弱凝胶深部调驱技术在大1块复杂断块油藏的应用与评价

胡鹏程

弱凝胶深部调驱技术在大1块复杂断块油藏的应用与评价

胡鹏程

中国石油辽河油田分公司兴隆台采油厂，辽宁 盘锦 124010

针对大平房油田复杂断块油藏高含水、后期注水利用率低、水驱效果不理想的问题，开展了酚醛体系油藏深部调驱技术研究和现场试验应用。结果表明：酚醛体系深部调驱技术适用于大平房油田，凝胶体系与现场注入水配伍性良好，可改善水驱开发效果。该技术可为复杂断块“双高期”注水开发老油田提高采收率开辟一条有效的途径。

调驱技术 弱凝胶 酚醛树脂 复杂断块油藏 三次采油

辽河油田已进入高含水、高采收率、产量递减阶段，且高分散剩余油比例较大，特别是油田的主要产区大平房油田。长期水驱导致储层各向异性，降低了波及体积和驱替效率［1-2］。由于储层渗透率的不同，注入的水会沿高渗透层突进，导致油田大量无效注水［3-4］。因此，及时查明产水层和产水方向，采取合理有效的措施，即深部调驱措施［5-6］，可以提高油田的采收率。在复杂的小断块油田中，采用凝胶调驱技术作为三次采油的主要措施，可以获得增油、降水的效果［7-8］。本研究以东三段I油组为目标层，选取大1块开发老区进行弱凝胶深部调驱试验。

1　油藏概况

1.1　构造特征

油藏构造为一近南北向的长轴背斜，主体被大平房断层隔断，有两个局部高点，分别位于北部大气2井和南部大10-12井附近。从下到上位置、构造形态变化不大。

大平房断层为南北走向、长期发育的东倾正断层，是区块内油气运移的主要通道［9‑10］。

1.2　沉积特征

东营组为陆上曲流河相沉积，沉积微相按其沉积特征可分为曲流河床、曲流砂坝、决口扇、天然堤及河漫沼泽5种。

1.3　储层特征

东营组的岩芯以长石细砂岩和粉砂岩为主，石英含量为39.2%、长石含量为37.4%、岩屑含量为12.7%、填隙物含量约为10.7%，碎屑颗粒粗细混杂，直径为0.01～0.9 mm，颗粒分选性中-好，磨圆程度主要为次圆-次尖状，风化程度一般较深，胶结类型以孔隙-接触式为主。东三段储层孔隙度25.7%，渗透率0.311μm2。整体储层属中高孔隙度、中渗储层。

东三段Ⅰ油组井段相对集中于1 500～1 750 m，在150 m井距条件下连通系数可达到70%，井组连通性较好，具有完善的层系对应潜力。

东三段地质储量4.38×106t，占总地质储量的59.5%，标定采收率22.3%，可采储量9.767×105t，累产油6.251×105t，采出程度14.27%，剩余可采储量3.516×105t。

Ⅰ油组地质储量2.03×106t，可采储量4.53×105t，累产油3.688×105t，剩余可采储量8.42×104t。

Ⅱ油组地质储量2.35×106t，可采储量5.24×105t，累产油2.745×105t，剩余可采储量2.495×105t。

2　深部调驱技术实施

2.1　室内试验

选取水样为大1块现场井组注入水，采用0.2%、0.15%和0.1%的聚丙烯酰胺和酚醛树脂进行配比，开展了室内实验，对凝胶成胶强度进行跟踪观察，结果如图1所示。由图1可知：3组实验样品未出现破胶现象，调驱药剂与注入水配伍性良好，成胶峰值出现在7 d左右；3种样品的成胶曲线较好、成胶稳定，凝胶峰值和成胶时间的变化趋势与大1块地质调驱方案一致。

图1　凝胶剂成胶强度曲线

2.2　配方体系选择

通过开展室内配方研究，筛选大1块的深部调驱体系为弱凝胶深度调驱。对不同浓度的凝胶剂进行成胶性能、抗剪切能力、稳定性能实验，最终形成了适合该区块的配方体系，主体系1的配方组成为0.2%聚合物+0.2%交联剂；主体系2的配方组成为0.2%聚合物+0.15%交联剂；主体系3的配方组成为0.2%聚合物+0.1%交联剂。化学剂为聚合物阴离子聚丙烯酰胺，分子量为2 000万。交联剂为酚醛树脂。

通过图1凝胶剂成胶强度曲线与表1综合分析，优选凝胶配方为0.2%聚丙烯酰胺+0.2%酚醛树脂。

表1　大1块剩余可采储量统计

2.3　试验井优选

以注水为中心，优选有利层位及相带，开展深部调驱试验，探索提高采收率方式。以东三段Ⅰ油组为主、目前井网为基础，利用套变、套断等井况复杂井实施侧钻，逐步完善注采系统。在东三段选取有利相带、层段、井组开展深部调驱试验，优选连通性较好的大12-17井组作为试验井。

大12-17井组对应6口受效油井，井组砂体发育，连通性好，连通系数85.7%。

通过井口测试大12-17井组吸水剖面的相对吸水量，结果如图2所示。由图2可知：大12-17井组只启动3个注水层，其他小层均未启动，层间突进严重，注水利用率低，剩余油挖潜潜力大，井组6口受效油井平均含水82.7%。

图2　大12-17井组吸水剖面的相对吸水量

3　调驱措施应用评价

目前已对大12-17井组开展深部调驱工作，结果见表2。由表2可知：累计注入凝胶剂8 985 m3，较调驱前注入压力平均上升2.5 MPa，现场成胶率100%，配伍性良好。

表2　大12-17井组深部调驱井组施工情况统计

大1块转驱井组1个，对应采油井总数6口，日产油从6.8 t上升到目前的9.5 t，综合含水从82.7%下降到60%，井组累计增油11 002 t。

大12-17井组实施深部调驱技术后，对其剖面进行分析，结果见图3。由图3可知：吸水剖面发生巨大改变，实施措施前只有53、54、79这3个小层吸水；实施措施后，启动49、50、52、57这4个小层，封堵2个小层。

图3　调剖前后大12-17井组吸水剖面的相对吸水量

4　结论

1）现场采用0.2%聚丙烯酰胺+0.2%酚醛树脂体系，成胶100%，配伍性良好，吸水剖面前后发生巨大变化，证明酚醛体系封堵效果较好。

2）针对大平房油田水淹严重问题，通过开展弱凝胶深部调驱研究与试验来实现对高渗透层有效封堵，启动中低渗透层，提高注入水的波及效率，改善水驱效果，为“双高期”水驱老油田提高采收率开辟了一条有效的途径。

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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

胡鹏程，工程师；研究方向：采油气工程；E-mail：95198297@qq.com

［责任编辑 荀志金］