弱凝膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)在大1塊復(fù)雜斷塊油藏的應(yīng)用與評(píng)價(jià)

胡鵬程

弱凝膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)在大1塊復(fù)雜斷塊油藏的應(yīng)用與評(píng)價(jià)

胡鵬程

中國石油遼河油田分公司興隆臺(tái)采油廠，遼寧 盤錦 124010

針對(duì)大平房油田復(fù)雜斷塊油藏高含水、后期注水利用率低、水驅(qū)效果不理想的問題，開展了酚醛體系油藏深部調(diào)驅(qū)技術(shù)研究和現(xiàn)場試驗(yàn)應(yīng)用。結(jié)果表明：酚醛體系深部調(diào)驅(qū)技術(shù)適用于大平房油田，凝膠體系與現(xiàn)場注入水配伍性良好，可改善水驅(qū)開發(fā)效果。該技術(shù)可為復(fù)雜斷塊“雙高期”注水開發(fā)老油田提高采收率開辟一條有效的途徑。

調(diào)驅(qū)技術(shù) 弱凝膠 酚醛樹脂 復(fù)雜斷塊油藏 三次采油

遼河油田已進(jìn)入高含水、高采收率、產(chǎn)量遞減階段，且高分散剩余油比例較大，特別是油田的主要產(chǎn)區(qū)大平房油田。長期水驅(qū)導(dǎo)致儲(chǔ)層各向異性，降低了波及體積和驅(qū)替效率［1-2］。由于儲(chǔ)層滲透率的不同，注入的水會(huì)沿高滲透層突進(jìn)，導(dǎo)致油田大量無效注水［3-4］。因此，及時(shí)查明產(chǎn)水層和產(chǎn)水方向，采取合理有效的措施，即深部調(diào)驅(qū)措施［5-6］，可以提高油田的采收率。在復(fù)雜的小斷塊油田中，采用凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)作為三次采油的主要措施，可以獲得增油、降水的效果［7-8］。本研究以東三段I油組為目標(biāo)層，選取大1塊開發(fā)老區(qū)進(jìn)行弱凝膠深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)。

1　油藏概況

1.1　構(gòu)造特征

油藏構(gòu)造為一近南北向的長軸背斜，主體被大平房斷層隔斷，有兩個(gè)局部高點(diǎn)，分別位于北部大氣2井和南部大10-12井附近。從下到上位置、構(gòu)造形態(tài)變化不大。

大平房斷層為南北走向、長期發(fā)育的東傾正斷層，是區(qū)塊內(nèi)油氣運(yùn)移的主要通道［9?10］。

1.2　沉積特征

東營組為陸上曲流河相沉積，沉積微相按其沉積特征可分為曲流河床、曲流砂壩、決口扇、天然堤及河漫沼澤5種。

1.3　儲(chǔ)層特征

東營組的巖芯以長石細(xì)砂巖和粉砂巖為主，石英含量為39.2%、長石含量為37.4%、巖屑含量為12.7%、填隙物含量約為10.7%，碎屑顆粒粗細(xì)混雜，直徑為0.01～0.9 mm，顆粒分選性中-好，磨圓程度主要為次圓-次尖狀，風(fēng)化程度一般較深，膠結(jié)類型以孔隙-接觸式為主。東三段儲(chǔ)層孔隙度25.7%，滲透率0.311μm2。整體儲(chǔ)層屬中高孔隙度、中滲儲(chǔ)層。

東三段Ⅰ油組井段相對(duì)集中于1 500～1 750 m，在150 m井距條件下連通系數(shù)可達(dá)到70%，井組連通性較好，具有完善的層系對(duì)應(yīng)潛力。

東三段地質(zhì)儲(chǔ)量4.38×106t，占總地質(zhì)儲(chǔ)量的59.5%，標(biāo)定采收率22.3%，可采儲(chǔ)量9.767×105t，累產(chǎn)油6.251×105t，采出程度14.27%，剩余可采儲(chǔ)量3.516×105t。

Ⅰ油組地質(zhì)儲(chǔ)量2.03×106t，可采儲(chǔ)量4.53×105t，累產(chǎn)油3.688×105t，剩余可采儲(chǔ)量8.42×104t。

Ⅱ油組地質(zhì)儲(chǔ)量2.35×106t，可采儲(chǔ)量5.24×105t，累產(chǎn)油2.745×105t，剩余可采儲(chǔ)量2.495×105t。

2　深部調(diào)驅(qū)技術(shù)實(shí)施

2.1　室內(nèi)試驗(yàn)

選取水樣為大1塊現(xiàn)場井組注入水，采用0.2%、0.15%和0.1%的聚丙烯酰胺和酚醛樹脂進(jìn)行配比，開展了室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，對(duì)凝膠成膠強(qiáng)度進(jìn)行跟蹤觀察，結(jié)果如圖1所示。由圖1可知：3組實(shí)驗(yàn)樣品未出現(xiàn)破膠現(xiàn)象，調(diào)驅(qū)藥劑與注入水配伍性良好，成膠峰值出現(xiàn)在7 d左右；3種樣品的成膠曲線較好、成膠穩(wěn)定，凝膠峰值和成膠時(shí)間的變化趨勢(shì)與大1塊地質(zhì)調(diào)驅(qū)方案一致。

圖1　凝膠劑成膠強(qiáng)度曲線

2.2　配方體系選擇

通過開展室內(nèi)配方研究，篩選大1塊的深部調(diào)驅(qū)體系為弱凝膠深度調(diào)驅(qū)。對(duì)不同濃度的凝膠劑進(jìn)行成膠性能、抗剪切能力、穩(wěn)定性能實(shí)驗(yàn)，最終形成了適合該區(qū)塊的配方體系，主體系1的配方組成為0.2%聚合物+0.2%交聯(lián)劑；主體系2的配方組成為0.2%聚合物+0.15%交聯(lián)劑；主體系3的配方組成為0.2%聚合物+0.1%交聯(lián)劑?；瘜W(xué)劑為聚合物陰離子聚丙烯酰胺，分子量為2 000萬。交聯(lián)劑為酚醛樹脂。

通過圖1凝膠劑成膠強(qiáng)度曲線與表1綜合分析，優(yōu)選凝膠配方為0.2%聚丙烯酰胺+0.2%酚醛樹脂。

表1　大1塊剩余可采儲(chǔ)量統(tǒng)計(jì)

2.3　試驗(yàn)井優(yōu)選

以注水為中心，優(yōu)選有利層位及相帶，開展深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)，探索提高采收率方式。以東三段Ⅰ油組為主、目前井網(wǎng)為基礎(chǔ)，利用套變、套斷等井況復(fù)雜井實(shí)施側(cè)鉆，逐步完善注采系統(tǒng)。在東三段選取有利相帶、層段、井組開展深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)，優(yōu)選連通性較好的大12-17井組作為試驗(yàn)井。

大12-17井組對(duì)應(yīng)6口受效油井，井組砂體發(fā)育，連通性好，連通系數(shù)85.7%。

通過井口測試大12-17井組吸水剖面的相對(duì)吸水量，結(jié)果如圖2所示。由圖2可知：大12-17井組只啟動(dòng)3個(gè)注水層，其他小層均未啟動(dòng)，層間突進(jìn)嚴(yán)重，注水利用率低，剩余油挖潛潛力大，井組6口受效油井平均含水82.7%。

圖2　大12-17井組吸水剖面的相對(duì)吸水量

3　調(diào)驅(qū)措施應(yīng)用評(píng)價(jià)

目前已對(duì)大12-17井組開展深部調(diào)驅(qū)工作，結(jié)果見表2。由表2可知：累計(jì)注入凝膠劑8 985 m3，較調(diào)驅(qū)前注入壓力平均上升2.5 MPa，現(xiàn)場成膠率100%，配伍性良好。

表2　大12-17井組深部調(diào)驅(qū)井組施工情況統(tǒng)計(jì)

大1塊轉(zhuǎn)驅(qū)井組1個(gè)，對(duì)應(yīng)采油井總數(shù)6口，日產(chǎn)油從6.8 t上升到目前的9.5 t，綜合含水從82.7%下降到60%，井組累計(jì)增油11 002 t。

大12-17井組實(shí)施深部調(diào)驅(qū)技術(shù)后，對(duì)其剖面進(jìn)行分析，結(jié)果見圖3。由圖3可知：吸水剖面發(fā)生巨大改變，實(shí)施措施前只有53、54、79這3個(gè)小層吸水；實(shí)施措施后，啟動(dòng)49、50、52、57這4個(gè)小層，封堵2個(gè)小層。

圖3　調(diào)剖前后大12-17井組吸水剖面的相對(duì)吸水量

4　結(jié)論

1）現(xiàn)場采用0.2%聚丙烯酰胺+0.2%酚醛樹脂體系，成膠100%，配伍性良好，吸水剖面前后發(fā)生巨大變化，證明酚醛體系封堵效果較好。

2）針對(duì)大平房油田水淹嚴(yán)重問題，通過開展弱凝膠深部調(diào)驅(qū)研究與試驗(yàn)來實(shí)現(xiàn)對(duì)高滲透層有效封堵，啟動(dòng)中低滲透層，提高注入水的波及效率，改善水驅(qū)效果，為“雙高期”水驅(qū)老油田提高采收率開辟了一條有效的途徑。

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Application and evaluation of weak gel deep regulation flooding technology in Da1 complex fault?block reservoir

HU Pengcheng

，124010，

In order to solve the problems of low water injection efficiency and poor water flooding effect in the late high water cut stage of Dapingfang complex fault block reservoir， the deep profile control and displacement technology of phenol-formaldehyde system reservoir was studied and the field test was carried out. Results showed that the deep profile control and displacement technology of phenol-formaldehyde system was suitable for Dapingfang oilfield， and the gel system had good compatibility with field injection water to improve the development effect of water flooding. It provided an effective way to enhance oil recovery in "double high period" waterflooding old oil field of complex fault block.

profile control and oil displacement technology； weak gel； phenolic resin； complex fault-block reservoir； tertiary oil recovery

2021-11-22

胡鵬程，工程師；研究方向：采油氣工程；E-mail：95198297@qq.com

［責(zé)任編輯 荀志金］