高含水油藏微球調(diào)驅(qū)技術(shù)研究

劉云鵬(遼河油田公司歡喜嶺采油廠(chǎng)， 遼寧 盤(pán)錦 124114)

高含水油藏微球調(diào)驅(qū)技術(shù)研究

劉云鵬(遼河油田公司歡喜嶺采油廠(chǎng)， 遼寧 盤(pán)錦 124114)

優(yōu)選錦16塊興隆臺(tái)油藏的歡2-22-5井區(qū)作為試驗(yàn)井組，優(yōu)化設(shè)計(jì)了注入?yún)?shù)，利用微球水化膨脹的特點(diǎn)，堵塞高滲通道，達(dá)到深部調(diào)驅(qū)的目的，實(shí)施后見(jiàn)到了較好的效果。

中高滲砂巖油藏；高含水；微球調(diào)驅(qū)

1 區(qū)塊概況

錦16塊構(gòu)造上位于遼河裂谷盆地西斜坡南部，歡喜嶺油田中部，南臨鴛鴦溝向斜，東隔鮞灘與歡26塊相望，為一條北東-南西向長(zhǎng)條狀南傾分布的斷鼻狀構(gòu)造，目的層為沙一、二段興隆臺(tái)油層。歡2-22-5井區(qū)位于錦16(東)合采區(qū)西部，含油面積0.81km2，地質(zhì)儲(chǔ)量352×104t。井區(qū)經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期注水開(kāi)發(fā)，已經(jīng)處于開(kāi)發(fā)中后期，油井普遍高含水，綜合含水達(dá)到97%，注水形成固定滲流通道，水驅(qū)效果逐漸變差，需要尋找提高采收率新途徑，解決目前開(kāi)發(fā)中存在的問(wèn)題。

2 深部調(diào)驅(qū)可行性研究

2.1 油藏儲(chǔ)層物性較好

根據(jù)經(jīng)驗(yàn)公式，結(jié)合錦檢2井上層系毛管孔喉壓力參數(shù)，井區(qū)平均孔喉半徑4.89μm，儲(chǔ)層平均孔隙度17.98%，有效滲透率0.61μm2，屬于中高滲透儲(chǔ)層。根據(jù)2012年監(jiān)測(cè)資料，原油粘度為70mPa·s，地層水礦化度2566.36mg/l，油藏溫度51℃。井區(qū)儲(chǔ)層條件適合開(kāi)展調(diào)驅(qū)工作。

2.2 地層壓力保持較好

原始地層壓力13.98MPa，地層飽和壓力12.37MPa，目前地層壓力12.7MPa,地層能量一直保持在飽和壓力附近。

2.3 油層發(fā)育，連通系數(shù)較高

井區(qū)興Ⅱ1-4油層較發(fā)育。歡2-22-5井區(qū)油層最厚為40m,平均厚度35m，油層發(fā)育興Ⅱ1-4，井區(qū)連通系數(shù)為82.5%，錦2-1-6井組連通系數(shù)91.9 %，錦2-1-105井組連通系數(shù)75.3%，錦2-丙1-115井組連通系數(shù)79.2%。

3 深部調(diào)驅(qū)設(shè)計(jì)

3.1 段塞設(shè)計(jì)

(1)封堵層位確定。根據(jù)剩余油分布、油層物性、小層動(dòng)用狀況和孔喉半徑分布，確定主要封堵層位興Ⅱ1和興Ⅱ2。(2)封堵面積和封堵厚度確定。平面封堵區(qū)域分三個(gè)段塞逐級(jí)改變液流方向，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。核殼段塞微凝膠封堵大的滲透條帶，抑制注入水的單向突進(jìn)；亞微米段塞微凝膠粒徑稍大，封堵較小地層孔喉；納米段塞微凝膠顆粒最細(xì)，進(jìn)入地層細(xì)小孔喉。根據(jù)注入水重力影響、水驅(qū)優(yōu)勢(shì)方向、沉積微相和剩余油分布，確定三個(gè)段塞平面封堵區(qū)域。

根據(jù)錦16相滲曲線(xiàn)確定殘余油飽和度為26%，結(jié)合監(jiān)測(cè)資料和生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，繪制剩余油飽和度等值線(xiàn)圖，確定以注入井為中心含油飽和度30%等值線(xiàn)(注入井含油飽和度30%等值線(xiàn)內(nèi)，平均井距為50m)以外區(qū)域?yàn)橹饕舛聟^(qū)域。封堵厚度根據(jù)測(cè)井曲線(xiàn)較大幅度差讀取統(tǒng)計(jì)，再結(jié)合吸水強(qiáng)度確定。

3.2 注入量設(shè)計(jì)

(1)采收率提高幅度大。根據(jù)雙管物模實(shí)驗(yàn)中高滲油藏設(shè)計(jì)，0.2PV注入量提高的采收率較多，與0.5PV提高的采收率均為4.15個(gè)百分點(diǎn)；(2)經(jīng)濟(jì)成本較低。與0.5PV 比較，0.2PV注入量較少經(jīng)濟(jì)成本較低。確定微球調(diào)驅(qū)最佳注入量為0.2PV。

3.3 注入方式確定

(1)層間非均質(zhì)性較弱。井區(qū)滲透率611mD，井區(qū)層間變異系數(shù)0.5，變異系數(shù)在0.5～0.7間，儲(chǔ)層滲透性為較均勻型。(2)層間動(dòng)用狀況相似。興Ⅱ1采出程度39.56%，注采比1.06；興Ⅱ2采出程度37.38%，注采比1.01；興Ⅱ3采出程度43.6%，注采比1.01；興Ⅱ4采出程度41.81，注采比0.99。(3)投入經(jīng)濟(jì)成本較少，取得較大的經(jīng)濟(jì)效益。確定注入方式采用籠統(tǒng)注入。

3.4 配產(chǎn)配注設(shè)計(jì)

考慮到調(diào)驅(qū)見(jiàn)效后油井產(chǎn)液量下降，日注入量按照注采比0.8配注，結(jié)合注入強(qiáng)度，注入后根據(jù)動(dòng)態(tài)變化適時(shí)調(diào)整。井區(qū)日注入量370m3，井區(qū)平均單井日產(chǎn)液50m3。

3.5 微球物性要求

(1)時(shí)間要求：根據(jù)錦2-1-105井井間示蹤劑監(jiān)測(cè)資料，水線(xiàn)推進(jìn)速度為6～8m/d，平均推進(jìn)速度為7m/d,平行主河道順向推進(jìn)速度為8m/d，平行主河道逆向6m/d,垂直主河道方向6.7m/d,根據(jù)相滲曲線(xiàn)殘余油飽和度為26%，利用監(jiān)測(cè)資料，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)，繪制剩余油飽和度等值線(xiàn)圖，確定含油飽和度大于30%區(qū)域?yàn)檎{(diào)驅(qū)主要區(qū)域，該區(qū)域距注水井平均距離50m,要求在7天內(nèi)，微球膨脹發(fā)揮封堵作用。

(2)尺寸要求：根據(jù)Thumb理論。當(dāng)R≥1/3 r時(shí)，顆粒就會(huì)直接堵塞喉道(r為直徑)；當(dāng)1/7 r≤R≤1/3 r時(shí)，顆粒就容易在喉道內(nèi)堆積，形成橋堵；當(dāng)R≤1/7 r時(shí)，顆粒才可以在孔喉內(nèi)流動(dòng)。要求核殼微球膨脹后，顆粒直徑大于1/3封堵層位平均孔喉直徑，壓力上升1～2MPa并且穩(wěn)定后，注入亞微米和納米微球；要求亞微米和納米微球膨脹后在增加1～2MPa的啟動(dòng)壓力條件下，產(chǎn)生彈性形變，在地層孔隙中流動(dòng)。

(3)根據(jù)油藏特征及注入?yún)?shù)要求進(jìn)行配方初步設(shè)計(jì)，廠(chǎng)家進(jìn)行配方優(yōu)化論證后，再進(jìn)入現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施，切實(shí)達(dá)到調(diào)驅(qū)增油目的。

4 實(shí)施效果

實(shí)施后見(jiàn)到明顯效果，初期由于微球堵塞大孔道導(dǎo)致井組液量下降，日產(chǎn)液從實(shí)施前的970t下降至710t。繞流后井組含水明顯下降，日產(chǎn)油從見(jiàn)效前的21t上升至最高時(shí)的39.6t，累計(jì)增油0.84×104t。

5 結(jié)語(yǔ)

微球調(diào)驅(qū)技術(shù)能夠有效緩解中高滲油藏開(kāi)發(fā)過(guò)程中存在的層間、層內(nèi)及平面矛盾，擴(kuò)大波及體積，是區(qū)塊開(kāi)發(fā)后期油井普遍高含水階段有效的提高采收率的手段，同時(shí)合理注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)能夠使經(jīng)濟(jì)效益達(dá)到最大化。