海1块弱凝胶调驱见效特征浅谈

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1、海1块弱凝胶调驱见效特征浅谈　　摘要：海1块为中高渗透性砂岩油藏，以注水开发为主，2010年优选5个井组开展弱凝胶调驱先导试验，取得较好效果，后逐步推广。通过研究弱凝胶调驱机理，跟踪井组生产动态，分析调驱见效特征，认为处于“双高”开发阶段的区块，调驱效果主要受沉积微相、剩余油分布规律、井网井距是否合理等因素影响。关键词：层状砂岩油藏弱凝胶调驱“双高”开发阶段见效特征一、前言由于油水黏度比大，长期注水冲刷形成的高渗水通道，导致大量注入水低效或无效循环[1]，2010年在海1块主体部位优选5个井组开展了弱凝胶调驱先导试验，平均单井组增油7t，含水下降5.1%，2011年起有序扩大调驱规模，目前

2、已实施18个井组，累计增油5.3×104t。通过跟踪、对比井组生产动态，掌握海1块弱凝胶调驱的见效特征，综合分析沉积微相、剩余油分布特征等影响因素，对于下步制定调整对策具有重要指导意义。二、油田基本情况6海1块是海外河油田主力断块之一，构造位置位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带南端、大洼断层上升盘，是以注水开发为主的普通稠油油藏，开发层系为古近系东营组东二段、东三段。调驱前区块采出程度36.2%，综合含水86.5%，处于双高开发阶段。2010年研究编制《海1块深部调驱方案》，在主体部位规划了28个调驱井组，覆盖地质储量618×104t。调驱目的层位为d2Ⅲ3+d2Ⅳ，油藏埋深-1650～-

3、1800m，平均有效孔隙度31.4%，平均空气渗透率949×10-3μm2，属高孔、中-高渗储层。三、弱凝胶调驱机理研究弱凝胶调驱技术结合了聚合物“改善油水流度比”和调剖“改善油藏非均质性”的双重特性[2，3]，通过使用接近于聚合物驱浓度的聚合物，加入少量延缓型交联剂，使之形成主要以分子间交联为主，分子内交联为辅的凝胶体系[4]。一方面弱凝胶具有一定的强度，能对地层中的高渗透通道产生一定封堵作用，使后续注入水绕流至中低渗透层，起到调剖作用；另一方面，由于交联强度不高，弱凝胶在后续注入水的推动下在该高渗透通道中还能缓慢向地层深部移动，产生像聚合物驱一样的驱油效果[5]。6其微观渗流机理：弱凝

4、胶选择性进入原被水占据的大孔道，在后续注剂的作用下沿大孔道流动和拉伸变形通过窄小孔喉，因本身具有粘弹性，在顺畅通过孔喉而后续液流未能立即填充时，形成瞬时“负压”，从而使孔隙中的油被吸出。弱凝胶调驱对高渗透层中存在的残余油影响大于低渗透层的，大部分残余油被弱凝胶驱除。从弱凝胶在孔隙介质中的运移过程和形态变化来看，认为弱凝胶的主要作用是“驱”，而“调”只是前期或暂时作用。四、主要见效特征及影响因素2010年11月，海1块结合区块自身地质特点，针对开发过程中存在的纵向层间干扰严重、平面存在优势水流通道、油藏深部水驱不均等问题，引进弱凝胶调驱技术，实施后受效油井见效率达88%。1.主要见效特征1.

5、1注入压力上升调驱后注聚井的注入压力明显上升，平均注入压力由8.6MPa上升目前的至12.0MPa，压力爬坡速度为0.8MPa/月，平均爬坡时间为3.7个月。1.2纵向剖面得到有效调整对比调驱前后注聚井各层吸水情况，纵向上81.7%的油层厚度得到调整。从产液剖面上看，强吸水层控制注水后，对应油井小层含水下降；低差层加强注水后，对应油井小层得到启动；纵向上各小层充分得到动用，动用程度提高。1.3井组开发效果得到改善调驱后受效油井产油量明显提高，主要表6现为油井含水率下降、或含水稳定液量上升。截至2013年6月，实施的18个井组日产液从1165.2m3上升到1507.7m3，日产油从126.3

6、t上升到222.0t，含水从89.2%下降到85.3%，日增油95.7t，平均单井组增油达到5.3t，调驱阶段增油5.3×104t，井组自然递减从19.5%下降到-0.6%，实现综合不递减。2.影响因素2.1剩余油分布规律影响海1块受沉积微相影响，分流河道的主流线及河口砂坝核部储层物性好，渗透率高，水淹严重；前缘薄层砂及分流间湾沉积微相油层物性差，水驱波及程度低，剩余油相对富集。从区域上看，构造高部位含油饱和度较高，而油藏边部水淹严重，剩余油多呈点状或窄条状分布。弱凝胶调驱后，处于剩余油相对富集区域的油井见效后产量上升幅度大、增产时间长，而处于剩余油分布零散区域的油井见效后产量上升幅度小，

7、而且含水频繁波动，无法形成连续的增产趋势。2.2储层物性及分均质性的影响通过取心井物性分析对单砂体内渗透率分布进行统计分析，57%的砂层渗透率变异系数大于0.7，最高达1.8，非均质系数最高为8.3，渗透率级差最高达399倍，只有21.4%的小层表现为弱非均质性。由此可见，海1块储层层内、层间均以严重非均质性为主，这种差异决定了油藏具有扩大注水波及体积的潜力。实施调驱后，注聚井层内、层间矛盾突出的井组见效快，含水下降明显