GO7-23-5206井組凝膠調剖設計及效果分析

隋海慶, 江厚順, 黃榆杰, 李 品

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GO7-23-5206井組凝膠調剖設計及效果分析

隋海慶, 江厚順, 黃榆杰, 李 品

（長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100）

井間動態連通性是油藏動態分析的重要內容之一。孤東七區具有高孔高滲、強非均質、儲層結構疏松、易出砂的特征。由于孤東油田水驅不均勻，使注入水在平面上形成水驅水流優勢通道，從而有可能降低水的掃驅效率。針對這一嚴峻形勢，先用流管圖模擬出大孔道以及具有注采對應關系的注水井組。為后期調剖，選井選層提供重要的依據。并且通過連通性分析可以判別水流優勢通道分布，最終達到提高采收率的目的。系統開展竄流通道定量化調剖技術提高采收率的研究。選定了一個具有代表性的典型注水井組，以凝膠為調剖劑，利用CMG軟件，通過對凝膠的注入量和注入時間，從而確定注入速度，最后根據投入產出比，優選出最合適的方案，并在現場實施中獲得良好的效果。

井間連通性；水驅不均勻；凝膠調剖劑；采收率

孤東油田七區西區塊位于孤東構造的東翼，流體性質屬于低凝固點、低含硫量、低含蠟量、高粘度原油 。孤東七區西館上段54-61屬高孔、高滲砂巖儲層，平面非均質性嚴重。堵水調驅調剖技術在含水率較高的油田開發后期穩產(增產)措施中占有重要地位，由于油田水驅問題的日益復雜，對該領域技術要求越來越高，促使堵水調剖及相關技術的不斷革新，尤其近年來在深部液流轉向劑研究與應用方面取得了許多新進展，形成包括弱凝膠、膠態分散凝膠(CDG)等多套深部調剖(調驅)技術[1-3]，為我國高含水油田改善水驅開發效果、提高采收率發揮著重要作用。

1 凝膠驅油機理

交聯凝膠驅油技術，是近幾年來在聚合物驅技術[4]和凝膠堵水技術[5]基礎上形成的一種驅油技術，它使用聚合物，加入某種交聯劑，使之形成一種新的凝膠體系[6,7]。近年來，隨著認識的不斷深入，提出了在注水井中注交聯聚合物的概念，如凝膠體系油藏深部液體轉向技術（Indeepth Drive Fluid Diversion）、膠態分散凝膠驅油技術（Collidal Dispersion Gel）[8-10]。交聯凝膠驅油位于傳統的堵水調剖和聚合物驅之間，它打破了聚合物驅的傳統概念，實現了對大孔道的封堵效果，從而實現調剖的目的。將聚合物交聯[1-3]以提高其適應性的作法，在油田應用十分廣泛。

2 調剖方案設計

2.1 方案設計

對孤東GO7-23-5206井組進行調剖方案設計。根據凝膠堵劑不同的注入濃度、注入速度，注入量設計調剖方案，如表1。

表1 不同濃度、不同速度下的的凝膠調剖方案表

利用CMG軟件模擬結果如圖1-6所示。

圖1 CMG模擬22-206井的含水率變化

圖2 CMG模擬23-1206井的含水率變化

圖3 CMG模擬23-5186井的含水率變化

圖4 CMG模擬23XN226井的含水率變化

圖5 CMG模擬24N215井的含水率變化

圖6 CMG模擬24-3206井的含水率變化

2.2 方案優選

根據以上設計方案利用CMG數值模擬軟件進行模擬計算可以得到七區西54-61單元GO7-23-5206井組在不同注入濃度、注入量下井組所對應的總增油量以及投入產出比數，投入產出比按照原油價格0.196萬元/t，調剖施工費3.8萬元/井，聚合物以1.4萬元，交聯劑以1.2萬元/t計算。其結果如表2。

表2 不同方案在GO7-23-5206井組增油量數據表

不同濃度，不同注入量下的增油量以及不同濃度，不同注入量下的投入產出比做成圖表，如圖7-8所示。

圖7 不同濃度，不同注入量下的增油量

Fig 7 Different concentrations, different injection influence oil increment

圖8 不同濃度,不同注入量下的投入產出比

Fig 8 Different concentrations, different injection influence

由表中數據可知，對于井組GO-23-5206井組的受效油井增油量是隨著凝膠的注入量而增加，而投入產出比則是在低濃度下效果才更顯著。結合現場實際，建議對水井GO-23-5206以聚合物+交聯劑的注入濃度為0.35%+0.35%，注入量為3 000 m3的方案注入最符合方案優化。

3 現場試驗及應用

3.1 調剖方案設計

設計GO7-23-5206井組的調剖層施工設計如表3。

表3 GO7-23-5206井組施工參數設計

對GO7-23-5206井應用凝膠進行調剖，用量3000 m3，其中聚合物濃度為0.35%，交聯劑濃度0.35%，施工壓力12MPa。

3.2 現場應用效果

GO7-23-5206井組調剖效果如表4。

表4 對應油井生產狀況

GO7-23-5206井組的6口油井GO7-24N215、GO7-22-206、GO7-23-1206、GO7-23XN226、GO7-23-5185、GO7-24-3206分別累計增油83t、76.7t、32.2t、78t、64.8t、136.4t，GO7-23-5206井組累計增產471.1t。其結果與CMG數值模擬軟件模擬出來的結果差別不大，基本符合實際情況。

4 結束語

本文利用油水井生產動靜態資料，模擬出了孤東油田七區西41-51單元、七區西63+4單元、七區西54-61單元竄流通道流線分布圖，并且基本符合油田現場實際；通過CMG數值模擬軟件，結合目的區塊剩余油分布及水淹現狀，針對GO7-23-5206調剖井進行了方案設計，設計注凝膠調剖劑用量分別為1 600、2 000、2 500和3 000 m3，以此方案指導現場施工。其中優選為：聚合物濃度為0.35%，交聯劑濃度0.35%，用量3 000 m3，由CMG數值模擬GO7-23-5206井組累增油454.4 t；在現場試驗中，GO7-23-5206實際施工方案為3 000 m3（凝膠）增油471.1 t。

參考文獻：

［1］ 韓燕平. 聚合物調剖及驅油物理模擬研究[D]. 東北石油大學，2011.

［2］ 王闖. 渤海NB35-2油田調驅劑篩選及其性能評價[D]. 東北石油大學，2012.

［3］ 陳星光. 基于聚合包裹法的Cr(Ⅲ)微膠囊的制備與性能研究[D].西南石油大學，2014.

［4］ 李永太. 弱凝膠驅油技術研究[D]. 西南石油學院，2004.

［5］ 劉長信. 秦家屯油田提高采收率研究[D]. 東北石油大學，2013.

［6］王代剛. 預交聯凝膠顆粒分散體系微觀滲流機制研究[D]. 中國石油大學(華東)，2013.

［7］ 戚勇. 耐高溫聚合物調剖劑的研制與評價[D]. 大慶石油學院，2009.s

［8］ 張秀萍. 聚驅后利用殘余聚合物調剖技術研究[D]. 東北石油大學，2010.

［9］ 佟樂. 海外河油田多輪次調剖堵水室內研究[D]. 大慶石油學院，2009.

［10］ 欒洪波. 深部調剖交聯體系的研究[D]. 大慶石油學院，2010.

Design and Performance Analysis of Gel-type Profile Control Agent for GO7-23-5206 Well Group

,,,

（Petroleum engineering college of Yangtze university, Hubei Wuhan 430100, China）

The inter-well dynamic connection is one of the most essential contents for reservoir performance analysis. The 7th Gudong district is featured as large porosity, high permeability, intense homogeneity, loose reservoir structure and productive sand. As the heterogeneity of water flooding in Gudong oil field drove injected water to construct an advantaged passage at the platform, the water flooding efficiency may be lower to some extent. In order to combat the steep situation, the flow chart can be applied to the simulation of large pore passage and the water injection well group where there is certain relationship between injection and production. Also, it can provide essential proof for the profile modification, well and layer selection. Enhancing oil recovery could be achieved finally if the arrangement of advantaged passage for water flow was concluded by analyzing the probability of connection. The research on quantitative profile modification in streaming passage should be systematically carried out to enhance oil recovery. At first, representative water injection group was selected, and gel was used as profile modification agent. Then, CMG software was used to analyze the injection volume and time of gel to determine the injection rate. At last, according to input-output ratio, the best scheme was determined.

inter-well connecting ability; heterogeneous performance of water flooding; gel profile modification agent; recovery

TE 327

A

1671-0460（2016）09-2176-04

2016-07-28

隋海慶（1990-），男，山東省壽光市人，在校研究生，就讀于長江大學石油工程學院，研究方向：提高采收率。E-mail：849779537@qq.com。