唐颖1 冯有奎2 倪方天1
（1.中信石油技术开发（北京）有限公司北京100004；2．中国地质大学北京100083)
摘要：针对K油田浅层疏松砂岩、高渗透大孔道、普通稠油油藏和高矿化度地层水的特点，在油田中区G层开展了聚表剂调驱先导试验，探索在高含水后期层内控水的调整方法。注入聚表剂后注聚井注入压力由自吸上升到2-53MPa，阻力系数和残余阻力系数较高，有效期长。试验井区北部油井生产动态呈现多次见效特征，有注剂阶段调剖和后续水驱扩大波及体积两个作用的增油效果。
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关键词 ：TBF；聚表剂；提高采收率；调驱
经过30多年的开发，由于长期注过蒸汽、热水和冷水，K油田中区采出程度低，约16.95%；年采油速度只有0.47%；综合含水率高，已达96%；层间差异大，层内矛盾突出。原始沉积多旋回和韵律特征，造成了地层内部渗透性存在较大差异，注入水容易形成指进和突进现象，而纵向的强非均质性叉使得水驱在纵向的波及系数很低。中区G层地质条件非常复杂，蒸汽驱对油层的破坏很大，2010年曾注过化学示踪剂，油井两小时就见到注入药剂，分析认为优势通道窜流速度达到2039m/d，必须设法封堵。为此，需要选择能够既“堵”叉“驱”的化学剂。聚合物、表面活性剂是三次采油提高采收率的常用化学剂…，结合两者的主要功能可实现这一目的。但由于K油田原油黏度高、地层水和注入水矿化度高，有边水侵入和高渗透水窜大孔道等特点，普通聚合物、表面活性剂难以达到预期效果。为此，试验选择了专门针对K油田特点的TBF聚表剂调驱技术。
1现场试验概况
1.1试验区简介
试验区位于K油田中部PTV-3区，试验目的层为G层，面积约0.319km2，试验井组地质储量l.19×lO-6t，油藏埋深300~ 450m，原始地层压力3~4MPa，原始地层温度25~ 30℃。原始饱和压力2.0~3.0MPa，原油密度0.94g/cm3，地层原油黏度340一400mPa．S，储层孔隙度30%，渗透率200 - 800mD。地层水密度104一105g/cm3，矿化度大于4.0 x l0-4mg/L。据1451、1452井2009年底测得的产液剖面显示，1451井有两个高渗透条带，1452井有3个高渗透条带，每个条带厚度1~ 2m不等，全井有效厚度动用程度29.1%一38 4%。1451井高渗透条带厚度4m，占全井19%，高渗透条带出液量占全井产液量的84 3%。
1.2 TBF聚表剂技术指标和调驱机理
TBF调驱型聚表剂技术指标见表l。该剂的分子能吸附在岩石表面改变润湿性，增加水流阻力，起到长效封堵作用，进一步扩大波及体积，对大孔道有封堵作用。另外，通过它的超分子结构包裹、增溶分散原油，提高洗油效率和原油流动性，可提高驱油效率。
调驱剂室内评价结果：在较宽的浓度范围内(5~2000mg／L），溶液的界面张力保持较低的数值(0.4 -0.5mN/m）；与K油田高矿化度地层水配伍性好，可直接用油田现场污水配制驱替液；针对K油田油样具有高效增溶乳化性能和很好的降黏效果，在常规浓度1000~ 2000mg/L，液油比l l的条件下，降黏率可达95%以上；采出液在不加任何破乳剂的条件下可暴气破乳；岩心实验表明，TBF调驱型聚表剂驱岩心实验阻力系数RF为78，残余阻力系数RRF为178；可比水驱提高采收率209/o，含水率下降20%；后续水驱阶段驱油效果较好，调驱作用有效期长。
1.3注入方案
采用四注九采井网(图1），注入井四口：4366、4367、1642、1643，采油井一线井9口：1451、1452、1453、1545、1546、1547、1803、1804、1805。其中，1546井为井组中心井。试验前平均单井日产It，含水98.5%，试验井区采出程度28.3%。
二线井8口：1544、1450、1358、1359、1360、1454、1548、1644。
注入剂为K油田专用调驱型聚表剂TBF，注入水质为油田回注污水，注入浓度为1500mg/L．母液配置浓度为6000一8000mg/L，注入剂用量167t，注水井日注入量1.40m3，油井平均日产液113m3。
1.4实施情况
试验分为两个阶段进行。
(1）化学药剂注入阶段。2009年12月l6日试验正式注入化学剂段塞，2010年9月23日结束，总计注入TBF+粉167t，注入TBF溶液98 x 104m3，注入有效油藏孔隙体积约006PV，平均注入浓度1700mg/L殷塞体积用量102PV．mg/L,井口注入黏度64mPa.s。
(2）后续水驱阶段。2010年9月24日以后试验区恢复注水。截止2014年2月底，累计注入化学剂和后续水驱段塞体积433 x l05m3，占试验井组油层孔隙体积的27%。
2降水增油效果
截止2014年2月底，试验井组有6口油井见到增油降水效果，井组累计增油9486t（井口数据），平均单井增油1581t，平均每吨化学剂增油57t。井组北部1451、1452、1454井（二线井）有效期已达40个月，见效高峰期产液含水率降低15.1%~19.6%(图2）。采油井生产动态呈现多次见效特征，有注剂阶段调剖和后续水驱扩大波及体积两个作用的增油效果。
3试验区开采特征
3.1注入压力上升
试验前除4366井注入压力为0.24MPa外，其余3口注入井注入压力均为0，甚至倒吸。注入TBF溶液半个月后，4367、1643和1642三口井注入压力陆续上升，平均注入压力从试验前的O上升到1.72MPa；后续水驱阶段注水压力继续上升到2.03~3.04MPa后基本保持稳定（表2），有效期已达4年，表明TBF具有长效堵调作用。
3.2霍尔曲线斜率变化特征
根据试验井组北部两口注水井霍尔曲线计算的阻力系数为30，残余阻力系数为109。试验结果表明，注入井的残余阻力系数，阻力系数，也就是说与注剂期间相比，后续水驱阶段地层渗流阻力仍在增加，这表明对大孔道的调堵是有效的，而且调堵作用期长，对改善G层层内矛盾和平面矛盾具有重要作用。
3.3后续水驱阶段驱替效果明显
驱替特征曲线是试验井组或单井开发形势的直观显示。从试验井组北部1451井和试验井组北部6口井的驱替特征曲线（图引可以看到，注剂后直线段明显向产油量坐标轴倾斜，后续水驱段继续向产油量坐标轴倾斜，说明注剂期间已见到效果，后续水驱阶段效果持续甚至加大。试验井组二线井中，1454井效果较明显，后续水驱阶段效果较好。这表明，注入化学药剂具有长效封堵作用，不仅可以调堵高渗流通道，还可以增大驱油效率。
根据对四注九采试验井组水驱特征曲线的分析，利用童宪章院士命名的甲型水驱特征曲线对井组可采储量进行了预测，计算含水率达到995%时井组可采储量，结果显示，应用该调驱型聚表剂比普通水驱时井组可采储量增大2.13%。
3.4油井产出液分析结果
在试验注入阶段和后续水驱阶段对油井产出液成分进行了分析检测，在部分油井中检测到TBF，浓度最高24mg/L，最低Img/L，均未发现大量TBF药剂串流，表明TBF聚表剂在地下高渗大孔道具有较强的吸附作用、封堵效果好，试验后续水驱阶段甚至截止到当前，注入井注入压力保持相对稳定，从目前的注入压力和生产效果可以看到，注入TBF聚表剂对大孔道具有较强的封堵作用。
3.5试验区边底水的影响
试验井组北部油井构造位置较高，受南部水体侵入影响相对较小，油井增油效果较好。北部油井4口，见效率100%，平均单井增油2072t；中部油井3口，见效率67%，平均单井增油600t；南部油井3口，尚未见效。分析认为，试验区南部油井效果相对较差，主要原因是南部受油层边底水和边外注入水强势内侵作用明显，不利于试验进行。
4结论
在TBF聚表剂调驱试验中，注水井和采油井的动态反应表明：）I)TBF聚表剂对治理油田“三高”）高孔、高含水和高矿化度）有效；）2)聚表剂对浅层疏松砂岩稠油油藏条件和现有注采井网条件有一定的适应性；）3)TBF调驱型聚表剂降低地层导流能力效果明显，作用期长；）4)为了增加效果、降低风险，生产工区宜选择不受边底水影响的区域。
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