牛12东营双高区块调驱技术的研究及应用

2015-08-15徐海波中油辽河油田公司茨榆坨采油厂辽宁辽中110206

化工管理 2015年8期

徐海波(中油辽河油田公司茨榆坨采油厂，辽宁辽中 110206)

1 区块概况及存在的主要问题

1.1 概况和开发现状

牛12东营位于牛居油田中部，含油面积1.35km2，石油地质储量372.0×104t，可采储量128.0×104t，标定采收率34.4%。截至2012年9月，断块共有油井33口，开井18口，日产液496.0t，日产油23.0t，综合含水95.44%，采油速度0.22%，采出程度32.48%，可采储量采出程度达94.40%；注水井10口，开井10口，日注水量613m3，月注采比1.07，累积注水515.6345×104m3，累积注采比0.72，累积地下亏空201.96×104m3。

1.2 注水开发中存在的问题

1.2.1 水淹严重，剩余油分布零散

由于受注水及边水推进双重因素影响，断块水淹严重，综合含水达到95%左右，已处于特高含水期。

1.2.2 层间矛盾严重

东营组油层均质程度低，均质系数为0.3-0.6，层间渗透率级差为10-50倍，层间非均质性强，层间矛盾严重。

2 深部调驱技术研究

2.1 技术原理

由于油层存在严重非均质性，注水开发时间长，注水开发强度大，注入水往往沿高渗透大孔道突进油井，使其含油饱和度降低，而低渗透油层未被驱替，造成水驱效率低。因此必须预封堵高渗大孔道，增加中、低渗透层的吸水能力，从而改变水驱方向来提高水驱效果。应用弱凝胶携带体膨颗粒调驱体系[1]，对高渗通道产生一定的封堵作用，同时在后续注水的推动下缓慢的向地层深部移动[2]，体膨颗粒在弱凝胶的携带下也可进入地层深部封堵，改善水驱效果。

2.2 调驱体系筛选

牛12东营区块地层温度约为70℃，根据渗透率1506×10-3μm2,注入水pH值6.8，矿化度1230.57-3552.09mg/L L，原油粘度0.5MPa·s等参数，优选铬体系为该块调驱体系。同时选择大膨胀倍数的体膨颗粒来封堵大孔道。

2.3 影响调驱剂性能的主要因素

2.3.1 聚合物分子量的影响

将不同分子量的聚合物配制成0.3%的溶液，加入一定量的交联剂，候凝7d，测试凝胶粘度。从实验结果可知，聚合物的分子量越大，形成的凝胶粘度越大，依据成胶强度选用1900万分子量聚合物。

2.3.2 聚合物浓度的影响

分别用0.15%-0.5%不同浓度的聚合物（阴离子聚丙烯酰胺）溶液，加入定量的有机复合铬交联剂，测定凝胶初凝、终凝时间及凝胶粘度[3]。

实验结果表明，保持交联剂浓度不变时，聚合物浓度越高，初凝、终凝时间越短，成胶后粘度越大。初凝时间为168-48h，终凝时间为240-96h，成胶后凝胶粘度为2600-12667MPa·s。为了保证一定的凝胶粘度和成胶时间，选用HPAM浓度为0.3%。

2.3.3 交联剂浓度的影响

用0.3%浓度聚合物溶液，分别加入0.1-0.3%不同浓度的有机铬交联剂，测定凝胶粘度和凝胶时间。

实验结果表明:交联剂浓度增加，凝胶的交联反应速度提高，凝胶粘度增加，初凝时间、终凝时间缩短，成胶后凝胶粘度为1767-14467MPa·s,当交联剂浓度超过0.25%时，成胶后不稳定，有脱水现象，考虑保证一定强度的凝胶粘度，故选用交联剂浓度为0.15%。

3 应用效果分析

3.1 水井注入压力上升

调驱前注水井平均注入压力7.3MPa，调驱后注水井平均注入压力11.2MPa，平均上升了3.9MPa。

3.2 吸水剖面得到一定改善，纵向矛盾得到缓解

对比调驱水井2012年与2013年吸水剖面，2013年共新增吸水层16层，增加吸水厚度70.2m，共封堵8个层，共抑制吸水厚度为36.6m，水驱储量动用程度由24.44%上升至37.11%。纵向矛盾得到缓解。

3.3 增油效果显著

井组于2012年11月开始调驱，调驱后液量油量平稳，自2013年6月起，井组产量大幅度上升，井组日产液量由调驱前的231.4t上升到556.0t，日产油量由8.0t上升到20.1t，上升了1.5倍，综合含水由96.5%下降至96.4%，区块采油速度由0.24上升至0.31。实现了在控制含水上升的同时提高产量。截至目前，调驱区域累积增油2213.1t，增油效果显著。