凝胶颗粒深部调驱技术在轮南油田的应用

陈 兰，刘 敏，于志楠，王 鹏，徐海霞，钟 婷，庹维志，兰美丽

(中国石油塔里木油田公司 a.油气工程研究院；b.开发事业部，新疆 库尔勒 841000)

凝胶颗粒深部调驱技术在轮南油田的应用

陈 兰a，刘 敏b，于志楠b，王 鹏a，徐海霞a，钟 婷a，庹维志a，兰美丽a

(中国石油塔里木油田公司 a.油气工程研究院；b.开发事业部，新疆 库尔勒 841000)

轮南油田2井区T1油组储层非均质性严重，严重影响注水开发效果。深部调驱具有改善油藏在平面和剖面上的矛盾，提高水驱效果的作用。根据耐温耐盐调剖调驱剂的性能评价，在轮南A井开展了凝胶颗粒深部调驱的矿场试验。室内结果表明，凝胶颗粒具有较好的耐温抗盐性能和较好的封堵性能。矿场试验表明，该井压力指数上升，PI值由6.7提升到15.5，FD由29%提高到62%；剖面改善明显，高吸水段得到控制，从74.9%下降到35.1%，低吸水段吸水能力增加。井组调驱后产量递减减缓，有效期内累积增油4 115.6 t，效果明显。该井深部调驱技术成功应用，对深部调驱技术在整个T1油组实施整体调驱，高温高盐复杂地层条件下的高含水区块稳油控水具有重要意义。

轮南油田；深部调剖；高温高盐油藏；凝胶

轮南油田已进入高含水开发期，注入水形成低效和无效循环，严重影响水驱开发效果。深部调驱技术作为一项改善水驱开发效果、实现油藏稳产的重要技术手段，已在高含水油田得到成功应用[1-5]。针对轮南油田T1油组高温(120 ℃)、高矿化度(22×104mg/L)的特点，通过在原NPLS材料中引入耐温耐盐单体，使NPLS抗二价阳离子性能提高；同时颗粒复合高韧性纤维，达到进一步提高NPLS抗热/盐/剪切性/耐冲刷能力，以适应轮南高温、高盐、高强度注水的油藏特点。

1 实验及结果

1.1 溶胀度性能测试

实验室考察了盐度和盐类型对成型样品(固含量35%)的影响，实验温度95 ℃，水介质中的含盐量列在表1中，表1中1#表示含Na+为15×104mg/L、含Ca2+为零、3#表示含Na+为零、含Ca2+为2 000 mg/L。

分别测定7个样品在盐水和淡水中96 h内的膨胀倍数，实验结果见图1。图1表明96 h内预交联凝胶颗粒在淡水中的膨胀倍数量最大，在盐水中的膨胀倍数在9～13。

1#、3#、5#、6#和7#样品在15 d时的膨胀倍数见表2。表2中的数据说明，随着时间的延长，PLS预交凝胶继续吸水膨胀。其中淡水中的样品膨胀率达62.22倍。1#和5#的膨胀倍数从13倍提高到20倍左右。但在单一类型的钙盐中膨胀率有所减少(由9下降到8左右)。油当中的样品膨胀倍数继续减少(由0.64 下降到0.39)。

随着时间的延长，NPLS预交联凝胶继续吸水膨胀。膨胀速率的实验说明，NPLS预交联凝胶膨胀速率较慢，有利于深部处理。

1.2 热稳定性测试

模拟地层温度120 ℃，介质采用轮南油田地层水，总矿化度22×104mg/L，多价阳离子>10×103mg/L，评价NPLS调剖剂8个样品，结果见表3。表3中m1、m2、m3抗温抗盐时间超过30 d，可以应用于现场，其中m1性能最佳。

表2 15 d时的膨胀倍数

样号1#3#5#7#8#膨胀倍数20.447.7819.2862.220.39

表3 不同调剖剂在120 ℃下的稳定性

1.3 堵塞率实验

实验温度15 ℃，水凝胶浓度0.3%，测定堵塞率，累计注入时间1 000 s，如图2所示，堵塞率达99%。

2 矿场试验及效果评价

2.1 调驱方案

以降低TI3层4 732.0 m～4 749.0 m段高吸水层相对吸水量、改善吸水剖面，缓解层间和平面矛盾为原则，采用大剂量深部调剖，方案设计调驱剂用量3 900 m3，实际用量3 975 m3，各段塞用量见表4。施工从2011年5月12日开始，到2011年6月11日结束。

表4 各段塞调剖剂用量参数

2.2 效果评价

1)注水井 从注水井的调驱前后的压力指数和充满度(见表5)可知，吸水指数下降明显，18.6下降至13.6，该井压力指数上升，PI值由6.7提升到15.5，结果表明近井地带的高渗透层得到较好的封堵，注水压力提高，吸水能力降低，水窜得到抑制。

从吸水剖面看(见表6)，调驱后，相对吸水量更均匀，高吸水段4 732 m～4 737 m得到控制，从74.9% 下降到35.1%，低吸水段吸水能力增加。层间吸水能力得到改善：TI2小层相对吸水量从5.27%增加到34.5%，TI3小层相对吸水量从94.7%下降到65.5%。

表5 调驱前后视吸水指数和充满度对比

表6 调驱前后吸水剖面监测数据对比

2)油井 调驱后对应4口井受效，试验井组累计增油量见图3 。井组调驱后产量递减减缓，累积增油4 115.6 t。

3 结论

1)室内研究结果表明，凝胶颗粒具有较好的耐温抗盐性能，同时具有较好的封堵性能。

2)轮南井区T1油藏试验取得较好增油降水效果，井组累计增油4 115.6 t。

3)室内实验及矿场试验表明，该凝胶颗粒深部调驱技术适合轮南油田高温高盐(120 ℃、22×104mg/L)高含水期油藏，为类似油藏改善水驱开发效果、实现油藏稳产具有一定的借鉴和指导意义。

[1] 何江川，廖广志，王正茂.关于二次开发与三次采油关系的探讨[J].西南石油大学学报:自然科学版，2011,33(3):96-100.

[2] 熊春明，唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势[J].石油勘探与开发，2007,34(1):33-33.

[3] 李晨毓，赵海林，辛启魏，等.复杂断块深部调驱技术研究与应用[J] .石油钻采工艺,2013,3(55):104-106.

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[5] 李东文，汪玉琴，白雷，等.深部调驱技术在砾岩油藏的应用效果[J].新疆石油地质，2012,33(2):203-210.

ApplicationofGelPelletsDeepProfileControlTechnologyinLunnanOilfield

CHEN Lana， LIU Minb， YU Zhi-nanb， WANG Penga， XU Hai-xiaa， ZHONG Tinga， TUO Wei-zhia, LAN Mei-lia

(a.Research Institute of Oil and Gas Engineering; b.Development Department,Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla841000, Xinjiang, China)

The heterogeneous of wellblock-2of Lunnan oilfield is serious, so it seriously affects the effect of water flooding. The role of deep profile control is to improve the reservoir heterogeneity and enhance the efficiency of water flooding. Several agents performance were evaluated，and gel deep profile control test was conducted in Lunnan A well of Lunnan Oilfield. The laboratory studies show that the gel is of better performance of high temperature and salt resistance, and the gel is of good water shutoff performance. The field pilot test shows that the pressure index increases, and the PI increased from6.7to15.5; the FD increased from29% to62%. The water injection profile is improved apparently， and the high water absorbing layer is controlled. It decreased from74.9% to35.1%. The incremental oil for slowdown decline was4115.6t. The obvious effects indicate that the successful application of deep profile control technology to the pilot test area is of implication for development of the whole T1reservoir and others with high temperature and high salinity.

Lunnan oilfield; deep profile; high temperature and high salinity reservoir; gel

中国石油股份公司重大科技专项(轮南油田轮2油组深部调驱关键技术)：2010E-21

2017-05-01

陈兰(1978-)，女，湖北潜江人，高级工程师，硕士，从事油气田开发管理工作，E-mail：chenlan-tlm@petrochina.com.cn。

TE357

B

1008-9446(2017)06-0015-03