水驱深部调驱专题.docx
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水驱深部调驱专题
水驱油藏深部调驱技术现状及发展
编写：
耿鲁营
审核：
李晓庆
孤东工艺所
2011年1月
一、堵水调剖工艺的潜力
油井出水是油田（特别是注水开发油田）开发过程中普遍存在的问题。
由于地层原生及后生的非均质性、流体流度差异以及其他原因，在地层中形成水流优势通道，导致水锥、水窜、水指进，使一些油井过早见水或水淹，水驱低效或无效循环。
堵水调剖技术一直是油田改善注水开发效果、实现油藏稳产的有效手段。
我国堵水调剖技术已有几十年的研究与应用历史，在油田不同的开发阶段发挥着重要作用。
但油田进入高含水或特高含水开采期后，油田水驱问题越来越复杂，堵水调剖等控水稳油技术难度及要求越来越高，推动着该技术领域不断创新和发展，在技术研究与应用方面取得了较多新的进展，从表1和表2可看到，近年来全国各油田大量的现场应用和取得的效果表明，堵水调剖工艺至今在控水稳油上仍然有相当的潜力，在改善高含水油田注水开发效果方面获得了显著效果。
表1 调剖堵水试验区情况
序号
试 验 区
区块数
调剖井次
增产油量Qo/t
1
濮城油田西、南区沙二上2+3层系
6
91
22491
2
文明寨油田明一东块和马寨油田卫95块
2
135
23852
3
渤南油田五区沙三91-2层
1
20
11756
4
桩西油田桩52块和桩45块
2
18
11730
5
广利油田莱38块
1
15
11170
6
埕东油田埕4南块
1
17
12595
7
临盘油田盘226块
1
6
8662
8
乐安油田草13块
1
15
9394
9
喇嘛甸油田中部东块
1
6
10434
10
曙光油田曙266块
1
8
3162
11
兴隆台油田马20块
1
11
3246
12
科尔沁油田包1块
1
50
13285
13
蒙古林油田西部、中部和北部
3
129
64981
小计
22
521
206758
表2 试验区调剖堵水的经济效益
序号
试验区
单位堵剂增油量
qo/（t.m-3）
投入产
出比
1
濮城油田西,南区沙二上2+3层系
0.58
1∶4.45
2
文明寨油田明一东块和马寨油田卫95块
0.54
1∶4.02
3
渤南油田五区沙三91-2层
2.31
1∶5.30
4
桩西油田桩52块和桩45块
3.8
1∶5.00
5
广利油田莱38块
1.73
1∶8.92
6
埕东油田埕4南块
1.17
1∶5.22
7
临盘油田盘2-26块
1.13
1∶8.20
8
乐安油田草13块
2.08
1∶6.00
平均值
1.67
1∶5.90
目前调剖堵水在控水稳油中之所以有潜力，主要是由于试验区块油层中由于开发程度的不均匀有大量可采储量未被动用，这是区块整体调剖堵水能增产原油的物质基础。
二、常规调剖工艺的限度
1、堵剂使用的数量限度
堵剂使用的数量限度是指由投入产出的合理比值所决定的堵剂的最大用量。
濮城油田西区和南区调剖效果统计结果（表3）可以说明堵剂的使用存在一个数量限度。
从表3可以看到，调剖的投入与产出比值随着堵剂的不断注入而下降，投入与产出的合理比值决定着堵剂的最大用量。
表3濮城油田西、南区调剖效果统计
时间
第一年
第二年
第三年
注入堵剂体积/m3
38600
42659
8790
不考虑递减增产油量/t
13481
13522
2460
考虑递减增产油量/t
22491
23609
4030
单位堵剂增油量/（t.m-3）
不考虑递减
0.35
0.32
0.28
考虑递减
0.58
0.55
0.46
投入∶产出
不考虑递减
1∶3.49
1∶3.17
1∶2.80
考虑递减
1∶5.83
1∶5.53
1∶4.58
用平板模型研究了1m3堵剂的增油量与堵剂使用数量（即高渗区封堵百分数）的关系。
所用的平板模型的大小为20cm×20cm×1.5cm。
该模型的平面对角线有宽4cm的高渗区，其余是低渗区。
将饱和好油的平板模型按图1流程接入，驱油用水为黄河水，注入速度为1ml/min。
待采出液含水率达98%时，注入堵剂，继续以同样的速度注水。
当含水率再次达到98%时，再次注入堵剂。
如此重复，依次注入堵剂，直至注入堵剂后含水率不再下降为止。
图2为用平板模型进行驱油注堵剂试验时所得的采油曲线。
根据采油曲线可以计算出累积增油量与累积注入堵剂量的比值。
用此比值对累积堵剂量占高渗区孔隙体积的百分数作图，可得到单位堵剂增产油量与高渗区封堵率的关系（图3）。
图1 平板模型的驱油流程
图2 平板模型多次注入堵剂的采油曲线
图3 单位堵剂增油量与高渗区封堵率的关系
高渗区封堵百分数的增加，意味着进行了一次又一次的调剖。
从图3可以看到，在开始进行的调剖中，每注入1m3堵剂增产的油量增加，但当调剖的次数超过一定限度时，每注入1m3堵剂增产的油量减少。
室内试验结果也说明堵剂使用存在一个数量限度。
2、堵剂的作用机理限度
水驱采收率为波及系数与洗油效率的乘积。
按照这种关系，水驱采收率的提高有两种作用机理：
一是提高波及系数机理，二是提高洗油效率机理。
堵剂只是通过提高波及系数起到提高采收率的作用。
因此，堵剂仅限于在提高波及系数的范围内起作用，这就是堵剂的作用机理限度。
调剖堵水的发展趋势表现为对上述两个限度的突破所进行的努力。
3、突破堵剂使用的数量限度
为了最大程度提高调剖半径，实现深部液流改向，防止后续注入水快速绕流，延长调剖有效期，同时降低施工费用，在突破堵剂使用的数量限度上主要做了下列2个方面的工作。
（1）降低堵剂成本。
其中包括降低堵剂原料成本和降低堵剂的使用浓度。
使用水体改造后剩下的残渣（石灰泥）、造纸厂的废液（黑液）和热电厂产出的粉煤灰作堵剂原料，配成堵剂，用于调剖堵水，可以降低原料成本；
使用低浓度的聚合物与低浓度的交联剂配成的弱凝胶、CDG堵剂，从而降低堵剂浓度。
弱凝胶、CDG堵剂是通过形成低强度冻胶使其对压差小的深部地层进行封堵。
由于CDG堵剂的原料浓度低，所以其成本也低，因此可大量使用。
（2）合理组合堵剂。
注水地层的“深部”是由注水地层的压降梯度分布曲线决定的。
所谓深部是指近井地带以远的地带（包括过渡地带与远井地带）。
图4注水地层的压降曲线
表4根据注水地层压降曲线对离井眼不同距离地带的划分
地带
离井眼的距离（m）
近近井地带
0~3
近井地带
3~9
过渡地带
9~15
远井地带
15~50
远远井地带
>50
可将堵剂按地层压降漏斗的特点进行组合。
有不同强度的堵剂，其中强度较大的堵剂用于封堵近井地带，强度较小的堵剂用于封堵远井地带。
堵剂的合理组合可以在实现深部调剖目的的同时减少堵剂用量，从而降低堵剂的费用。
例如：
近井地带采用堵剂为：
强化高强度铬冻胶、高强度铬冻胶；
过渡地带堵剂：
中强度铬冻胶；
远井地带堵剂：
低强度铬冻胶。
4、突破堵剂的作用机理限度
堵剂只能在提高波及系数方面起作用。
为使堵剂突破这个机理限度，目前已研究了一种将深部调剖堵水与三次采油结合起来的技术，叫“2+3”深部调驱技术。
该技术要求对区块上的注水地层充分进行调剖堵水，最大限度地提高注入水的波及系数，发挥二次采油的作用。
在此基础上进行有限度的三次采油，注入少量含碱和（或）含表面活性剂的驱油剂，提高洗油效率，达到以最小投入得到最大产出的目的。
“2+3”技术中的主体技术仍是调剖堵水技术，在注入少量驱油剂前需用调剖堵水技术，注入少量驱油剂之中（如果需要）也要用调剖堵水技术，注入驱油剂之后还需用调剖堵水技术，使注入水均匀地在地层推进。
由于PI决策技术可及时提供调剖堵水的决策，所以PI决策技术是“2+3”技术的支持技术。
“2+3”技术的另一个支持技术是堵剂技术，因为堵剂技术可为注水井调剖和油井堵水提供高效、长效、廉价的堵剂。
“2+3”技术中需使用少量三次采油用的驱油剂，这种驱油剂与油之间的界面张力能达到超低界面张力（低于10-2mN/m的界面张力）。
在此界面张力下可使水波及处的不流动油变为流动油，有效地提高水的洗油效率。
图6说明了毛管数和三次残油饱和度与二次残油比值的关系。
毛管数的定义式为：
1.1、PI决策技术：
指以PI值为区块整体调剖决策参数的技术。
PI值由注水井井口压降曲线和PI值的定义式计算得到。
图7注水井井口压降曲线的类型
图8由注水井井口压降曲线计算
PI值的定义式：
式中，PI——注水井的压力指数（MPa）；
p（t）——注水井关井时间t后井口的油管压力（MPa）；
t——关井时间（min）。
1.2、调剖充分程度的判别
充分调剖技术的技术关键是调剖充分程度的判别。
多年来大港油田复杂断块强非均质油藏深部调剖取得的良好效果有效地证明了大港高含水高采出程度非均质油藏应用调剖扩大注水波及体积的潜力。
目前主力开发区块都进行过多轮次调整治理与挖潜，但随着油藏采出程度的提高、调剖处理轮次的增加以及调剖剂量不能有效放大等因素的影响，效果呈下降趋势，进一步挖掘剩余油潜力的难度不断加大：
一是多轮次调剖后，客观上要求处理深度和剂量有效放大，才能提高效果；二是要最大限度地发挥深部调剖扩大注水波及体积的作用。
因此需要开展调剖充分程度的判别研究。
调剖充分程度的判别有两个标准：
（1）调剖后，注水井的注水压力在达到配注要求的条件下大幅度提高；
（2）调剖后，由注水井井口压降曲线算出的充满度在0.65～0.95范围。
井口压降曲线是指井口注水压力随关井后的时间变化曲线，从一定程度上反映了地层高渗透层和大孔道的发育情况，当压降曲线陡，压降快，压力传递快，表明水在油层中渗流阻力小，存在高渗透带或大孔道的可能性大。
充满度是指井口注水压力随关井后的时间变化曲线下的面积占关井前注水压力p0与测试时间t的乘积的比值。
如图2所示。
图9调剖充满度的概念
式中，FD—充满度（FullDegree）；
p0—关井前注水井的注水压力；
t—关井后所经历的时间。
充满度FD的大小反映了地层渗透率大小。
若FD一0，表明地层有大孔道或高渗层；若FD一1，表示地层低渗或无渗透性。
2、有限度驱油技术
驱油剂配方由界面张力或物模试验最大采收率增值决定。
图10界面张力随质量分数变化的等值图
用该油田的注入水配制不同质量分数的HST-K和HST-A溶液，并测定它们于原油的界面张力，作出界面张力随质量分数变化的等值图。
从上图可以看出，当w（HST-K）为0.20%和w（HST-A）为0.07%时，界面张力低达4.7×10-5mN•m-1。
这时的两种表面活性剂含量称为复配的最佳含量。
由于驱油剂的洗油效率决定于界面张力，其值越低，洗油效率越高，因此该油田“2+3”试验区应以HST-K和HST-A按上述复配的最佳含量作为优化驱油剂配方。
驱油剂优化用量由物模试验决定。
表5由物模试验决定驱油剂优化用量
岩心号
试验目的
处理方法
水驱
采收率（%）
处理后水驱
采收率增值（%）
投入
产出比
13#
充分调剖
注入40mL调剖剂
29.02
19.79
1︰12.5
8#
单纯三次采油
注入96mL
驱油剂
12.58
17.71
1︰17.7
6#
充分调剖+0.003Vp*驱油剂
注入40mL调剖剂和1mL驱油剂
39.36
24.00
1︰14.1
14#
充分调剖+0.01Vp驱油剂
注入40mL调剖剂和3mL驱油剂
31.38
29.62
1︰16.1
9#
充分调剖+0.02Vp驱油剂
注入40mL调剖剂和6mL驱油剂
30.31
31.85
1︰18.1
10#
充分调剖+0.04Vp驱油剂
注入40mL调剖剂和12mL驱油剂
29.38
32.74
1︰14.2
11#
充分调剖+0.15Vp驱油剂
注入40mL调剖剂和50mL驱油剂
20.65
34.67
1︰13.2
12#
充分调剖+0.30Vp驱油剂
注入40mL调剖剂和96mL驱油剂
24.18
38.00
1︰9.5
3、调驱剂技术
调剖和驱油是不同的概念。
前者要求工作液（调剖剂）进入含水饱和度高的地方；后者要求工作液（驱油剂）进入含油饱和度高的地方。
但是调剖和驱油又是可以结合的。
例如聚合物驱，聚合物溶液首先进入含水饱和度高的高渗透层，增加了高渗透层的流动阻力，起调剖作用。
当注入压力增加到一定程度，聚合物溶液就可进入含油饱和度高的中低渗透层，起驱油作用。
因此调驱剂可分为两类，即单液法调驱剂和双液法调驱剂。
3.1、单液法调驱剂
单液法调驱剂应用最为普遍的就是弱凝胶深部调驱技术，是近年发展起来的用于注水井深部处理以改善井组水驱开发效果的一项提高采收率新技术，在国内外很多油田得到了广泛的研究应用，该技术使用接近于聚合物驱浓度的聚合物，加入少量延缓型交联剂，使之在地层内缓慢生成弱凝胶。
一方面弱凝胶具有一定的强度，能对地层中的高渗透通道产生一定封堵作用，使后续注人水绕流至中低渗透层，起到调剖作用；另一方面，由于交联强度不高，弱凝胶在后续注人水的推动下在该高渗透通道中还能通过挤压变形作用缓慢向地层深部移动，产生像聚合物驱一样的驱油效果，室内实验也证明弱凝胶确实存在深部运移能力（图11），从图中可以看出，弱凝胶堵后，第一测压点的压力随水驱体积的增加而逐渐降低，第三个测压点的压力随水驱体积的增加而逐渐升高。
表明弱凝胶具有深部运移特性。
这种动态的波及效果要远远好于固定凝胶的波及效果，从而能更大限度地扩大波及体积和提高驱油效率。
但是该工艺也存在以下问题：
（1）由于普通聚合物干粉溶解困难，往往需要60min以上，如果溶解不充分，会影响它的成胶时间和强度；
（2）成胶条件难以控制。
由于地层对聚合物和交联剂吸附能力不同，加上地层水的稀释，使得聚交比在地层中比例难以和地面一致，因而不易控制其在地层中得成胶时间和强度，甚至不能成胶；
（3）抗温、抗盐能力有限，不适应高温高矿化度油藏；
（4）体系强度较低，抗剪切能力差，在地层中难以保持稳定。
针对以上问题，近年来国内外相继开展了新型调驱剂得研究，诸如乳液聚合物、聚合物活性微球、柔性转向剂等，并取得了一定得效果，具有较好的研究应用前景。
图11弱凝胶运移能力评价
3.2、双液法调驱剂
调驱时必须用两种工作液：
一种起调剖作用，即前面讲到的调剖剂；另一种起驱油作用，即驱油剂，如表面活性剂溶液、碱溶液、表面活性剂-聚合物二元体系、碱-聚合物二元体系、表面活性剂-碱-聚合物三元体系等。
注入时，调剖剂注在前，优先进入高渗透的高含水饱和度的层；驱油剂注在后，它将进入含油饱和度高的中低渗透层，起驱油作用。
4、调驱工艺技术
若注单液法调驱剂则需首先封堵与注水井连通的特高渗透层，防止单液法调驱剂的漏失，然后注入低质量浓度的单液法调驱剂，由注入压力变化调整单液法调驱剂的质量浓度，由注水井井口压降曲线充满度的变化决定单液法调驱剂的用量，注入压力不应超过地层破裂压力80%，注入速度控制在4~8m3•h-1为宜。
注双液法调驱剂，可将施工步骤分为调剖步骤和驱油步骤。
在调剖步骤中，要通过多轮次调剖达到充分调剖目的。
每轮次调剖后都由注水井井口压降曲线的充满度判别注水井调剖的充分程度和进行下一轮次调剖的必要性。
驱油步骤是在注水井达到充分调剖程度后进行。
驱油步骤要求向充分调剖后的注水地层注入少量（例如0.01~0.03倍孔隙体积）的驱油剂。
在驱油剂注入过程中应在对应油井取样，分析产出水中是否含有表面活性剂和（或）碱。
5、调驱效果评价技术
由于调剖技术和调驱技术都是提高采收率技术，所以调驱效果评价与调剖效果的评价技术相同。
四、深部调驱工艺现场应用
“2+3”技术的现场试验，统计了6个试验区，中原油田2个，胜利油田3个，华东蒙古林油田1个，中原油田2个试验区没有达到预期效果，原因有待于进一步分析，既有中原油田条件的苛刻，地层流的复杂，也有方法的不成熟，其它4个试验区均见到了较好效果。
表6调驱试验区增产油量及投入产出比
试验区
增产油量（t）
投入产出比
蒙古林油田西部试验区
4002
1:
3.5
胜坨油田坨11南试验区
22386
1:
3.4
埕东油田东区西北部试验区
17750
1:
5.3
老河口油田桩106老区试验区
13370
1:
7.7
上表说明，调驱技术在改善水驱开发油藏的水驱开发效果中可以发挥重要的作用。
典型试验区：
埕东油田埕四北块西北部
1、充分调剖
根据1999年6月测得试验块中水井压降数据利用PI决策技术处理，研究并筛选出封堵大孔道堵剂和深部调剖剂。
1999年9月进行了第一次调剖，共用调剖剂2360m3，2000年6月进行了第二次调剖，共用调剖剂2691m3，两次调剖共用调剖剂5051m3。
在注入井达到充分调剖的要求后，2001年3月注入驱油剂2.25×104m3。
表7调剖前后的压力指数PI7.590值的变化
调剖井
PI7.590（MPa）
调剖前
第一次调剖后
第二次调剖后
总增值
埕13-X13
0.23
10.28
12.31
12.08
埕18-1
0.02
0.73
3.21
3.19
埕17-1
0.69
3.66
6.26
5.57
埕18-3
1.61
2.23
7.31
5.70
表8调剖前后注水井井口压降曲线充满度的变化
调剖井
FD
调剖前
第一次调剖后
第二次调剖后
总增值
埕13-X13
0.015
0.653
0.718
0.703
埕18-1
0.03
0.094
0.85
0.82
埕17-1
0.247
0.604
0.721
0.474
埕18-3
0.240
0.458
0.742
0.502
2、有限度驱油
应用界面张力等值图优化驱油剂配方，在试验区条件下进行驱油试验。
表90.20%HST-K+0.07%HST-A的驱油试验结果
注入的孔隙体积倍数
采收率（%）
含水率（%）
备注
2.08
51
99.1
水驱油
2.52
51.3
98.8
注入驱油剂并继续水驱油
2.78
51.8
98.4
3.2
53
97.6
3.78
55.4
97
4.34
57.2
96.7
5.89
61.4
97.7
8.71
65.1
97.6
11.78
68.7
99
从表9可以看到，此配方的采收率增值为17.7%。
考虑到化学剂在地层中的损耗，实际驱油剂中表面活性剂含量可为复配的最佳含量的1.2～1.6倍。
由于此配方表面活性剂含量低，因此可选择上述配方的1.6倍作为实际驱油剂的使用配方，即
0.32%HST-K+0.11%HST-A
3、试验效果
试验区4口水井对应8口油井，可对比7口。
通过递减曲线推算，试验区块实施“2+3”技术措施后，累计增油19082t，增加可采储量5×104t，提高采收率2.5%，试验区块的注水开发水平得到明显提高。
具体增产趋势参见下图12。
图12试验区递减曲线图
五、结论及发展趋势
1、目前调剖堵水在控水稳油中仍很有潜力，在中原、胜利、华北、大庆、辽河等油田试验区的调剖堵水效果比较显著，预示着这些技术在提高采收率中有广阔的应用前景。
2、调剖、调驱技术由于投入少，风险小，适用于不同条件油藏，并为三次采油技术不可或缺的配套技术，所以应对它特别重视。
3、调剖堵水有两个限度，即堵剂使用的数量限度和堵剂起作用的机理限度。
调剖堵水的发展趋势体现在不断对这两个限度的突破进行研究，其中包括降低堵剂成本、合理组合堵剂、实现堵剂投放位置的优化设计，从而延长堵剂有效期、提高堵剂的整体效果和不断发展“2+3”技术。
4、“2+3”技术是一种在最大限度发挥二次采油作用的同时进行有限度三次采油的技术，是二次采油与三次采油之间的过渡技术，是既通过提高波及系数也通过提高洗油效率来提高原油采收率的一项技术，是调剖工艺发展提高采收率技术发展的必然趋势，值得重视。
5、由于长期开采导致油藏条件日益变差，产液剖面和吸水剖面不均，调剖堵水必须与精细油藏研究结合，与井况相结合，和其它措施相结合，强化以堵调为基础的区块综合治理，才能从根本上改变水驱油方向，使注入水的波及效果在平面上、纵向上和不同方位上同时得到调整，改善水驱效果。
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