甘谷驛油田1380井區泡沫綜合調驅技術研究與應用

楊海龍，蘭延陵，蘭張學，李君

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甘谷驛油田1380井區泡沫綜合調驅技術研究與應用

楊海龍1，蘭延陵1，蘭張學1，李君2

（1. 延長油田甘谷驛采油廠，陜西 延安 716005; 2. 延長油田子長采油廠，陜西 延安 716005）

甘谷驛油田1380井區油藏地質特征與儲層特征研究表明井區長6油藏屬于低滲透油藏，注水開發過程中，由于地層非均質性和天然裂縫發育等因素，極易造成油井水串、水淹，造成注水失效。針對該區設計并優化了泡沫綜合調驅方案，共計在1380井區應用4次，有效改善了水驅狀況，提高了注水波及面積，為該區高效水驅開發提供了有力保障。

1380井區；調驅；效果評價

1380井區為甘谷驛油田超前注水的典型，主力開發層系為長6，區塊面積1.22 km2，地質儲量75.087 5×104t。現有注水井11口，采油井20口，可采儲量采出程度8.22%。試驗井區整體呈現出剩余開發潛力較大，但由于注入壓力抬升天然裂縫張啟，出現單井產量下降迅速、油井見水快、見水后含水率直線上升的問題，當前區塊綜合含水率已達61%，由此，在單井井況改造基礎上，進行有效的水驅調控是該類儲層深度挖潛的關鍵。

1 泡沫調驅現場參數優化方案設計

基于泡沫綜合調驅影響因素研究，對調驅影響因素中泡沫液注入量、泡沫液濃度及泡沫液的注入速度這三個主要的注采工藝參數進行優化。因此本次試驗選取表2-1所示3個因素的5個水平，試驗次數為15的正交設計表，共設計15套方案，以累積產油量為優選指標。

表2-1 空氣泡沫調驅3因素5水平表

因素泡沫液注入量/m3泡沫液注入速度/（m3·d-1）泡沫液濃度,% 水平120040.1 水平240080.2 水平3600100.3 水平4800120.4 水平51 000140.5

分析表如表2-2所示。

表2-2 直觀分析表

因素泡沫液注入量/m3泡沫液注入速度/（m3·d-1）泡沫液濃度,% 水平1739.89886.45875.69 水平2804.25940.35992.13 水平3925.31 012.651 002.49 水平41 010.511 001.54932.44 水平51 001.43991.29903.24 極差270.62126.2126.8 較優水平水平4水平3水平3

根據直觀分析表可以得出各因素的最優值組成的參數優化方案表見表2-3，即方案為最優參數方案。

表2-3 最優方案表

參數氣液比泡沫注入量/m3注氣速度/（m3·d-1）泡沫注入速度/（m3·d-1）泡沫液濃度,% 最優方案3∶180030100.3

結合現場工況和計算結果最終確定泡沫綜合調驅注入參數為：前置液段塞80 m3、注入最高限壓10 MPa；注入速度10 m3/d、泡沫總注入量800 m3。（在注入過程中適量加入自適應凝膠，以提高封堵效果，提高后期注水波及系數）。

2 現場應用

2.1 現場注入情況

2012年8月14日，按照設計方案具體注入情況見表3-1。

表3-1 1380試驗井區泡沫綜合調驅試驗區注入情況表

井號實注凝膠/m3前置液/m3泡沫液/m3調驅后注入壓力/MPa 1380-4308.636.2150.08.6 1284226.536.636.48.8 1284-2330.036.7149.38.4 1308-7344.137.0149.67.1 合計1 209.2146.5485.38.2

2.2 調驅前試驗區調驅井吸水情況測試

2012年8月14日對試驗區1308-7、1284-2、1284、1380-4四口水井進行吸水情況測試，記錄各井壓力，關閉各井閥門后再停泵。

圖3-1 試驗區綜合調驅前調驅井吸水能力測試變化圖

由圖3-1可看出，1284和1284-2兩口井的吸水能力強于1308-7和1380-4兩口井。

2.3 調驅后調驅井吸水測試

2012年10月31日對試驗區1308-7、1284-2、1284、1380-4四口水井進行吸水情況測試，開泵使泵壓達到10.5 MPa，記錄壓力，關閉各井閥門后再停泵。

由圖2-2可看出，經過調驅之后，四口注水井的吸水能力均有所下降，這也說明了調驅效果較好，已控制住水竄通道，也為后續水驅過程中注入參數調整提供了依據。

圖3-2 試驗區綜合調驅后調驅井吸水能力測試變化圖

3 結 論

通過現場4口注水井的泡沫綜合調驅，該區整體含水呈下降的趨勢，并趨于穩定，產油量逐漸增加。說明泡沫綜合調驅技術在該油田具有很好的適應性，通過對油層深部大孔道的封堵，有效提高了儲層動用程度和注水波及面積，隨著時間的延長增油控水效果會更加明顯。

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Research and Application of Foam Comprehensive Profile Control Technology in 1380 Well Area of Ganguyi Oilfield

1,1,1,2

（1.Yanchang Oilfield Company Ganguyi Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 716005, China；2. Yanchang Oilfield Company Zichang Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 716005, China）

Petroleum geological characteristics and reservoir characteristics in 1380 well area of Ganguyi oilfield were studied. The results show that Chang 6 reservoir in the well area belongs to low permeability reservoir; in water flooding process, due to the factors of heterogeneity and natural fractures,water injection failure caused by water breakthrough and water-out easily appears. Foam comprehensive profile control scheme was designed and optimized, and the scheme was applied 4 times in 1380 well area, the water flooding condition was effectively improved, the waterflood swept area was increased, which could provide a strong guarantee for efficient water flooding development in this area.

1380 well area; profile control and flooding; effect evaluation

楊海龍（1982-），男，研究生學歷，陜西鳳翔人，畢業于西安石油大學油氣田開發專業，研究方向：從事油田開發地質、油藏描述等方面工作。

2017-04-28

TE 357

A

1004-0935（2017）07-0682-02