甘谷驛油田1380井區(qū)泡沫綜合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用

楊海龍，蘭延陵，蘭張學(xué)，李君

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甘谷驛油田1380井區(qū)泡沫綜合調(diào)驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用

楊海龍1，蘭延陵1，蘭張學(xué)1，李君2

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

甘谷驛油田1380井區(qū)油藏地質(zhì)特征與儲(chǔ)層特征研究表明井區(qū)長(zhǎng)6油藏屬于低滲透油藏，注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中，由于地層非均質(zhì)性和天然裂縫發(fā)育等因素，極易造成油井水串、水淹，造成注水失效。針對(duì)該區(qū)設(shè)計(jì)并優(yōu)化了泡沫綜合調(diào)驅(qū)方案，共計(jì)在1380井區(qū)應(yīng)用4次，有效改善了水驅(qū)狀況，提高了注水波及面積，為該區(qū)高效水驅(qū)開(kāi)發(fā)提供了有力保障。

1380井區(qū)；調(diào)驅(qū)；效果評(píng)價(jià)

1380井區(qū)為甘谷驛油田超前注水的典型，主力開(kāi)發(fā)層系為長(zhǎng)6，區(qū)塊面積1.22 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量75.087 5×104t。現(xiàn)有注水井11口，采油井20口，可采儲(chǔ)量采出程度8.22%。試驗(yàn)井區(qū)整體呈現(xiàn)出剩余開(kāi)發(fā)潛力較大，但由于注入壓力抬升天然裂縫張啟，出現(xiàn)單井產(chǎn)量下降迅速、油井見(jiàn)水快、見(jiàn)水后含水率直線上升的問(wèn)題，當(dāng)前區(qū)塊綜合含水率已達(dá)61%，由此，在單井井況改造基礎(chǔ)上，進(jìn)行有效的水驅(qū)調(diào)控是該類儲(chǔ)層深度挖潛的關(guān)鍵。

1 泡沫調(diào)驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)參數(shù)優(yōu)化方案設(shè)計(jì)

基于泡沫綜合調(diào)驅(qū)影響因素研究，對(duì)調(diào)驅(qū)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(gè)主要的注采工藝參數(shù)進(jìn)行優(yōu)化。因此本次試驗(yàn)選取表2-1所示3個(gè)因素的5個(gè)水平，試驗(yàn)次數(shù)為15的正交設(shè)計(jì)表，共設(shè)計(jì)15套方案，以累積產(chǎn)油量為優(yōu)選指標(biāo)。

表2-1 空氣泡沫調(diào)驅(qū)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(yōu)水平水平4水平3水平3

根據(jù)直觀分析表可以得出各因素的最優(yōu)值組成的參數(shù)優(yōu)化方案表見(jiàn)表2-3，即方案為最優(yōu)參數(shù)方案。

表2-3 最優(yōu)方案表

參數(shù)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(yōu)方案3∶180030100.3

結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)工況和計(jì)算結(jié)果最終確定泡沫綜合調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)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(guò)程中適量加入自適應(yīng)凝膠，以提高封堵效果，提高后期注水波及系數(shù)）。

2 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

2.1 現(xiàn)場(chǎng)注入情況

2012年8月14日，按照設(shè)計(jì)方案具體注入情況見(jiàn)表3-1。

表3-1 1380試驗(yàn)井區(qū)泡沫綜合調(diào)驅(qū)試驗(yàn)區(qū)注入情況表

井號(hào)實(shí)注凝膠/m3前置液/m3泡沫液/m3調(diào)驅(qū)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(jì)1 209.2146.5485.38.2

2.2 調(diào)驅(qū)前試驗(yàn)區(qū)調(diào)驅(qū)井吸水情況測(cè)試

2012年8月14日對(duì)試驗(yàn)區(qū)1308-7、1284-2、1284、1380-4四口水井進(jìn)行吸水情況測(cè)試，記錄各井壓力，關(guān)閉各井閥門后再停泵。

圖3-1 試驗(yàn)區(qū)綜合調(diào)驅(qū)前調(diào)驅(qū)井吸水能力測(cè)試變化圖

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

2.3 調(diào)驅(qū)后調(diào)驅(qū)井吸水測(cè)試

2012年10月31日對(duì)試驗(yàn)區(qū)1308-7、1284-2、1284、1380-4四口水井進(jìn)行吸水情況測(cè)試，開(kāi)泵使泵壓達(dá)到10.5 MPa，記錄壓力，關(guān)閉各井閥門后再停泵。

由圖2-2可看出，經(jīng)過(guò)調(diào)驅(qū)之后，四口注水井的吸水能力均有所下降，這也說(shuō)明了調(diào)驅(qū)效果較好，已控制住水竄通道，也為后續(xù)水驅(qū)過(guò)程中注入?yún)?shù)調(diào)整提供了依據(jù)。

圖3-2 試驗(yàn)區(qū)綜合調(diào)驅(qū)后調(diào)驅(qū)井吸水能力測(cè)試變化圖

3 結(jié) 論

通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)4口注水井的泡沫綜合調(diào)驅(qū)，該區(qū)整體含水呈下降的趨勢(shì)，并趨于穩(wěn)定，產(chǎn)油量逐漸增加。說(shuō)明泡沫綜合調(diào)驅(qū)技術(shù)在該油田具有很好的適應(yīng)性，通過(guò)對(duì)油層深部大孔道的封堵，有效提高了儲(chǔ)層動(dòng)用程度和注水波及面積，隨著時(shí)間的延長(zhǎng)增油控水效果會(huì)更加明顯。

［1］吳詩(shī)勇，李自安，姚峰，等．儲(chǔ)集層大孔道的識(shí)別及調(diào)剖技術(shù)研究[J]．東華理工學(xué)院學(xué)報(bào)，2006，29(3)：245-247.

［2］王平美．弱凝膠調(diào)驅(qū)體系在巖心試驗(yàn)中的行為特性研究［J］．石油鉆采工藝，2002 (5)：85.

［3］張艷英，萬(wàn)芬，唐山，等．低溫油藏深部調(diào)驅(qū)用弱凝膠體系研究［J］．應(yīng)用化工，2012, 41 (4)：570-572.

［4］吳秀田，汪寶新，陳龍偉, 等．二連油田弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)［J］．石油鉆采工藝，2006, 28：49-52.

［5］Eoff L，F(xiàn)unkhousor G P，Cowan M．Higll-density monomersystem for formation consolidation／water-shutoff applications [J]．SPE Produc -tion，2001，16 (3)：176-180．

［6］Romero C，Matin A B，Candiales L E．Non-selective placement of apolymer gel treatment to improve water injection profile and sweep efficiency in the Lasomar Field，Venezuela[C]．SPE 80201-MS，2003．

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(xué)歷，陜西鳳翔人，畢業(yè)于西安石油大學(xué)油氣田開(kāi)發(fā)專業(yè)，研究方向：從事油田開(kāi)發(fā)地質(zhì)、油藏描述等方面工作。

2017-04-28

TE 357

A

1004-0935（2017）07-0682-02