尺寸0.05数0.075 PV，措施实施时机为含水率65%数90%。笔者参考前期室内物理实验模拟结果，获取数值模拟关键输入参数，优化矿场试验方案，对其他稠油油藏开展“调剖+乳化降黏”措施技术具有重要参考价值。

1 数值模拟

1.1 目标井组B15井概况

B15 井组位于油田边部地区，周边受效油井为B13、A24、B16、A18、B9 和 B14M 井（图1），各受效井生产数据统计结果见表1。B15 井组地质储量为183.05×104m3。截至2015年9月1日，B15井组累产油41.67×104m3，采出程度22.76%，预计水驱至含水98%时累计产油量57.28×104m3，采收率31.29%。

图1 B15井组井位图

表1 B15井组受效井生产情况

1.2 试验方案增油效果预测

采用CMG 软件（加拿大CMG 公司）进行数值模拟研究，通过拟合物理模拟成果获取数值模拟关键输入参数，优化矿场试验方案。

由于LD5-2 油田目标储层非均质性比较严重，拟采用“调剖+乳化降黏”组合调驱措施。在数值模拟中，考虑影响因素包括稠油降黏剂浓度、段塞尺寸和调剖剂段塞尺寸等。其中，稠油降黏剂为胜利油田恒宇科工贸有限责任公司生产的非离子表面活性剂，有效含量为45%；聚合物为中海油天津分公司提供的高分聚合物，相对分子质量为1900×104，有效含量为90%；交联剂为中海油天津分公司提供的Cr3+交联剂，有效含量为2.59%。调剖剂为Cr3+聚合物凝胶（cp=4000 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1），其水平取值设计见表2。若每个影响因素取3个水平，则可以采用正交设计表L9（33）安排试验，见表3。

按照正交表设计方案进行数值模拟研究，实验结果见表4，其中采收率增幅指各方案最终采收率与水驱采收率的差值。

1.2.1 正交试验方案直观分析

根据正交数值试验设计原理，最优方案并不一定从试验方案中产生，需通过计算分析确定。用表示第j 个因素第i 水平所对应试验指标之和，则该因素第i水平的平均试验指标均值为：

表2 正交设计因素与水平值

表3 L9（33）正交表

表4 B15井组采收率数值模拟实验结果

式中，ri—第j 个因素第i 水平的试验次数。各因素水平均值极差为：

通过计算各注采参数不同水平试验指标均值kij及各指标均值极差Rj，可进行以下研究：（1）找出每个注采参数最优水平，将各注采参数最优水平组合起来，得到该试验的最优注采参数组合方案；（2）依照各注采参数均值极差大小对各注采参数重要性进行排序，极差越大，该注采参数越重要。

B15井组水井强化分散剂注入参数正交试验方案直观分析结果见表5。B15 井组水井（B15 井）稠油降黏剂药剂浓度、段塞尺寸和调剖剂段塞尺寸等参数最优水平分别为：1600 mg/L、0.08 PV 和0.03 PV。利用该最优注采参数组合进行数值模拟计算（即“方案9”），其累计产油量为62.89×104m3，累计增油量为5.61×104m3，采收率增幅为3.06%。极差分析表明，各注入参数对稠油降黏剂增油降水效果影响主次顺序为：稠油降黏剂段塞尺寸＞调剖剂段塞尺寸＞稠油降黏剂药剂浓度。

表5 正交试验方案直观分析表

1.2.2 动态特征

B15 井组分别实施水驱、“方案1”（较差正交设计方案）和最优方案（“方案9”）时的动态特征曲线见图2。与水驱和“方案1”相比，“最优方案”日产油量较高，含水率较低。

图2 B15井组实施3种方案时产油量（a）、含水率（b）与时间的关系

2 矿场试验效果分析

根据物理模拟和数值模拟结果，对目标井组B15井实施“Cr3+聚合物凝胶调剖（cp=4000 mg/L，聚∶Cr3+=180∶1，下同）+稠油降黏剂”组合措施，受效油井B13、A24、B16、A18、B9 和B14m 正常开采，注入井注入压力特征和油井增油效果如下。

2.1 注入井

注入井B15 井“调剖+乳化降黏”施工前后共进行了5次压降试井，压降曲线测试结果见图3。B15井II油组和III 1油组压降变化趋势相同。调剖前压力指数PI 值较低，调剖后压力明显升高，PI 达到最高值，表明调剖剂在储层内滞留，增加了渗流阻力，提高了有效压力梯度。与调剖结束时相比，稠油降黏剂注入期间PI 值变化不大，虽略有下降，但仍保持较高压力值，表明稠油降黏剂注入后调剖效果依然有效。这确保稠油降黏剂能转向进入剩余油较高的中低渗透层，进而发挥乳化降黏和扩大波及体积的作用。

图3 B15井不同油组的压降曲线

2.2 油井

B15 井组包含 6 口油井：B13、B14M、A19S1、A18、B16、A24、B26H。措施后，油井初步见到增油降水效果。截至2017年8月27日，按照净增油法统计（表11），井组阶段累计增油6906.4 m3，措施效果还在持续跟踪和统计中。

表6 B15井组增油降水效果统计表

3 结论

参考前期室内物理实验模拟结果，获取数值模拟关键输入参数，包括稠油降黏剂浓度、段塞尺寸和调剖剂段塞尺寸，通过正交试验方案模拟得到注入参数对稠油降黏剂增油降水效果影响的主次顺序为：稠油降黏剂段塞尺寸＞调剖剂段塞尺寸＞稠油降黏剂药剂浓度。

综合物理模拟和数值模拟结果，推荐B15 井组提高采收率措施为“调剖剂+稠油降黏剂”组合，其中稠油降黏剂（非离子表面活性剂）浓度和段塞尺寸最优水平为：1600 mg/L和0.08 PV，调剖剂药剂组成：cp=4000 mg/L、聚∶Cr3+=180∶1，段塞尺寸0.03 PV。按该参数组合施工，预计累计产油量62.89×104m3，累计增油量 5.61× 104m3，采收率增幅3.06%。矿场试验取得明显增油降水效果，截至2017年8月27日，净增油6906.4 m3。