渤海高含水油田综合治理技术研究

渤海地区普通稠油资源十分丰富，但由于储层厚度较大、平均渗透率较高、非均质性较强和岩石胶结强度较低等物性特点，加之注采井距较大、多层同井开发、单井注采量较高和岩石冲刷破坏作用较强等不利因素限制，水驱开发效果较差，目前主力油田已经进入高含水和可采储量高采出程度的“双高”开发阶段。针对“双高”油田开发过程中存在的技术难题，石油科技人员开展了技术攻关和矿场试验。自 2002年以来，渤海油田成功实施调剖和调驱措施 350余井次，累计增油超过 150×104t，有效降低了油田综合含水量上升速度。但也必须看到，随“双高”油田数量增加和程度加剧，注采井间形成了多方向优势通道，通道前缘已发展至油藏深部，剩余油主要富集在远离注入端的中低渗透层，现有的“单一、分散和小规模”治理措施已不能满足油田开发实际需求，“稳油控水”效果逐年变差。
针对渤海储层非均质特征和剩余油分布特点，本书提出了从宏观和微观两方面扩大波及体积和提高洗油效率综合治理技术路线。采用高强度封堵剂封堵优势通道，消除或抑制注采井间窜流，实现后续注入工作剂转向；采用非均相调驱剂进一步调整中高渗透层吸液剖面，扩大宏观和微观波及体积；采用乳化降黏驱油剂降低中低渗透储层内原油渗流阻力并提高洗油效率。为使“堵 /调/驱”综合治理措施达到预期“稳油控水”效果，就必须拥有高效低成本工作剂和合理注入方式。为此，本书以物理化学、高分子材料学和油藏工程等为理论指导，以化学分析、仪器检测、物理模拟和数值模拟等为技术手段，以渤海储层地质构造和流体性质为模拟对象，开展了“渤海高含水油田综合治理技术”项目研究。
全书分为 11章。第 1章为“绪论”，介绍了目标油藏概况、开发现状和存在问题和调剖调驱技术现状。第 2章为“优势通道封堵剂组成构建、性能测试和结构表征”，介绍了复合凝胶成胶机理、成胶速度和强度及影响因素，初步确定了复合凝胶配方组成。第 3章为“优势通道封堵剂岩心内成胶效果测试及组成优化”，介绍了复合凝胶岩心内成胶效果及影响因素，优化了复合凝胶组成，明确了复合凝胶对现有其它封堵剂性能的优势。第 4章为“聚合物微球组成构建、性能测试和结构表征”，介绍了抗盐微球合成、基本性能、微球与储层孔隙配伍性和微球调驱作用机理，确定了微球与渗透率的合理匹配关系。第 5章为“聚合物微球组成优化及中试产品性能测试”，介绍了微球材料组成、结构特点和中试微球样品性能，评价结果显示中试产品性能达到指标要求。第 6章为“高效驱油剂筛选及基本性能评价”，介绍了表面活性剂物化性能、油水乳状液及降黏效果和驱油效率，探究了乳状液微观结构。第 7章为“综合治理工作剂滞留、运移和油藏适应性测试”，介绍了复合凝胶、聚合物微球和表面活性剂岩心内传输运移能力以及阻力系数、残余阻力系数和封堵率等特征参数值。第 8章为“综合治理工作剂注入工艺参数”，介绍了“堵 /调/驱”综合治理注入参数优化和技术经济效果评价方法，确定了合理注入工艺参数。第 9章为“高含水油藏综合治理效果及作用机制”，介绍了工作剂类型、组合方式和原油黏度对综合治理效果影响及评价方法，探究了作用机制。第 10章为“高含水油藏综合治理封堵剂注入压力”，介绍了封堵剂注入压力对调剖效果和分流率影响及评价方法，确定了合理注入压力。第 11章为“高含水油藏综合治理技术经济界限”，介绍了“堵 /调/驱”综合治理技术经济界限影响因素及评价方法，确定了合理技术经济界限。
本书研究工作获得“十三五”国家科技重大专项子课题（ 2016ZX05058-003-010）经费资助。参加研究工作的技术人员还有东北石油大学张云宝、刘进祥、谢坤和曹伟佳等，中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院孟祥海、邹剑和李彦阅等。东北石油大学为研究工作提供了实验条件，天津分公司职能部门为本书提供了渤海典型油藏储层地质和开发资料，作者在此表示衷心感谢。
本书是撰写注重测试方法介绍和测试结果分析，以文字叙述为主，辅以大量图表，便于读者阅读和理解。本书适合从事石油技术开发和油田生产管理专业人员阅读，也可以作为石油院校相关专业参考书。本书涉及大量测试和矿场资料，虽经多次审查和修改，但由于作者水平有限，不足之处望专家和同行批评指正。

著者 
2020年 8月

卢祥国，东北石油大学石油工程学院，教授（二级）、博士生导师，卢祥国，男，日本国早稻田大学环境与资源博士，博士生导师，教授二级，“龙江学者”特聘教授，全国youxiu科技工作者，国家科技进步特等奖（集体，主要完成人）和二等奖获得者，《石油勘探与开发》编委，石油工业标准化技术委员会专家委员，主要从事提高油气采收率技术研究和教育工作。

本书以物理化学、高分子材料学和油藏工程等为理论指导，以化学分析、仪器检测和物理模拟等为技术手段，以渤海主要油藏地质和流体为研究对象，根据油田开采后期高含水的特性，开展了新型立体窜逸封堵剂和微球调驱剂的研制、高效驱油剂的筛选与评价以及“堵 /调/驱”一体化治理技术研究。本书可供从事油田开发的技术和管理人员阅读，也可供现场施工人员及广大石油院校的师生参考。

第1章 绪论 /001 
1.1渤海油田储层特征、开发现状和存在问题 / 001 
1.1.1储层特征 / 001 
1.1.2开发现状和存在问题 / 008 
1.2堵水调剖技术现状和发展趋势 / 013 
1.2.1堵水调剖剂种类 / 013 
1.2.2堵水调剖剂封堵机理研究现状 / 014 
1.2.3堵水调剖技术面临问题和发展趋势 / 016 
1.3调驱技术现状和发展趋势 / 017 
1.3.1调驱技术现状 / 017 
1.3.2发展趋势 / 020

第2章 优势通道封堵剂组成构建、性能测试和结构表征 / 021
2.1测试条件 / 021 
2.1.1实验材料 / 021 
2.1.2仪器设备 / 022 
2.1.3方案设计 / 022 
2.2复合凝胶成胶机理 / 025 
2.2.1复合凝胶—无机反应 / 025 
2.2.2复合凝胶—有机反应 / 026 
2.3复合凝胶成胶速度及其影响因素 / 027 
2.3.1正交试验表 / 027 
2.3.2复合凝胶成胶性能及影响因素 / 029 
2.3.3复合凝胶组成优选 / 037 
2.3.4复合凝胶成胶速度抑制方法及效果 / 041 
2.3.5复合凝胶结构表征 / 044 
2.4 小结 / 046 

第3章 优势通道封堵剂岩心内成胶效果测试及组成优化 / 047 
3.1测试条件 / 047 
3.1.1实验材料 / 047 
3.1.2仪器设备 / 048 
3.1.3实验原理和步骤 / 049 
3.1.4方案设计 / 050 
3.2复合凝胶成胶效果及影响因素—封堵剂Ⅰ / 055 
3.2.1候凝时间的影响 / 055 
3.2.2药剂组成的影响 / 056 
3.2.3封堵剂段塞尺寸的影响 / 060 
3.2.4前置牺牲剂（淀粉）的影响 / 061 
3.2.5前置聚合硫酸铝铁对成胶效果的影响—填砂管 / 065 
3.3复合凝胶成胶效果及影响因素—封堵剂Ⅱ / 065 
3.3.1聚合氯化铝浓度的影响 / 065 
3.3.2尿素浓度的影响 / 066 
3.3.3“交联剂和引发剂”浓度的影响 / 067 
3.3.4丙烯酰胺浓度的影响 / 068 
3.4三种封堵剂技术经济效果对比 / 068 
3.4.1封堵效果 / 068 
3.4.2经济效益 / 069 
3.5 小结 / 070 

第4章 聚合物微球组成构建、性能测试和结构表征 / 071 
4.1测试条件 / 072 
4.1.1实验材料 / 072 
4.1.2合成步骤 / 072 
4.1.3共聚物纯化 / 073 
4.1.4微球材料和微球性能表征 / 073 
4.2抗盐微球合成和基本性能表征 / 075 
4.2.1微球材料红外光谱分析 / 075 
4.2.2微球材料基本性能 / 076 
4.2.3微球基本性能 / 079 
4.2.4单体转化率和固含量 / 081 
4.3微球与储层孔隙配伍性 / 083 
4.3.1微球膨胀性和粒径分布 / 083 
4.3.2微球粒径与岩石孔隙尺寸配伍性 / 088 
4.4微球调驱作用机理 / 090 
4.4.1测试条件 / 090 
4.4.2调驱过程及作用机理 / 092 
4.5小结 /099

第5章 聚合物微球组成优化及中试产品性能测试 / 100 
5.1测试条件 / 100 
5.1.1实验材料 / 100 
5.1.2仪器设备 / 101 
5.1.3测试步骤 / 103 
5.1.4实验方案设计 / 105 
5.2微球材料组成和结构表征 / 107 
5.2.1微球材料红外光谱分析 / 107 
5.2.2X射线衍射分析 / 108 
5.2.3热重分析 / 109 
5.2.4微观结构 / 111 
5.2.5微球溶液黏弹性 / 113 
5.3室内合成微球样品 / 115 
5.3.1粒径和粒径分布 / 115 
5.3.2其它微球样品 / 125 
5.3.3微球样品性能对比 / 126 
5.3.4抗盐性 / 128 
5.3.5耐温性 / 129 
5.3.6岩心内缓膨和封堵特性 / 130 
5.3.7岩心内运移和滞留特性 / 132 
5.4中试微球产品 / 134 
5.4.1微球粒径和粒径分布 / 134 
5.4.2微球缓膨和渗流特性 / 136 
5.5 小结 / 137 

第6章 高效驱油剂筛选及基本性能评价 / 138 
6.1测试条件 / 138 
6.1.1实验材料 / 138 
6.1.2仪器设备 / 139 
6.1.3实验方案设计 / 140 
6.2高效驱油剂筛选和性能 / 142 
6.2.1物化性能 / 142 
6.2.2驱油效果 / 156 
6.3小结 /157

第7章 综合治理工作剂滞留、运移和油藏适应性测试 / 159
7.1测试条件 / 159 
7.1.1实验材料 / 159 
7.1.2仪器设备和测试步骤 / 160 
7.1.3方案设计 / 161 
7.2微球 /162 
7.2.1滞留-运移能力 / 162 
7.2.2阻力系数、残余阻力系数和封堵率 / 164 
7.3复合凝胶 / 165 
7.3.1滞留-运移能力 / 165 
7.3.2阻力系数、残余阻力系数和封堵率 / 167 
7.4表面活性剂 / 167 
7.4.1滞留-运移能力 / 167 
7.4.2阻力系数、残余阻力系数和封堵率 / 169 
7.5小结 /170

第8章 综合治理工作剂注入工艺参数 / 171
8.1测试条件 / 171 
8.1.1实验材料 / 171 
8.1.2仪器设备 / 172 
8.1.3实验方案设计 / 172 
8.2“堵/调/驱”一体化治理注入参数优化 / 175 
8.2.1堵水剂组成对堵水增油效果的影响 / 175 
8.2.2顶替液段塞尺寸对堵水增油效果的影响 / 176 
8.2.3堵水剂段塞尺寸对堵水增油效果的影响 / 177 
8.2.4“调剖+堵水”综合治理增油效果的影响 / 179 
8.2.5原油黏度对“调剖+堵水”综合治理增油效果的影响 / 180 
8.2.6岩心非均质性对“调剖+堵水”综合治理增油效果的影响 / 181 
8.3“堵/调/驱”一体化治理增油降水效果 / 182 
8.3.1“堵/调/驱”各措施单独实施增油降水效果 / 182 
8.3.2“堵/调/驱”一体化治理增油降水效果 / 184 
8.3.3各项措施单独与“堵/调/驱”一体化治理增油降水效果对比 / 185 
8.4小结 /186 

第9章 高含水油藏综合治理效果及作用机制 / 187 
9.1测试条件 / 187 
9.1.1实验材料 / 187 
9.1.2仪器设备和实验步骤 / 188 
9.1.3实验方案设计 / 190 
9.2工作剂类型及组合方式对增油降水效果的影响 / 191 
9.2.1 岩心Ⅰ（KL=0.3μm2和 KH=0.9μm2） / 191 
9.2.2 岩心Ⅱ（KL=0.3μm2和 KH=2.7μm2） / 198 
9.2.3岩心Ⅲ（KL=0.3μm2和 KH=4.5μm2） / 204 
9.3原油黏度对调驱增油降水效果的影响 / 209 
9.3.1 岩心Ⅰ（KL=0.3μm2和 KH=0.9μm2） / 209 
9.3.2岩心Ⅱ（KL=0.3μm2和 KH=2.7μm2） / 214 
9.3.3 岩心Ⅲ（KL=0.3μm2和 KH=4.5μm2） / 220 
9.4小结 /225

第10章 高含水油藏综合治理封堵剂注入压力 / 226 
10.1测试条件 / 226 
10.1.1实验材料 / 226 
10.1.2仪器设备和测试步骤 / 226 
10.1.3实验方案设计 / 228 
10.2工作剂合理注入压力及分流率 / 229 
10.2.1小层吸水启动压力 / 229 
10.2.2调驱剂合理注入压力及分流率 / 230 
10.2.3封堵剂合理注入压力及分流率 / 233 
10.2.4工作剂合理注入压力及分流率 / 235 
10.3工作剂合理注入压力及驱油效果和分流率 / 237 
10.3.1封堵剂合理注入压力及驱油效果和分流率 / 237 
10.3.2“封堵剂+调驱剂”合理注入压力及驱油效果和分流率 / 241 
10.4小结 / 245

第11章 高含水油藏综合治理技术经济界限 / 246
11.1数值模拟概念模型建立 / 246 
11.1.1网格系统 / 246 
11.1.2各网格点参数值 / 247 
11.1.3岩石和流体参数 / 247 
11.2“堵/调/驱”一体化治理技术经济界限 / 248 
11.2.1评价指标和影响因素 / 248 
11.2.2单独调剖措施技术经济界限 / 249 
11.2.3单独调驱措施技术经济界限 / 251 
11.2.4单独驱油措施技术经济界限 / 254 
11.2.5“堵/调/驱”一体化治理技术经济界限 / 256 
11.3 小结 / 257 

参考文献 / 258