弱凝胶调驱技术在旅大5－2油田的应用

2013-09-18郑继龙张相春宋志学

石油与天然气化工 2013年4期

关键词：生产井油藏凝胶

赵军郑继龙陈平张相春胡雪宋志学李峰

（中海油能源发展钻采工程研究院）

1 旅大5－2油田地质概况

1.1 构造特征

旅大5－2油田位于辽西凹陷中段，东侧紧靠辽西低凸起，属于辽西1号断层下降盘上的一个断块构造复合断块，分为东二上段和东二下段。辽西1号断层和次生断层把整个构造自北向南分为3个断块（见图1），即1号、2号和3号块。

1.2 油藏特征

旅大5－2油田主要是三角洲前缘亚相沉积砂体，储层分布相对较稳定，但油水系统较复杂。原油具有密度大、黏度高、硫含量低、蜡含量低、凝固点低等特点，属重质稠油。储层渗透率（1 000～4 000）×10－3μm2、孔隙度30%～36%，具有高孔、高渗的特征。具体油藏特征参数见表1。

表1 东二上段油藏特征Table 1 Reservoir characteristics of EdⅡu area

2 开发过程中存在的问题

2.1 油田开发现状

旅大5－2油田于2005年投产，到2012年10月，有55口生产井，17口注水井，油田日产油2 892 m3，年产油82.42×104m3，综合含水为57.1%，日注水4 940m3，累注水155.8×104m3，月度注采比1.01。

2.2 存在问题

（1）部分井受砂堵影响，产量递减较快。在地层能量充足、单井控制储量较大、井况正常的情况下，受原油黏度、防砂方式及开关井激动的影响，东二上段部分井出现砂堵现象，油井产量出现非常规递减。

（2）东二上段地下原油黏度在210.0～460.0 mPa·s之间，油水流度比大，层间动用不均衡，注入水／边水水窜，边部油井含水上升较快。

（3）边部稠油区产量较低。受黏度影响，边部几口定向井产能较低，平均比采油指数为0.5m3／（MPa·d·m）。

3 弱凝胶调驱现场应用

3.1 实施方案

针对旅大5－2油田东2块上段存在的问题，发挥弱凝胶提高水驱效率技术优势［1］，结合聚合物驱“改善油水流度比”和调剖 “改善油藏非均质性”的特点［2］，可以有效地解决水驱稠油油藏非均质性和油水流度比较大［3－4］的问题。通过室内试验，筛选出适合旅大5－2油田东二上段弱凝胶调驱体系并采用多段塞方式注入，具体注入情况见表2。

表2 调驱方案设计统计表Table 2 Profile control projects of weak gel

3.1 实施情况

弱凝胶调驱在旅大5－2油田2号块东二上段区块于2011年先后在A10、A20、B15、A22（见图2）四个井组进行实施（见表3）。

表3 调驱实施统计表Table 3 Practice statistics of weak gel profile control

3.3 应用效果分析

3.3.1 注入井调驱效果分析

通过现场动态资料分析，调驱后注入井注入压力上升，注入井视吸水指数下降（见表4）。

表4 注入井调驱效果统计表Table 4 Profile control effects of injection well

表4表明，弱凝胶调驱在4个井组应用过程中取得了一定效果。井组注入压力上升，最大上升压力为5.1MPa；井组视吸水指数下降，最大下降值为31.8m3／（d·MPa）。压力上升、吸水能力大幅下降，说明堵剂向深部运移，优势水流通道得到一定的封堵，吸水剖面得到调整。

3.3.2 生产井调驱效果分析

实施弱凝胶调驱后，区块21口生产井中有14口生产井不同程度出现增油降水效果，受效率达67%，区块综合含水由调驱前67%下降至60%，含水下降7%；产油量也由调驱前470m3／d上升至833m3／d（见图3）；井组平均有效期已超过12个月。截至2012年7月已累积增油6.4×104m3，其中B9井受效情况比较明显（见图4）。

弱凝胶调驱在旅大5－2油田2号块应用取得了较好的效果，有效解决了目前旅大5－2油田东二上段开发生产存在的问题。