大洼水井調(diào)剖

1、目錄1. 大洼油田地質(zhì)特征及開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀 22. 油田主要開(kāi)發(fā)矛盾 33. 開(kāi)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(píng)價(jià) 116. 經(jīng)濟(jì)效益評(píng)價(jià) 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(kāi)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?jī)A沒(méi)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(tái)構(gòu)造 ,南面是海外河構(gòu)造 ,整個(gè)油 田以大洼斷層為界可劃分為兩個(gè)構(gòu)造單元 ,14 個(gè)斷塊。斷塊對(duì)油氣分 布制作用比較明

2、顯，每個(gè)斷塊油氣富集程度，主力油層均不一樣，每 個(gè)斷塊自成獨(dú)立開(kāi)發(fā)單元。大洼油田含油面積13.4km2，地質(zhì)儲(chǔ)量2331 xi04t，儲(chǔ)層主要以 東營(yíng)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(yíng)組儲(chǔ)層巖性主要為中粗粒、粉粒砂巖、泥質(zhì)粉砂巖。儲(chǔ)層屬中高 滲透性儲(chǔ)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(chǔ)層屬中孔隙類型，平均孔寬80.8um。儲(chǔ)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(chǔ)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(kāi)發(fā)現(xiàn)狀截止2008年底，大洼油田共有采油井218 口，開(kāi)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(jì)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(kāi)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(shí)間2油田主要開(kāi)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(guò)對(duì)大洼油田見(jiàn)水受效油井分析，油井見(jiàn)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(jiàn)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(jiàn) 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(zhǎng)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(chǔ)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(duì)應(yīng)油

5、井層間剩余油飽和度差 異較大，縱向上儲(chǔ)量動(dòng)用不均。根據(jù)對(duì)大洼油田11 口水井吸水剖面數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，射開(kāi)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(duì)應(yīng)油井層間剩余油飽和度差異較大，縱向上儲(chǔ)量動(dòng)用不均：層 內(nèi)分流河道主線形成注水流動(dòng)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(duì)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(kāi)發(fā)調(diào)整帶來(lái)一定的困難。3 開(kāi)展多種調(diào)剖工藝，提高大洼油田水驅(qū)效率。近幾年來(lái)，我們針對(duì)大洼油田不同區(qū)塊特點(diǎn)開(kāi)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(kāi)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(dòng)凝膠，在地層中的封堵為動(dòng)態(tài)的，凝膠可移動(dòng)， 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(dòng)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(kāi)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(duì)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(shí)，流 動(dòng)速度較快， 具有較大的驅(qū)動(dòng)壓差， 弱凝膠則能流動(dòng)形成連續(xù)的驅(qū)油 流體。在油層中部或深部，驅(qū)動(dòng)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(dòng)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(dòng)態(tài)改變地層深部微壓力場(chǎng)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(dòng)，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(tái)油田興 209 塊興 138 井組現(xiàn)場(chǎng)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(dòng)，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(dòng)凝膠一般用于開(kāi)發(fā)后期或多輪調(diào)剖上， 并且用 量大，施工周期長(zhǎng)，總投入也相對(duì)較高。而采用中、小劑量，強(qiáng)度較 高、封堵有效期長(zhǎng)的調(diào)剖劑時(shí)，同樣能夠解決問(wèn)題，這是在以往的現(xiàn) 場(chǎng)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(zhǎng)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(guò)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(shí)間：可調(diào)適用溫度：4080 C礦化度：1000 10000mg/L 性能評(píng)價(jià)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(chǎng)， 達(dá)到對(duì)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(chǎng)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(píng)價(jià) 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(jì)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(cè)量：使用NDJ-1型旋轉(zhuǎn)粘度計(jì)在30 C 6r/min下測(cè)量交聯(lián) 體系的粘度。 實(shí)驗(yàn)結(jié)果與討論I、溫度對(duì)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(shí)間縮短，在30

11、 C時(shí)成膠極其緩慢而且粘度很低；在 90 C時(shí)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(shí)使用。表 1 溫度對(duì)交聯(lián)體系的影響表溫度C不同時(shí)間的粘度/mPa-S1d5d10d15d20d25d30d35d40d45d3050331016454550150150150605035160830100000100000920008600080006000*90551001802500500040003000490*未測(cè)未測(cè)*代表凝膠體開(kāi)始脫水H、PH值對(duì)體系的影響PH =7.5時(shí)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見(jiàn)表2表2 PH 值對(duì)交聯(lián)體系的影響表pH直不同時(shí)間的粘度/mPa-S1d5d10d

12、15d20d25d30d35d40d45d65022608015040035020070013007502245540100000100000850009000090003500*7.55035160830100000100000920008600080006000*85030607022001000010000550060007000從表2可見(jiàn)，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(duì)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(duì)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(jiàn)表3。表3礦化度對(duì)交聯(lián)體系的影響（60 C）時(shí)間/d粘度/mPa-S時(shí)間/d粘度/mPa-S1v 10251000001045030850001517504060002068000453500*代表凝膠體開(kāi)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(duì)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(guò)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(shí)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(shí)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(duì)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)狻⑺约捌渌?/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(rùn)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(zhǎng)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(shí)，并非一體地通過(guò)多孔介質(zhì)，而是先進(jìn)入高 滲透層帶，在通過(guò)、進(jìn)入、堵塞孔隙喉道時(shí)，氣泡界面變形并產(chǎn)生阻 力-賈敏效應(yīng)，氣泡流動(dòng)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(gè)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(duì)低滲透富油帶的滲透率不會(huì)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(jí)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(jí)差，使主段塞充分發(fā)揮作用，用量為總設(shè)計(jì)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(jì)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(gè)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(jì)量的 15%。 頂替量?jī)?yōu)化對(duì)多次進(jìn)行過(guò)調(diào)剖的水井， 考慮水井近井地帶剩余油分布少， 使 用過(guò)量頂替的辦法施工， 不僅減少了對(duì)近井地帶的傷害， 同時(shí)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?jī)?yōu)化根據(jù)注水井配注量和注水壓力進(jìn)行施工排量?jī)?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(duì)吸水好，滲透率高的層位。但如果注 入排量過(guò)大，則勢(shì)必逼其進(jìn)入那些相對(duì)吸水差，滲透率低的層位，將 低滲透層堵死。5 措施效果評(píng)價(jià)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(duì) 應(yīng)油井 21 口，平均日產(chǎn)油對(duì)比措施前提高 17.5t ，日產(chǎn)水降低 39.5m 3，累計(jì)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(jì)增油1473t，降水 2982m3。表4 洼23-20措施前后對(duì)應(yīng)油井產(chǎn)量對(duì)比井號(hào)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(jì)10.377.8203319.851.26442147329829731005.2注水井吸水剖面得到改善通過(guò)對(duì)措施前后所測(cè)的吸水剖面的對(duì)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(gè)高滲透層的吸水量，加 強(qiáng)了 22個(gè)中滲透層，啟動(dòng)了 15個(gè)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(jì)表井次總厚度m總層數(shù)啟動(dòng)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(duì)比圖27025-8.113.2號(hào)層層小7.22.88.1.17.914.7118-93.3一 2.75.641相對(duì)吸水量廠調(diào)剖后相對(duì)吸水量口調(diào)剖前相對(duì)吸水量24.823.2洼23-20措施前后吸水剖面對(duì)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(dòng)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(shì)。圖4洼16塊累計(jì)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(píng)價(jià)20062008年共實(shí)施水井調(diào)剖9井次，措施有效率77.8%，累 計(jì)增油3776.9t。措施投入資金273.5萬(wàn)元，共創(chuàng)經(jīng)濟(jì)效益162.9萬(wàn) 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(wàn)元7結(jié)論通過(guò)在大洼油田開(kāi)展多種水井調(diào)剖工藝，解決大洼油田在注水開(kāi)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(guò)實(shí)施水井調(diào)剖，改