杨会峰，凌 卿，孟国平，贾永康，鞠 野，张文喜

（1.中海油服油生事业部增产中心，天津 300459；2.中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津 300457）

渤海大多数油田经过多年的强注强采导致油藏普遍发育水窜通道，层间、层内和平面矛盾日益突出，非均质性加剧，注水形成无效循环，含水率快速上升，大部分油井处于中高含水率阶段，油井产量递减明显，亟待开展稳油控水措施[1-4]。调驱技术作为渤海油田稳油控水的一项重要技术，在渤海油田广泛应用；但往往单井组开展调驱作业不仅作业效率低，而且效果难以保障，井间干扰严重，油井见效率低，增油无法达到预期效果[5-7]。区块整体调驱技术采用砂体整体综合治理思路，一井一策、优化筛选最优调驱体系，多井组同时开展作业[8-9]，采用集成式在线调驱注入工艺，缩减设备占地面积的同时，提高作业效率，提升作业质量。本文进行了室内评价实验优选整体调驱体系，采用了整体调驱设计方法，现场试验效果良好。

1 目标砂体开发现状和解决思路

1.1 开发现状

K 油田X 砂体属于受断层控制的构造岩性油藏，该砂体含油面积1.53 km2，有效厚度7.2 m。平均孔隙度28.1%，渗透率在88.1～3 812.0 mD，平均1 044.0 mD，渗透率平面级差7.6，差异显著。砂体东南部物性好，西北部物性差。该砂体为3 注4 采井网，油井：O1、O2、O3、O4，水井：W1、W2、W3，井位及其对应渗透率和油井含水率分布见图1，其中W2井有一层厚0.5 m、3 000.0 mD的高渗层。氯根化验结果判断所有油井均已注入水突破，含水率呈快速上升趋势。作业前油井综合含水率90.8%。该砂体探明石油地质储量177.67×104m3，累计产油75.43×104m3，累计采出程度42.45%，局部剩余油富集，具有较好的挖掘潜力。该区块相对封闭，注采关系对应明显，适合开展整体调驱措施。

图1 井位、渗透率和含水率分布图

1.2 存在问题及解决思路

根据X 砂体的开发现状，综合考虑区块孔渗分布和储层矛盾，决定采取“堵+调”相结合的思路进行整体调驱，堵：注入封窜段塞，对储层优势通道/高渗条带进行预处理；调：注入深调段塞，对储层深部次级通道进行封堵。通过“封窜+深调”组合段塞，处理油藏不同位置的窜流问题，改善储层深部流场转向，扩大注水波及体积，减少无效水循环，提高区块整体采收率（表1）。

2 实验评价

2.1 实验材料

实验药剂：水基微球，WS-1 平均粒径0.35 μm，WS-2 平均粒径3.80 μm；普通油基微球NM-2，平均粒径1.50 μm；乳液聚合物、交联剂、助剂，均由中海油田服务股份有限公司提供。

实验材料及设备：天平（0.000 1 g）；烧杯；胶头滴管；搅拌器；激光粒度仪；均质岩心（渗透率700.0 mD）；双层非均质岩心（渗透率500.0 mD 和3 000.0 mD）；高温高压岩心驱替装置；哈克流变仪等。

实验用油为油田油样，实验用水为油田生产水，离子组成见表2。

2.2 实验评价与结果

2.2.1 水基微球

（1）评价注入性和封堵性。将0.5%的水基微球WS-1、WS-2 和普通油基微球NM-2，以0.5 mL/min 注入700.0 mD 的均质岩心，模拟评价三种微球在X 砂体中的注入性。然后将注入性评价后的岩心在油藏条件下放置15 d，后续水驱6 PV，模拟评价三种微球在X砂体中的封堵性，实验结果见图2、表3。

表3 三种微球阻力系数和残余阻力系数结果

图2 微球注入性和封堵性评价结果

由图2、表3 可知，水基微球WS-1 和WS-2 在模拟X 砂体油藏渗透率的岩心中的阻力系数均小于2.0，注入性明显优于普通油基微球NM-2。就封堵性而言，普通油基微球NM-2 的残余阻力系数达到22.0，封堵性最好；但水基微球WS-1 和WS-2 的残余阻力系数仍达到8.2 和13.0，表明两种水基微球的封堵能力也较强，可以满足作业需求。综上，综合考虑注入性和封堵性，水基微球WS-1 和WS-2 在X 砂体的适配性更好，不仅解决了常规调驱剂在中低渗油藏注入难的问题，还能提供较强的深部封堵作用。

（2）评价提高采收率能力。采用均质岩心，评价水基微球WS-1、WS-2、普通油基微球NM-2 以及水基微球WS-1+WS-2 组合体系的提高采收率能力，实验条件见表4，实验结果见图3、表5。

表5 不同微球体系提高采收率结果

由图3、表5 可知，水基微球体系的提高采收率能力（14.84%、12.10%）均强于普通油基微球NM-2（9.63%），水基微球组合体系的提高采收率能力最强（18.30%），比普通油基微球采收率增幅提高8.67 个百分点。分析原因，大粒径水基微球主要依靠单个颗粒封堵孔喉，小粒径水基微球则通过多个颗粒自聚集粘连的颗粒簇封堵孔喉，这种半刚性的封堵作用较强，能更高效地提高后续注水波及体积。油基纳米微球则是颗粒通过吸水膨胀封堵孔喉，随着注入压力增加，吸水膨胀的微球会被压缩变形通过孔喉，因此，其封堵作用稍弱于水基微球。水基微球组合体系则是先采用大粒径水基微球对较大的孔喉进行封堵，随后注入的小粒径水基微球单个颗粒或多个聚集成团封堵较小的孔喉，对不同尺寸的孔喉均具有良好的封堵作用，因此，其提高注水波及体积最大，提高采收率效果最好。

2.2.2 初低黏缓凝凝胶

（1）评价成胶性能。配制不同浓度的凝胶溶液，放置在油藏温度恒温箱中，定期观测凝胶状态并测量黏度，实验结果见图4。

图4 不同凝胶体系成胶性能评价

由图4 可知，综合考虑现场作业安全性、成胶效果和凝胶性能需求，优选适用于X 砂体W2井的凝胶体系为0.9%初低黏缓凝凝胶体系：0.9%乳液聚合物+0.3%交联剂+0.3%助剂。该体系初始凝胶溶液初始黏度10 mPa·s，初凝时间3 d，完全成胶时间7 d，胶体黏度12 000 mPa·s；实验结果表明该凝胶体系初始黏度低、初凝时间长，保障了注入性的同时保证了注入安全；完全成胶后胶体强度大，封堵作用强，满足封堵W2井高渗条带需求。

（2）评价注入性和封堵性。按照上述浓度配制好的凝胶体系，以0.5 mL/min 注入500.0 mD 和3 000.0 mD的双层非均质岩心，模拟评价优选凝胶在W2井的注入性。然后将注入性评价后的岩心在油藏条件下放置15 d，进行后续水驱6 PV，模拟评价优选凝胶在W2井的封堵性，实验结果见图5、表6。

表6 凝胶体系注入性和封堵性评价结果

图5 凝胶体系注入性和封堵性曲线

由图5、表6 可知，注入阻力系数最高为11.16，优于常规的高黏凝胶注入性（阻力系数一般不小于20.00），岩心各处的封堵率均大于85.00%，残余阻力系数在10.00 左右，表明凝胶体系具有良好的注入性、封堵性、耐冲刷性和深部运移性。

2.2.3 凝胶+微球复合体系 采用两层非均质岩心，评价单一凝胶体系、凝胶+微球复合体系的提高采收率能力，以便优选作业组合体系，实验条件见表7，实验结果见图6、表8。

表8 不同体系提高采收率结果

图6 不同体系的驱油效果

由图6、表8 可知，初低黏缓凝凝胶+水基微球复合体系的提高采收率能力强于单一的凝胶体系，其采收率增幅比单一凝胶体系的高7.3 个百分点。分析原因，该复合体系主要是通过发挥凝胶强封堵和水基微球深调的协同作用，先注入的凝胶溶液沿着岩心高渗层驱替，并在岩心高渗层中成胶，对高渗层形成了有效封堵，使得后续微球驱/水驱主要沿着岩心低渗层驱替，有效启动了水驱阶段未动用的低渗层，且后续注入的水基微球可对岩心低渗层的次级水通道形成一定的封堵，进一步扩大注水波及体积，从而实现更高的采收率。

3 方案设计

3.1 用量设计

3.1.1 调驱总量设计 根据体积法计算X 砂体整个措施区块调驱段塞用量体积，体积法具体计算公式为：

式中：V－区块整体调驱段塞总体积，m3；R－区块整体外沿半径，取调驱井组平均油水井距，m；h-调驱层厚度，m；Φ-孔隙度；η-注入孔隙体积倍数，当η 取0.08 时，达到最优投入产出比。按照上述公式计算区块整体调驱总体积为67 600 m3。

3.1.2 单井用量设计 根据权重系数法劈分X 砂体单井调驱段塞用量，具体计算公式为：

式中：V-整体调驱用量，m3；Vi-区块每口水井调驱用量，m3；wi-每口水井调驱用量占比，相加等于1；α-水井注水控制面积权重，β-水井注水量权重，α+β=1；Ai-每口水井注水控制面积占比，相加等于1；Bi-每口水井注水量占比，相加等于1。按照上述公式计算每口水井调驱用量分别为W1：22 000 m3、W2：18 000 m3、W3：27 600 m3。

3.1.3 单井封窜段塞及深调段塞用量设计 根据体积法计算X 砂体单井封窜段塞及深调段塞用量，体积法具体计算公式为：

3.2 段塞设计

结合X 砂体油藏情况和室内实验评价结果，W1和W3井设计了3 段塞式：（1）试注段塞：0.1%～0.7%的水基微球WS-2；（2）封窜段塞：0.3%～0.7%的水基微球WS-2 调驱段塞；（3）深调段塞：0.1%～0.4%的水基微球WS-1。W2井设计了4 段塞式：（1）试注段塞1：0.6%～0.9%的乳液聚合物；（2）封窜段塞：0.6%～0.9%乳液聚合物+0.2%～0.3%交联剂+0.2%～0.3%助剂；（3）试注段塞2：0.2%～0.7%的水基微球WS-1；（4）深调段塞：0.2%～0.7%的水基微球WS-1。

3.3 注入工艺设计

考虑海上平台作业空间受限，且三井同时作业，采用了集成式在线注入工艺，其中凝胶调剖作业采用集成式在线调剖注入撬，相对于常规的在线调剖设备，其占地面积缩减了60%；微球调驱作业采用集成式在线调驱注入撬，相对于常规的在线调驱设备，其占地面积缩减了50%。实现作业全部在线注入的同时，作业设备集成化程度高、智能显示、操作简单，减少了调驱作业对平台其他作业的影响，节约人力和时间。

4 矿场应用及效果评价

4.1 区块整体见效情况

X 砂体整体调驱作业施工后，4 口油井陆续全部见效，作业期间已累计增油9 599 m3，作业后区块仍保持日净增油50.42 m3，区块整体含水率下降8.0%，整体调驱措施稳油控水效果明显。

4.2 典型油井见效情况

整体调驱作业施工半个月后O3井开始见效，作业期间该井累计增油8 100 m3，该井最高日净增油41.38 m3，含水率最高下降21.2%，该井已持续见效11个月，且仍保持日净增油39.50 m3的良好受效态势，其受效情况见图7。

图7 典型井受效情况

4.3 水井情况

施工过程中，3 口水井均持续缓慢升压，视吸水指数降低，表明药剂在油藏中的封堵作用逐步加强，其中W1井升压4.8 MPa，视吸水指数下降58.6%；W2井升压3.5 MPa，视吸水指数下降25.2%；W3井升压7.6 MPa，视吸水指数下降85.9%。

4.4 流场改善情况

施工前，W1、W3井向O3、O4方向发育水窜通道，W2井向O1方向发育水窜通道，整个砂体的大部分注水沿着水窜通道形成无效水循环。施工后，O1、O2、O3、O44口油井含水率均降低，尤其是中心井O3井平均含水率下降18.0%，最高含水率下降21.2%；表明作业后，药剂体系在X 砂体的水窜通道中形成良好的封堵作用，致使砂体深部液流发生转向，提高了注水波及控制面积，流场改善效果明显。

5 结论

（1）为解决渤海K 油田X 砂体高含水率和含水率快速上升问题，开展了“水基微球”和“初低黏缓凝凝胶”的在线调驱体系评价实验。结果表明，在线调驱体系均具备良好的注入性、封堵性和提高采收率能力；其中水基微球组合体系相比普通油基微球调驱体系采收率增幅提高8.67 个百分点，“初低黏缓凝凝胶+水基微球”复合体系相比单一凝胶体系的采收率增幅提高7.3个百分点。

（2）根据室内评价结果，结合渤海K 油田X 砂体的油藏问题，设计了区块整体调驱方案。矿场应用结果表明：在线调驱体系注入性良好、水井缓慢起压；封堵性良好、水井视吸水指数降低；整体调驱作业施工后，油井全部见效，施工期间已累计增油9 599 m3，技术有效期已超过11 个月，作业后仍保持日净增油50.42 m3，整体调驱措施稳油控水效果明显。

（3）渤海K 油田X 砂体整体调驱技术在海上高含水率、非均质性强和渗透率差异显著的区块具有良好的适用性，其整体调驱方案设计方法可为海上类似区块开展稳油控水措施提供借鉴。