裂缝性油藏聚合物微球调剖效果及流线场分析

2012-09-06黎晓茸贾玉琴中石油长庆油田分公司油气工艺研究院陕西西安710021

石油天然气学报 2012年7期

关键词：产液产油量流线

黎晓茸，贾玉琴（中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710021）

樊兆琪（中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249）

杨棠英，刘笑春（中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710021）

裂缝性油藏聚合物微球调剖效果及流线场分析

黎晓茸，贾玉琴（中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710021）

樊兆琪（中国石油大学（北京）石油工程学院，北京102249）

杨棠英，刘笑春（中石油长庆油田分公司油气工艺研究院，陕西西安710021）

基于实际裂缝性油藏聚合物微球试验区调剖前后的动态数据分析，建立了试验区井组流线模型，综合评价了试验井组聚合物微球调剖效果，提出了调剖后注水井压力响应特征与油井见效特征。应用试验井组流线模型，从可视化流线场角度对比了试验区注入聚合物微球前后流线及波及系数的变化。最后，根据试验区注聚合物微球效果评价，提出了提高裂缝性油藏波及系数的措施。

裂缝性油藏；聚合物微球；调剖；流线场；效果评价

裂缝性油藏开发过程中，由于注采井间裂缝、高渗通道较为发育，造成注入水沿裂缝、高渗通道方向窜流，导致油井产油量低等问题，深部调剖技术［1，2］可以有效封堵裂缝、高渗通道以改善油井工作状况，聚合物微球是近年提出来的深部调剖剂。雷光伦等［3］利用微材料合成方法，设计合成了孔喉尺度聚合物凝胶微球，并进行了微球在多孔介质中流动的室内实验和现场初步试验。现场试验表明，孔喉尺度聚合物凝胶微球对油层具有良好的适应性，可显著降低高含水油井的含水率，增加原油产量。张霞林等［4］研制了一种暂命名为“聚合物弹性微球乳液”的新型调剖驱油剂，并通过室内实验表明聚合物弹性微球乳液是一种具有潜力的调剖驱油剂。自聚合物微球被提出以后，众多学者［5～8］开展了相关的室内实验，研究了聚合物微球的性能及其影响因素；同时，国内许多油田针对聚合物微球开展了矿场试验，部分矿场试验增产效果明显［5，9～12］。关于聚合物微球的研究较多，但是评价聚合物微球试验效果的系统方法仍是空白。为此，笔者从矿场动态出发，建立了聚合物微球调剖效果系统评价方法，以指导聚合物微球矿场试验后的措施调整，为更好地开展深部调剖提供理论依据。

1 实际裂缝性油藏试验区概况及调剖实施方案

1．1 试验区概况

试验区油层埋深1800m左右，平均有效厚度12．4m，孔隙度12．74%，渗透率1．81×10－3μm2。2006年6月以后，试验区逐渐增加月注水量，月注采比从2．0增大到2．5左右，油井产液稳定，含水率上升速度加快，产油量逐渐降低，由4．5t／d（2006年1月）降至3．2t／d（2010年5月）。油井动态数据显示，试验区部分油井含水率上升较快，注采井间存在高渗通道。针对以上问题，选取试验区3个反九点注水井组（图1）开展了聚合物微球调剖试验。

图1 试验区调剖井组

1．2 实施方案

试验区内3口注水井于2010年6月开始注入聚合物微球，均采用4段塞注聚模式。其中，第1、2段塞浓度和注入时间相当，第3段塞的浓度较小，为第1、2段塞的1／2或2／3，注入时间为70～80d。微球尺寸组合模式：μm级＋nm级＋nm级＋μm级。具体注入参数见表1。

表1 试验区聚合物微球注入参数

2 试验区效果评价

2．1 试验区注水井压力响应特征

聚合物微球注入地层后受注入水的推进作用进入大孔径喉道，膨胀封堵后可迫使注水井注入压力抬升，大量室内试验证明了这一观点［5，7］。所以，注入压力可作为矿场评价聚合物微球封堵效果的标准之一。

依据矿场数据绘制注水井压力响应曲线，观察92－36井注水压力曲线（图2（a））发现，在日注水量不变的前提下，油压、套压曲线呈“阶梯”型上升，2条曲线变化模式与文献［5］中室内试验结果相似。94－36井与92－36井注水压力曲线变化趋势相同。观察94－34井注水井压力曲线（图2（b））发现，在日注水量不变的前提下，油压、套压曲线呈“几”字型上升。

图2 试验井组注水井压力响应

试验区注入聚合物微球初始尺寸为：μm级＋nm级，小于孔喉半径，在地层中运移时不断水化膨胀，直至堵塞孔喉发生封堵，封堵后表现为注水压力曲线有一个抬升段；封堵一定时间后，当注水压力抬升到足够大时，微球发生弹性变形，突破孔喉向前运移直至下次封堵，表现为注水压力曲线有一个水平段。聚合物微球浓度降低至不能封堵孔道后随注入水产出。92－36井“阶梯”型注水压力曲线表明聚合物微球在92－36井组内能有效封堵大孔道，调剖效果较好，注入聚合物微球期间注入压力抬升10．6%。94－34井“几”字型注水压力曲线表明聚合物微球在94－34井组内封堵时效较短，发生一次封堵后失效，注入聚合物微球期间注入压力仅抬升4．7%。由此说明，所用聚合物微球尺寸与94－34井附近地层孔喉尺寸不匹配，聚合物微球调剖效果较差，建议重新筛选出与孔喉尺寸相匹配的聚合物微球。

2．2 试验区油井见效特征

聚合物微球注入地层后发生封堵，迫使原来高渗通道方向的注入水转向进入低渗透区域，有效增大了注入水的波及体积。所以，可以从油井动态角度开展矿场聚合物微球封堵效果评价。

统计整理3个试验井组动态数据，得到井组平均动态变化曲线，见图3。观察发现92－36井组注入聚合物微球期间产液量、产油量呈现“U”型变化，注入聚合物微球结束一段时间后，产液量、产油量迅速下降。94－36井组动态变化趋势与92－36井组相似。相比92－36井组，94－34井组动态注入聚合物微球期间产液量、产油量无明显上升趋势。

图3 试验井组动态曲线

由于聚合物微球能有效封堵高渗通道，迫使液流转向，在低渗透区域没有被有效动用的情况下，油井供液暂时不足，产液量、产油量降低，即92－36井组动态曲线中“U”型下降阶段；低渗透层中的原油被驱替至油井后，产液量、产油量回升，对应“U”型上升阶段。而94－34井组注入的聚合物微球封堵效果较差，低渗层动用程度很低，所以产液量、产油量没有上升阶段。随着注入水的驱替，聚合物微球的封堵性能逐渐失效，注采井之间的高渗通道再次连通，低渗层不能被有效波及，导致油井产液量、产油量大幅降低。

基于试验区3个调剖井组的动态数据可知：92－36井组与94－36井组聚合物微球调剖效果较好，94－34井组调剖效果不明显。但对比井组、单井动态发现，从注入聚合物微球至单井产量开始大幅递减，油井产液量、产油量升高或稳定的持续时间小于6个月，即注聚合物微球有效期较短。随聚合物微球变形、突破、运移，聚合物微球沿程浓度逐渐降低，不易再次发生暂堵是注聚合物微球有效期短的主要原因。因此，适当加大聚合物微球用量或者多段塞间歇式注入聚合物微球能有效延长有效期。

3 试验区流线场

3．1 流线模型建立

基于应用广泛的流线模拟器Frontsim，结合试验区实际参数，建立注入聚合物微球的流线模型，模型参数见表2。模型中部署反九点井网（图1），井排距330m×170m。

表2 试验区参数

3．2 流线对比

在所建立试验区流线模型的基础上进行试验区动态历史拟合，调整试验井组内高渗通道的分布及规模（方位、导流能力等），在保证拟合精度的前提下，得到试验井组注入聚合物微球前的流线分布，见图4（a）。应用属性场重启手段实现聚合物微球调剖的效果，结合试验区物性参数，得到试验井组注入（）。

图4 92－36井组流线分布对比

如图4所示，聚合物微球调剖前，92－36井组内的流线分布不均匀，由于高渗通道的存在，由注水井发散的流线多聚集于上半个井组，其余部分流线稀疏，且动用程度较低；92－36井注入聚合物微球后，有效封堵了高渗通道，流线发生转向，井组内流线分布相对均匀，未动用区域得以有效动用。应用统计学方法计算调剖前后的波及系数发现，相比调剖前，井组波及系数提高0．9%。