牛12東營雙高區塊調驅技術的研究及應用

徐海波(中油遼河油田公司茨榆坨采油廠，遼寧 遼中 110206)

1 區塊概況及存在的主要問題

1.1 概況和開發現狀

牛12東營位于牛居油田中部，含油面積1.35km2，石油地質儲量372.0×104t，可采儲量128.0×104t，標定采收率34.4%。截至2012年9月，斷塊共有油井33口，開井18口，日產液496.0t，日產油23.0t，綜合含水95.44%，采油速度0.22%，采出程度32.48%，可采儲量采出程度達94.40%；注水井10口，開井10口，日注水量613m3，月注采比1.07，累積注水515.6345×104m3，累積注采比0.72，累積地下虧空201.96×104m3。

1.2 注水開發中存在的問題

1.2.1 水淹嚴重，剩余油分布零散

由于受注水及邊水推進雙重因素影響，斷塊水淹嚴重，綜合含水達到95%左右，已處于特高含水期。

1.2.2 層間矛盾嚴重

東營組油層均質程度低，均質系數為0.3-0.6，層間滲透率級差為10-50倍，層間非均質性強，層間矛盾嚴重。

2 深部調驅技術研究

2.1 技術原理

由于油層存在嚴重非均質性，注水開發時間長，注水開發強度大，注入水往往沿高滲透大孔道突進油井，使其含油飽和度降低，而低滲透油層未被驅替，造成水驅效率低。因此必須預封堵高滲大孔道，增加中、低滲透層的吸水能力，從而改變水驅方向來提高水驅效果。應用弱凝膠攜帶體膨顆粒調驅體系[1]，對高滲通道產生一定的封堵作用，同時在后續注水的推動下緩慢的向地層深部移動[2]，體膨顆粒在弱凝膠的攜帶下也可進入地層深部封堵，改善水驅效果。

2.2 調驅體系篩選

牛12東營區塊地層溫度約為70℃，根據滲透率1506×10-3μm2,注入水pH值6.8，礦化度1230.57-3552.09mg/L L，原油粘度0.5MPa·s等參數，優選鉻體系為該塊調驅體系。同時選擇大膨脹倍數的體膨顆粒來封堵大孔道。

2.3 影響調驅劑性能的主要因素

2.3.1 聚合物分子量的影響

將不同分子量的聚合物配制成0.3%的溶液，加入一定量的交聯劑，候凝7d，測試凝膠粘度。從實驗結果可知，聚合物的分子量越大，形成的凝膠粘度越大，依據成膠強度選用1900萬分子量聚合物。

2.3.2 聚合物濃度的影響

分別用0.15%-0.5%不同濃度的聚合物（陰離子聚丙烯酰胺）溶液，加入定量的有機復合鉻交聯劑，測定凝膠初凝、終凝時間及凝膠粘度[3]。

實驗結果表明，保持交聯劑濃度不變時，聚合物濃度越高，初凝、終凝時間越短，成膠后粘度越大。初凝時間為168-48h，終凝時間為240-96h，成膠后凝膠粘度為2600-12667MPa·s。為了保證一定的凝膠粘度和成膠時間，選用HPAM濃度為0.3%。

2.3.3 交聯劑濃度的影響

用0.3%濃度聚合物溶液，分別加入0.1-0.3%不同濃度的有機鉻交聯劑，測定凝膠粘度和凝膠時間。

實驗結果表明:交聯劑濃度增加，凝膠的交聯反應速度提高，凝膠粘度增加，初凝時間、終凝時間縮短，成膠后凝膠粘度為1767-14467MPa·s,當交聯劑濃度超過0.25%時，成膠后不穩定，有脫水現象，考慮保證一定強度的凝膠粘度，故選用交聯劑濃度為0.15%。

3 應用效果分析

3.1 水井注入壓力上升

調驅前注水井平均注入壓力7.3MPa，調驅后注水井平均注入壓力11.2MPa，平均上升了3.9MPa。

3.2 吸水剖面得到一定改善，縱向矛盾得到緩解

對比調驅水井2012年與2013年吸水剖面，2013年共新增吸水層16層，增加吸水厚度70.2m，共封堵8個層，共抑制吸水厚度為36.6m，水驅儲量動用程度由24.44%上升至37.11%。縱向矛盾得到緩解。

3.3 增油效果顯著

井組于2012年11月開始調驅，調驅后液量油量平穩，自2013年6月起，井組產量大幅度上升，井組日產液量由調驅前的231.4t上升到556.0t，日產油量由8.0t上升到20.1t，上升了1.5倍，綜合含水由96.5%下降至96.4%，區塊采油速度由0.24上升至0.31。實現了在控制含水上升的同時提高產量。截至目前，調驅區域累積增油2213.1t，增油效果顯著。

4 結語

4.1 通過分析實驗確定的有機鉻弱凝膠調驅體系，適合牛12東營雙高區塊的特點。

4.2 在牛12東營區塊實施調驅后，注水井壓力升高，吸水剖面得到改善，縱向矛盾得到緩解，獲得了明顯的穩水增油效果，說明調驅有效。

[1]王桂杰等.體膨顆粒/弱凝膠水井裂縫半封堵試驗[J]，斷塊油氣田，2006,13(6):30-31.

[2]劉慶旺等.弱凝膠調驅技術[M]，北京:石油工業出版社，2003.12.

[3]陳鐵龍等.弱凝膠調驅提高采收率技術[M]，北京:石油工業出版社，2006.