高含水油藏微球调驱技术研究.pdf

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1、工艺管控高含水油藏微球调驱技术研究刘云鹏(辽河油田公司欢喜岭采油厂，辽宁盘锦124114)摘要：优选锦16块兴隆台油藏的欢2-22-5井区作为试验井组，优化设计了注入参数，利用微球水化膨胀的特点，堵塞高渗通道，达到深部调驱的目的，实施后见到了较好的效果。关键词：中高渗砂岩油藏；高含水；微球调驱1区块概况计，0.2PV注入量提高的采收率较多，与0.5PV提高的采收率均锦16块构造上位于辽河裂谷盆地西斜坡南部，欢喜岭油为4.15个百分点；(2)经济成本较低。与0.5PV比较，0.2PV注田中部，南临鸳鸯沟向斜，东隔鲕滩与欢26块相望，为一条北入量较少经济成本较低。确定微球调驱最佳注入量为0.2P

2、V。东-南西向长条状南倾分布的断鼻状构造，目的层为沙一、二3.3注入方式确定段兴隆台油层。欢2-22-5井区位于锦16(东)合采区西部，含(1)层间非均质性较弱。井区渗透率611mD，井区层间变异24油面积0.81km，地质储量352×10t。井区经过长期注水开发，系数0.5，变异系数在0.5～0.7间，储层渗透性为较均匀型。(2)已经处于开发中后期，油井普遍高含水，综合含水达到97%，注层间动用状况相似。兴Ⅱ1采出程度39.56%，注采比1.06；兴水形成固定渗流通道，水驱效果逐渐变差，需要寻找提高采收Ⅱ2采出程度37.38%，注采比1.01；兴Ⅱ3采出程度43.6%，注率新途径，解决目前

3、开发中存在的问题。采比1.01；兴Ⅱ4采出程度41.81，注采比0.99。(3)投入经济成2深部调驱可行性研究本较少，取得较大的经济效益。确定注入方式采用笼统注入。2.1油藏储层物性较好3.4配产配注设计根据经验公式，结合锦检2井上层系毛管孔喉压力参数，考虑到调驱见效后油井产液量下降，日注入量按照注采比井区平均孔喉半径4.89μm，储层平均孔隙度17.98%，有效0.8配注，结合注入强度，注入后根据动态变化适时调整。井区233渗透率0.61μm，属于中高渗透储层。根据2012年监测资料，日注入量370m，井区平均单井日产液50m。原油粘度为70mPa·s，地层水矿化度2566.36mg/l，

4、油藏温度3.5微球物性要求51℃。井区储层条件适合开展调驱工作。(1)时间要求：根据锦2-1-105井井间示踪剂监测资料，2.2地层压力保持较好水线推进速度为6～8m/d，平均推进速度为7m/d,平行主河原始地层压力13.98MPa，地层饱和压力12.37MPa，目前道顺向推进速度为8m/d，平行主河道逆向6m/d,垂直主河道地层压力12.7MPa,地层能量一直保持在饱和压力附近。方向6.7m/d,根据相渗曲线残余油饱和度为26%，利用监测资料，结合生产动态，绘制剩余油饱和度等值线图，确定含油饱2.3油层发育，连通系数较高和度大于30%区域为调驱主要区域，该区域距注水井平均距离井区兴Ⅱ1-4

5、油层较发育。欢2-22-5井区油层最厚50m,要求在7天内，微球膨胀发挥封堵作用。为40m,平均厚度35m，油层发育兴Ⅱ1-4，井区连通系数为(2)尺寸要求：根据Thumb理论。当R≥1/3r时，颗粒就82.5%，锦2-1-6井组连通系数91.9%，锦2-1-105井组连通会直接堵塞喉道(r为直径)；当1/7r≤R≤1/3r时，颗粒就系数75.3%，锦2-丙1-115井组连通系数79.2%。容易在喉道内堆积，形成桥堵；当R≤1/7r时，颗粒才可以在3深部调驱设计孔喉内流动。要求核壳微球膨胀后，颗粒直径大于1/3封堵层3.1段塞设计位平均孔喉直径，压力上升1～2MPa并且稳定后，注入亚微米(1

6、)封堵层位确定。根据剩余油分布、油层物性、小层动用状和纳米微球；要求亚微米和纳米微球膨胀后在增加1～2MPa况和孔喉半径分布，确定主要封堵层位兴Ⅱ1和兴Ⅱ2。(2)封堵的启动压力条件下，产生弹性形变，在地层孔隙中流动。面积和封堵厚度确定。平面封堵区域分三个段塞逐级改变液流(3)根据油藏特征及注入参数要求进行配方初步设计，厂家方向，扩大水驱波及体积。核壳段塞微凝胶封堵大的渗透条带，进行配方优化论证后，再进入现场实施，切实达到调驱增油目的。抑制注入水的单向突进；亚微米段塞微凝胶粒径稍大，封堵较4实施效果小地层孔喉；纳米段塞微凝胶颗粒最细，进入地层细小孔喉。根据注入水重力影响、水驱优势方向、沉积微

7、相和剩余油分布，实施后见到明显效果，初期由于微球堵塞大孔道导致井组确定三个段塞平面封堵区域。液量下降，日产液从实施前的970t下降至710t。绕流后井组含水明显下降，日产油从见效前的21t上升至最高时的39.6t，累根据锦16相渗曲线确定残余油饱和度为26%，结合监测4资料和生产动态，绘制剩余油饱和度等值线图，确定以注入井计增油0.84×10t。为中心含油饱和度30%等值线(注入井含油饱和度30%等值线5结语