GO7-23-5206井组凝胶调剖设计及效果分析

隋海庆, 江厚顺, 黄榆杰, 李 品



GO7-23-5206井组凝胶调剖设计及效果分析

隋海庆, 江厚顺, 黄榆杰, 李 品

（长江大学 石油工程学院，湖北 武汉 430100）

井间动态连通性是油藏动态分析的重要内容之一。孤东七区具有高孔高渗、强非均质、储层结构疏松、易出砂的特征。由于孤东油田水驱不均匀，使注入水在平面上形成水驱水流优势通道，从而有可能降低水的扫驱效率。针对这一严峻形势，先用流管图模拟出大孔道以及具有注采对应关系的注水井组。为后期调剖，选井选层提供重要的依据。并且通过连通性分析可以判别水流优势通道分布，最终达到提高采收率的目的。系统开展窜流通道定量化调剖技术提高采收率的研究。选定了一个具有代表性的典型注水井组，以凝胶为调剖剂，利用CMG软件，通过对凝胶的注入量和注入时间，从而确定注入速度，最后根据投入产出比，优选出最合适的方案，并在现场实施中获得良好的效果。

井间连通性；水驱不均匀；凝胶调剖剂；采收率

孤东油田七区西区块位于孤东构造的东翼，流体性质属于低凝固点、低含硫量、低含蜡量、高粘度原油 。孤东七区西馆上段54-61属高孔、高渗砂岩储层，平面非均质性严重。堵水调驱调剖技术在含水率较高的油田开发后期稳产(增产)措施中占有重要地位，由于油田水驱问题的日益复杂，对该领域技术要求越来越高，促使堵水调剖及相关技术的不断革新，尤其近年来在深部液流转向剂研究与应用方面取得了许多新进展，形成包括弱凝胶、胶态分散凝胶(CDG)等多套深部调剖(调驱)技术[1-3]，为我国高含水油田改善水驱开发效果、提高采收率发挥着重要作用。

1 凝胶驱油机理

交联凝胶驱油技术，是近几年来在聚合物驱技术[4]和凝胶堵水技术[5]基础上形成的一种驱油技术，它使用聚合物，加入某种交联剂，使之形成一种新的凝胶体系[6,7]。近年来，随着认识的不断深入，提出了在注水井中注交联聚合物的概念，如凝胶体系油藏深部液体转向技术（Indeepth Drive Fluid Diversion）、胶态分散凝胶驱油技术（Collidal Dispersion Gel）[8-10]。交联凝胶驱油位于传统的堵水调剖和聚合物驱之间，它打破了聚合物驱的传统概念，实现了对大孔道的封堵效果，从而实现调剖的目的。将聚合物交联[1-3]以提高其适应性的作法，在油田应用十分广泛。

2 调剖方案设计

2.1 方案设计

对孤东GO7-23-5206井组进行调剖方案设计。根据凝胶堵剂不同的注入浓度、注入速度，注入量设计调剖方案，如表1。

表1 不同浓度、不同速度下的的凝胶调剖方案表

利用CMG软件模拟结果如图1-6所示。

图1 CMG模拟22-206井的含水率变化

图2 CMG模拟23-1206井的含水率变化

图3 CMG模拟23-5186井的含水率变化

图4 CMG模拟23XN226井的含水率变化

图5 CMG模拟24N215井的含水率变化

图6 CMG模拟24-3206井的含水率变化

2.2 方案优选

根据以上设计方案利用CMG数值模拟软件进行模拟计算可以得到七区西54-61单元GO7-23-5206井组在不同注入浓度、注入量下井组所对应的总增油量以及投入产出比数，投入产出比按照原油价格0.196万元/t，调剖施工费3.8万元/井，聚合物以1.4万元，交联剂以1.2万元/t计算。其结果如表2。

表2 不同方案在GO7-23-5206井组增油量数据表

不同浓度，不同注入量下的增油量以及不同浓度，不同注入量下的投入产出比做成图表，如图7-8所示。

图7 不同浓度，不同注入量下的增油量

Fig 7 Different concentrations, different injection influence oil increment

图8 不同浓度,不同注入量下的投入产出比

Fig 8 Different concentrations, different injection influence

由表中数据可知，对于井组GO-23-5206井组的受效油井增油量是随着凝胶的注入量而增加，而投入产出比则是在低浓度下效果才更显著。结合现场实际，建议对水井GO-23-5206以聚合物+交联剂的注入浓度为0.35%+0.35%，注入量为3 000 m3的方案注入最符合方案优化。

3 现场试验及应用

3.1 调剖方案设计

设计GO7-23-5206井组的调剖层施工设计如表3。

表3 GO7-23-5206井组施工参数设计

对GO7-23-5206井应用凝胶进行调剖，用量3000 m3，其中聚合物浓度为0.35%，交联剂浓度0.35%，施工压力12MPa。

3.2 现场应用效果

GO7-23-5206井组调剖效果如表4。

表4 对应油井生产状况

GO7-23-5206井组的6口油井GO7-24N215、GO7-22-206、GO7-23-1206、GO7-23XN226、GO7-23-5185、GO7-24-3206分别累计增油83t、76.7t、32.2t、78t、64.8t、136.4t，GO7-23-5206井组累计增产471.1t。其结果与CMG数值模拟软件模拟出来的结果差别不大，基本符合实际情况。

4 结束语

本文利用油水井生产动静态资料，模拟出了孤东油田七区西41-51单元、七区西63+4单元、七区西54-61单元窜流通道流线分布图，并且基本符合油田现场实际；通过CMG数值模拟软件，结合目的区块剩余油分布及水淹现状，针对GO7-23-5206调剖井进行了方案设计，设计注凝胶调剖剂用量分别为1 600、2 000、2 500和3 000 m3，以此方案指导现场施工。其中优选为：聚合物浓度为0.35%，交联剂浓度0.35%，用量3 000 m3，由CMG数值模拟GO7-23-5206井组累增油454.4 t；在现场试验中，GO7-23-5206实际施工方案为3 000 m3（凝胶）增油471.1 t。

参考文献：

［1］ 韩燕平. 聚合物调剖及驱油物理模拟研究[D]. 东北石油大学，2011.

［2］ 王闯. 渤海NB35-2油田调驱剂筛选及其性能评价[D]. 东北石油大学，2012.

［3］ 陈星光. 基于聚合包裹法的Cr(Ⅲ)微胶囊的制备与性能研究[D].西南石油大学，2014.

［4］ 李永太. 弱凝胶驱油技术研究[D]. 西南石油学院，2004.

［5］ 刘长信. 秦家屯油田提高采收率研究[D]. 东北石油大学，2013.

［6］王代刚. 预交联凝胶颗粒分散体系微观渗流机制研究[D]. 中国石油大学(华东)，2013.

［7］ 戚勇. 耐高温聚合物调剖剂的研制与评价[D]. 大庆石油学院，2009.s

［8］ 张秀萍. 聚驱后利用残余聚合物调剖技术研究[D]. 东北石油大学，2010.

［9］ 佟乐. 海外河油田多轮次调剖堵水室内研究[D]. 大庆石油学院，2009.

［10］ 栾洪波. 深部调剖交联体系的研究[D]. 大庆石油学院，2010.

Design and Performance Analysis of Gel-type Profile Control Agent for GO7-23-5206 Well Group

,,,

（Petroleum engineering college of Yangtze university, Hubei Wuhan 430100, China）

The inter-well dynamic connection is one of the most essential contents for reservoir performance analysis. The 7th Gudong district is featured as large porosity, high permeability, intense homogeneity, loose reservoir structure and productive sand. As the heterogeneity of water flooding in Gudong oil field drove injected water to construct an advantaged passage at the platform, the water flooding efficiency may be lower to some extent. In order to combat the steep situation, the flow chart can be applied to the simulation of large pore passage and the water injection well group where there is certain relationship between injection and production. Also, it can provide essential proof for the profile modification, well and layer selection. Enhancing oil recovery could be achieved finally if the arrangement of advantaged passage for water flow was concluded by analyzing the probability of connection. The research on quantitative profile modification in streaming passage should be systematically carried out to enhance oil recovery. At first, representative water injection group was selected, and gel was used as profile modification agent. Then, CMG software was used to analyze the injection volume and time of gel to determine the injection rate. At last, according to input-output ratio, the best scheme was determined.

inter-well connecting ability; heterogeneous performance of water flooding; gel profile modification agent; recovery

TE 327

A

1671-0460（2016）09-2176-04

2016-07-28

隋海庆（1990-），男，山东省寿光市人，在校研究生，就读于长江大学石油工程学院，研究方向：提高采收率。E-mail：849779537@qq.com。