大洼水井調(diào)剖

1、目錄1. 大洼油田地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀 22. 油田主要開發(fā)矛盾 33. 開展多種調(diào)剖工藝提高大洼油田水趨效率 94. 優(yōu)選不同的施工參數(shù)，提高調(diào)剖措施效果 105. 措施效果評價 116. 經(jīng)濟(jì)效益評價 137. 結(jié) 論138. 下步工作打算 13大洼油田水井調(diào)剖工藝研究與應(yīng)用1 大洼油田地質(zhì)特征及開發(fā)現(xiàn)狀1.1 主要地質(zhì)特征大洼油田構(gòu)造上位于遼河斷陷盆地中央凸起南部傾沒帶大洼斷 層西側(cè)，清水凹陷東側(cè)。由大洼斷層牽引而形成的斷鼻構(gòu)造,西臨清水洼陷 ,東靠中央凸起 ,北面是興隆臺構(gòu)造 ,南面是海外河構(gòu)造 ,整個油 田以大洼斷層為界可劃分為兩個構(gòu)造單元 ,14 個斷塊。斷塊對油氣分 布制作用比較明

2、顯，每個斷塊油氣富集程度，主力油層均不一樣，每 個斷塊自成獨(dú)立開發(fā)單元。大洼油田含油面積13.4km2，地質(zhì)儲量2331 xi04t，儲層主要以 東營組馬圈子油層為主， 局部有沙一、沙三段油層和中生界潛山油層。 東營組儲層巖性主要為中粗粒、粉粒砂巖、泥質(zhì)粉砂巖。儲層屬中高 滲透性儲層，孔隙度最大 392%，最小 4.61%,平均 27.5%。滲透 率差異較大，滲透率最大 2390 xi0-3um2,最小小于1 xi0-3um2,平均 442 xi0-3um2。儲層屬中孔隙類型，平均孔寬80.8um。儲層膠結(jié)物主要為泥質(zhì)，平均含量9.7%31.5%,膠結(jié)類型以孔 隙式膠結(jié)為主。儲層非均質(zhì)性較強(qiáng)，

3、均質(zhì)程度為 0.42，非均質(zhì)系數(shù) 為 2.37。大洼油田原油為稀油，原油密度 0.80580.92185g/cm 3， 地層原油粘度 1.58127.43mPa.s 。地層水為 NaHCO3 型，礦化度為 1433-5870mg/L 。1.2開發(fā)現(xiàn)狀截止2008年底，大洼油田共有采油井218 口，開井167 口，日產(chǎn)油水平406t,年產(chǎn)油13.36 Xl04t,累積產(chǎn)油450.5 Xl04t,累計產(chǎn)水653.9m3，采油速度0.67%，采出程度20.39%，綜合含水77.2%。目前共有注水井69 口，開井59 口，日注水水平2456m3,累積注水量865.7 X04m3,月注采比1.15，累積

4、注采比0.68。累積地下虧空400.81 X104 m3。時間2油田主要開發(fā)矛盾2.1.注水井注水后油井受效不均，受效方向單一通過對大洼油田見水受效油井分析，油井見效效果受沉積環(huán)境影 響特征較明顯。位于主河道沉積環(huán)境中的油井見水快，受效明顯，注 入水主要沿分支河道、河口砂壩舌狀突進(jìn)，而位于河道側(cè)緣的油井見 效效果緩慢，造成油井平面水淹嚴(yán)重。22油井縱向受效效果差異大，注水井吸水不均大洼油田油水縱向上含油井段長且油層分布不集中，層狀分布特征較突出。油層屬薄層狀油層，縱向上儲層物性差異較大，縱向?qū)娱g非均質(zhì)性導(dǎo)致注水井層間吸水不均勻，主力厚油層吸水量大，水淹 嚴(yán)重，中低滲油層吸水量小或不吸水。對應(yīng)油

5、井層間剩余油飽和度差 異較大，縱向上儲量動用不均。根據(jù)對大洼油田11 口水井吸水剖面數(shù)據(jù)統(tǒng)計，射開層數(shù)為410.5m/105層，吸水為258.2m/55層，平均吸水百分?jǐn)?shù)為 63%。各 注水井吸水厚度不均，單井各層吸水厚度變化也比較大。 吸水厚度所 占比例最高91.9 %，最低15%，平均吸水厚度約占54%，吸水程度 偏低。對應(yīng)油井層間剩余油飽和度差異較大，縱向上儲量動用不均：層 內(nèi)分流河道主線形成注水流動通道，水洗程度高，而河道的邊部、分 流間灣、前緣薄層砂體水洗狀況差，滲透性好的部位采出程度高，滲 透性差的部位剩余油相對富集， 水驅(qū)油效率低。 由于剩余油分布極為 分散，油水分布狀況復(fù)雜，為

6、油田進(jìn)一步開發(fā)調(diào)整帶來一定的困難。3 開展多種調(diào)剖工藝，提高大洼油田水驅(qū)效率。近幾年來，我們針對大洼油田不同區(qū)塊特點(diǎn)開展了弱凝膠深度調(diào) 剖、有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖，泡沫調(diào)驅(qū)等調(diào)剖技術(shù)，使提高水驅(qū)油效率 技術(shù)內(nèi)容更加豐富， 層次更加清楚， 為油田注水水驅(qū)效率的提高和油 田中后期高效開發(fā)提供了有力的技術(shù)支撐。3.1 、弱凝膠深度調(diào)剖 弱凝膠也稱可動凝膠，在地層中的封堵為動態(tài)的，凝膠可移動， 具有調(diào)剖和驅(qū)油的雙重作用。 弱凝膠在低壓下注入地層內(nèi)部后， 優(yōu)先 進(jìn)入高滲透層，形成封堵， 限制了注入水流通道的滲流能力，改變后 續(xù)注入水流動方向，從而改善層間、層內(nèi)矛盾，提高水驅(qū)波及面積， 改善油藏的開發(fā)效果。弱

7、凝膠的流度控制作用是弱凝膠調(diào)驅(qū)的兩大重要機(jī)理之一， 弱凝 膠調(diào)驅(qū)中， 不僅可以增加注入水的粘度， 而且還可以降低水相相對滲 透率，大大地改善水驅(qū)油流度比。該體系在離井底較近的地層時，流 動速度較快， 具有較大的驅(qū)動壓差， 弱凝膠則能流動形成連續(xù)的驅(qū)油 流體。在油層中部或深部，驅(qū)動壓差小，在孔隙中發(fā)生滯留，堵塞孔 喉或減少大孔隙的有效流通截面， 使流動阻力增加，提高其阻力系數(shù)， 導(dǎo)致后注入的流體進(jìn)入較小的孔隙， 形成一新的水流通道， 不斷擴(kuò)大 波及區(qū)域， 動態(tài)改變地層深部微壓力場分布， 微觀上改變了地層中殘 油的附著力分布，破壞油滴的受力平衡， 使其油滴由“靜態(tài)”轉(zhuǎn)向“動，態(tài)” 從而將原油驅(qū)出，

8、因此，弱凝膠體系具有調(diào)剖和驅(qū)油雙重作用。該技術(shù)首先在興隆臺油田興 209 塊興 138 井組現(xiàn)場試驗(yàn)，取得 了較好的效果。該凝膠體系不但在一定程度上改善了水井的吸水剖 面，而且凝膠體系在后續(xù)注水作用下，在油層內(nèi)流動，起到了很好的 驅(qū)油效果。 2006 年 11 月首次在大洼油田的洼清 5 塊洼 11-15 井組 推廣試驗(yàn)，取得了明顯的增油控水效果。3.2 有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖由于弱凝膠、 流動凝膠一般用于開發(fā)后期或多輪調(diào)剖上， 并且用 量大，施工周期長，總投入也相對較高。而采用中、小劑量，強(qiáng)度較 高、封堵有效期長的調(diào)剖劑時，同樣能夠解決問題，這是在以往的現(xiàn) 場試驗(yàn)得到證明的。該體系適宜于溫度在

9、40 C80 C范圍內(nèi)的地層， 聚丙烯酰胺濃度在30004000mg/L，有機(jī)交聯(lián)劑在4000 5000mg/L 范圍內(nèi)，有很好的長期穩(wěn)定性，在地層水、清水、注入污 水條件下均可成膠， 該體系適宜于大洼油田弱凝膠深度調(diào)剖， 提高原 油采收率。 技術(shù)構(gòu)成有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖體系主要由復(fù)合離子聚丙烯酰胺、 A 階交聯(lián)劑及促凝穩(wěn)定劑組成， 在施工過程中輔以體膨固相顆粒， 提高其強(qiáng)度。 技術(shù)指標(biāo)封堵率90%交聯(lián)時間：可調(diào)適用溫度：4080 C礦化度：1000 10000mg/L 性能評價為了使有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖劑能有效運(yùn)用于現(xiàn)場， 達(dá)到對地層深 部剖面進(jìn)行調(diào)整，提高注入水波及系數(shù)的目的，模擬現(xiàn)場各種參數(shù)

10、， 做了大量室內(nèi)實(shí)驗(yàn)，以確定該體系是否適用于大洼油田深度調(diào)剖。 交聯(lián)體系凝膠強(qiáng)度評價 實(shí)驗(yàn)原料及試劑I、復(fù)合離子聚丙烯酰胺干粉。H、A階交聯(lián)劑，有效含量50% 皿、促凝穩(wěn)定劑，有效含量30%W、NaCI、NaHC03、Na2SO4 10出0、CaCl2 2出0、MgCl2 6H2O 均為試劑。 實(shí)驗(yàn)方法交聯(lián)體系的配制： 根據(jù)所設(shè)計配方， 取相應(yīng)原組分在去離子水中 混合均勻，調(diào) PH 值，密封后置于恒溫箱中。粘度測量：使用NDJ-1型旋轉(zhuǎn)粘度計在30 C 6r/min下測量交聯(lián) 體系的粘度。 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論I、溫度對交聯(lián)體系的影響由表 1 中數(shù)據(jù)可以看出，隨溫度的升高，體系成膠的時間縮短，在30

11、 C時成膠極其緩慢而且粘度很低；在 90 C時成膠較快，但穩(wěn)定 性差，容易脫水，所以有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖劑適合在 60 C時使用。表 1 溫度對交聯(lián)體系的影響表溫度C不同時間的粘度/mPa-S1d5d10d15d20d25d30d35d40d45d3050331016454550150150150605035160830100000100000920008600080006000*90551001802500500040003000490*未測未測*代表凝膠體開始脫水H、PH值對體系的影響PH =7.5時實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表2表2 PH 值對交聯(lián)體系的影響表pH直不同時間的粘度/mPa-S1d5d10d

12、15d20d25d30d35d40d45d65022608015040035020070013007502245540100000100000850009000090003500*7.55035160830100000100000920008600080006000*85030607022001000010000550060007000從表2可見，有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖劑交聯(lián)劑配方使用 PH值范圍 較窄，較高或較低的PH均不利于體系的有效交聯(lián)。因此 PH值的控 制對有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖劑的使用是至關(guān)重要的。皿、礦化度對體系的影響在蒸餾水中加入 4.33g/L NaCI、0.66g/L NaHCO 3

13、、0.12g/L Na2SO4 40H2O、0.7 g/L CaCl2 2H2O 和 0.58 g/L MgCl2 6 H2O 配 制礦化度6390 mg/L的鹽水。用此鹽水按同一配方制成交聯(lián)體系， PH值7.5 , 60 C下的成膠情況見表3。表3礦化度對交聯(lián)體系的影響（60 C）時間/d粘度/mPa-S時間/d粘度/mPa-S1v 10251000001045030850001517504060002068000453500*代表凝膠體開始脫水從表3中的數(shù)據(jù)可知，礦化度6390mg/L的環(huán)境條件對有機(jī)交聯(lián)劑 復(fù)合調(diào)剖劑交聯(lián)體系的性能有影響， 但影響不大， 所以有機(jī)交聯(lián)劑復(fù) 合調(diào)剖劑可在該環(huán)

14、境條件下應(yīng)用。通過以上試驗(yàn)表明， 有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖劑使用的最佳的環(huán)境參 數(shù)為：溫度60 C, PH值=7.5，礦化度6390mg/L，完全適合大洼油 田深度調(diào)剖技術(shù)的應(yīng)用。（5） 技術(shù)特點(diǎn)有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖劑具有較好的交聯(lián)特性, 根據(jù)不同要求選擇 不同配比的交聯(lián)體系, 封堵基質(zhì)時選用聚合物分子量較小、 濃度較低 的交聯(lián)體系,封堵裂縫時選擇聚合物分子量大、濃度高的交聯(lián)體系。有機(jī)交聯(lián)劑復(fù)合調(diào)剖劑體系對地層水的礦化度和注入水的水質(zhì) 不敏感，并且具有良好的擴(kuò)散性，適于溫度在 40 C80 C左右油藏 下的凝膠調(diào)剖。3.3 泡沫調(diào)驅(qū)3.3.1 泡沫驅(qū)油劑組成驅(qū)油劑主要由發(fā)泡劑、穩(wěn)泡劑、氮?dú)?、水以及其?/p>

15、助劑形成的穩(wěn) 定泡沫體系。驅(qū)油劑注入地層后,能有效地使巖石潤濕性發(fā)生反轉(zhuǎn), 強(qiáng)親水巖石變?yōu)槿跤H水巖石降低油水界面張力, 使原油從巖石表面剝 離,并且使油包水乳狀液變?yōu)樗腿闋钜簭亩档驮驼扯? 從而 達(dá)到提高油井產(chǎn)能,延長油井生產(chǎn)周期和提高油井的周期產(chǎn)量。322泡沫的調(diào)剖原理泡沫在油層中運(yùn)移時，并非一體地通過多孔介質(zhì)，而是先進(jìn)入高 滲透層帶，在通過、進(jìn)入、堵塞孔隙喉道時，氣泡界面變形并產(chǎn)生阻 力-賈敏效應(yīng)，氣泡流動阻力隨之逐漸增加，注入壓力也相應(yīng)變大，泡沫還有另外一個顯著特性，滲透率越高的地方越有利于泡沫的 生成和存在，阻力系數(shù)或阻力因子也越大，調(diào)剖效果越好；在滲透率 小的油層區(qū)，不利于泡

16、沫的生成和存在，因而能夠產(chǎn)生的阻力也相應(yīng) 減小，所起的堵塞作用小得多，這也是一種“堵高不堵低”的選擇調(diào)堵， 對低滲透富油帶的滲透率不會造成較大傷害，有利于提高采收率。4優(yōu)選不同的施工參數(shù)，提高調(diào)剖措施效果根據(jù)注水井組生產(chǎn)情況和特點(diǎn)，采用相應(yīng)的不同量級的段塞式施工 前置段塞：其目的是保護(hù)主段塞不被地層水稀釋和彌散；二是調(diào)整地層的縱向滲透率級差，使主段塞充分發(fā)揮作用，用量為總設(shè)計量的15% 主段塞： 作用是調(diào)整平面和層內(nèi)非均質(zhì)性， 降低油水粘度比，改善水驅(qū)油流度比，提高面積波及效率，用量為總設(shè)計量的70% 。 保護(hù)段塞：目的是在主段塞和后續(xù)注水之間建立一個保護(hù)隔 離帶，防止注入水侵入主段塞，破壞其

17、穩(wěn)定性，用量為總設(shè)計量的 15%。 頂替量優(yōu)化對多次進(jìn)行過調(diào)剖的水井， 考慮水井近井地帶剩余油分布少， 使 用過量頂替的辦法施工， 不僅減少了對近井地帶的傷害， 同時加大了 調(diào)剖處理半徑，一般頂替量為40100m3。頂替半徑24m。 施工排量優(yōu)化根據(jù)注水井配注量和注水壓力進(jìn)行施工排量優(yōu)化。 調(diào)剖初期采用 低排量，后期根據(jù)壓力提升速度的逐漸提高調(diào)剖泵排量。 因?yàn)檎{(diào)剖劑 注入地層后，首先選擇進(jìn)入相對吸水好，滲透率高的層位。但如果注 入排量過大，則勢必逼其進(jìn)入那些相對吸水差，滲透率低的層位，將 低滲透層堵死。5 措施效果評價5.1 增油降水效果顯著20062008 年共實(shí)施水井調(diào)剖 9井次，措施有效

18、率 77.8% ，對 應(yīng)油井 21 口，平均日產(chǎn)油對比措施前提高 17.5t ，日產(chǎn)水降低 39.5m 3，累計增油3776.9t，降水7109m3井例：洼23-20 實(shí)施調(diào)驅(qū)后受益井組日產(chǎn)油由10.3t上升到目前的19.8t,含水由88.0%下降到72.1%，含水下降了 15.9%，累計增油1473t，降水 2982m3。表4 洼23-20措施前后對應(yīng)油井產(chǎn)量對比井號措施前目前累增油t累降水3 m累增氣3 m油t水m53氣m油t水m3氣m洼 19-182.915.820337.211238931257196000洼 21-172.113.702.512.525665289816000洼 21

19、-191.712.706.34.81487108667961100洼 23-193.635.603.822.902316430合計10.377.8203319.851.26442147329829731005.2注水井吸水剖面得到改善通過對措施前后所測的吸水剖面的對比可以看出： 水井調(diào)剖技術(shù) 有效地改善注水井的吸水剖面，限制了 25個高滲透層的吸水量，加 強(qiáng)了 22個中滲透層，啟動了 15個低滲透層，提高了中、低滲透層的注水量表5吸水剖面變化情況統(tǒng)計表井次總厚度m總層數(shù)啟動加強(qiáng)限制平衡厚度/m層數(shù)厚度/m層數(shù)厚度/m層數(shù)厚度/m層數(shù)9276.38234.71568.32296.72576.62

20、0%12.618.324.726.835.030.527.724.3洼12-25調(diào)剖前后吸水剖面對比圖27025-8.113.2號層層小7.22.88.1.17.914.7118-93.3一 2.75.641相對吸水量廠調(diào)剖后相對吸水量口調(diào)剖前相對吸水量24.823.2洼23-20措施前后吸水剖面對比圖2 W23-20井措施前后吸水剖面圖圖1 W12-25井措施前后吸水剖面圖5.3含水上升速度得到控制大洼油田含水上升率由最高4.5%下降到0.3%，含水上升速度得 到控制。洼16塊含水上升率與綜合含水關(guān)系曲線510 1520 2530 35 40 455055 60 65 7075 8085 9

21、095 100綜合含水圖3洼16塊綜合含水與含水上升率曲線圖5.4水驅(qū)采收率不斷提高水驅(qū)效果進(jìn)一步改善，水驅(qū)控制程度由67.2%增加到69.7%，水驅(qū)動用程度由63.4%增加到66.1%,水驅(qū)特征曲線呈現(xiàn)良好的態(tài) 勢。圖4洼16塊累計存水率與采出程度關(guān)系曲線圖圖5洼16塊含水與采出程度關(guān)系曲線圖6.經(jīng)濟(jì)效益評價20062008年共實(shí)施水井調(diào)剖9井次，措施有效率77.8%，累 計增油3776.9t。措施投入資金273.5萬元，共創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益162.9萬 丿元。E = ( 1-30% ) XF XQ x P-T-C ) -I=(1-30% ) X).8 X3776.9 X(3000-800-136.6 ) -27350000=162.9萬元7結(jié)論通過在大洼油田開展多種水井調(diào)剖工藝，解決大洼油田在注水開發(fā)存在的層間滲透率差異大、注水不均及指進(jìn)的狀況，縱向和平面矛 盾得以緩解和改善。通過實(shí)施水井調(diào)剖，改