凝膠顆粒深部調(diào)驅(qū)技術(shù)在輪南油田的應(yīng)用

陳 蘭，劉 敏，于志楠，王 鵬，徐海霞，鐘 婷，庹維志，蘭美麗

(中國石油塔里木油田公司 a.油氣工程研究院；b.開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000)

凝膠顆粒深部調(diào)驅(qū)技術(shù)在輪南油田的應(yīng)用

陳 蘭a，劉 敏b，于志楠b，王 鵬a，徐海霞a，鐘 婷a，庹維志a，蘭美麗a

(中國石油塔里木油田公司 a.油氣工程研究院；b.開發(fā)事業(yè)部，新疆 庫爾勒 841000)

輪南油田2井區(qū)T1油組儲(chǔ)層非均質(zhì)性嚴(yán)重，嚴(yán)重影響注水開發(fā)效果。深部調(diào)驅(qū)具有改善油藏在平面和剖面上的矛盾，提高水驅(qū)效果的作用。根據(jù)耐溫耐鹽調(diào)剖調(diào)驅(qū)劑的性能評(píng)價(jià)，在輪南A井開展了凝膠顆粒深部調(diào)驅(qū)的礦場試驗(yàn)。室內(nèi)結(jié)果表明，凝膠顆粒具有較好的耐溫抗鹽性能和較好的封堵性能。礦場試驗(yàn)表明，該井壓力指數(shù)上升，PI值由6.7提升到15.5，F(xiàn)D由29%提高到62%；剖面改善明顯，高吸水段得到控制，從74.9%下降到35.1%，低吸水段吸水能力增加。井組調(diào)驅(qū)后產(chǎn)量遞減減緩，有效期內(nèi)累積增油4 115.6 t，效果明顯。該井深部調(diào)驅(qū)技術(shù)成功應(yīng)用，對(duì)深部調(diào)驅(qū)技術(shù)在整個(gè)T1油組實(shí)施整體調(diào)驅(qū)，高溫高鹽復(fù)雜地層條件下的高含水區(qū)塊穩(wěn)油控水具有重要意義。

輪南油田；深部調(diào)剖；高溫高鹽油藏；凝膠

輪南油田已進(jìn)入高含水開發(fā)期，注入水形成低效和無效循環(huán)，嚴(yán)重影響水驅(qū)開發(fā)效果。深部調(diào)驅(qū)技術(shù)作為一項(xiàng)改善水驅(qū)開發(fā)效果、實(shí)現(xiàn)油藏穩(wěn)產(chǎn)的重要技術(shù)手段，已在高含水油田得到成功應(yīng)用[1-5]。針對(duì)輪南油田T1油組高溫(120 ℃)、高礦化度(22×104mg/L)的特點(diǎn)，通過在原NPLS材料中引入耐溫耐鹽單體，使NPLS抗二價(jià)陽離子性能提高；同時(shí)顆粒復(fù)合高韌性纖維，達(dá)到進(jìn)一步提高NPLS抗熱/鹽/剪切性/耐沖刷能力，以適應(yīng)輪南高溫、高鹽、高強(qiáng)度注水的油藏特點(diǎn)。

1 實(shí)驗(yàn)及結(jié)果

1.1 溶脹度性能測試

實(shí)驗(yàn)室考察了鹽度和鹽類型對(duì)成型樣品(固含量35%)的影響，實(shí)驗(yàn)溫度95 ℃，水介質(zhì)中的含鹽量列在表1中，表1中1#表示含Na+為15×104mg/L、含Ca2+為零、3#表示含Na+為零、含Ca2+為2 000 mg/L。

分別測定7個(gè)樣品在鹽水和淡水中96 h內(nèi)的膨脹倍數(shù)，實(shí)驗(yàn)結(jié)果見圖1。圖1表明96 h內(nèi)預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒在淡水中的膨脹倍數(shù)量最大，在鹽水中的膨脹倍數(shù)在9～13。

1#、3#、5#、6#和7#樣品在15 d時(shí)的膨脹倍數(shù)見表2。表2中的數(shù)據(jù)說明，隨著時(shí)間的延長，PLS預(yù)交凝膠繼續(xù)吸水膨脹。其中淡水中的樣品膨脹率達(dá)62.22倍。1#和5#的膨脹倍數(shù)從13倍提高到20倍左右。但在單一類型的鈣鹽中膨脹率有所減少(由9下降到8左右)。油當(dāng)中的樣品膨脹倍數(shù)繼續(xù)減少(由0.64 下降到0.39)。

隨著時(shí)間的延長，NPLS預(yù)交聯(lián)凝膠繼續(xù)吸水膨脹。膨脹速率的實(shí)驗(yàn)說明，NPLS預(yù)交聯(lián)凝膠膨脹速率較慢，有利于深部處理。

1.2 熱穩(wěn)定性測試

模擬地層溫度120 ℃，介質(zhì)采用輪南油田地層水，總礦化度22×104mg/L，多價(jià)陽離子>10×103mg/L，評(píng)價(jià)NPLS調(diào)剖劑8個(gè)樣品，結(jié)果見表3。表3中m1、m2、m3抗溫抗鹽時(shí)間超過30 d，可以應(yīng)用于現(xiàn)場，其中m1性能最佳。

表2 15 d時(shí)的膨脹倍數(shù)

樣號(hào)1#3#5#7#8#膨脹倍數(shù)20.447.7819.2862.220.39

表3 不同調(diào)剖劑在120 ℃下的穩(wěn)定性

1.3 堵塞率實(shí)驗(yàn)

實(shí)驗(yàn)溫度15 ℃，水凝膠濃度0.3%，測定堵塞率，累計(jì)注入時(shí)間1 000 s，如圖2所示，堵塞率達(dá)99%。

2 礦場試驗(yàn)及效果評(píng)價(jià)

2.1 調(diào)驅(qū)方案

以降低TI3層4 732.0 m～4 749.0 m段高吸水層相對(duì)吸水量、改善吸水剖面，緩解層間和平面矛盾為原則，采用大劑量深部調(diào)剖，方案設(shè)計(jì)調(diào)驅(qū)劑用量3 900 m3，實(shí)際用量3 975 m3，各段塞用量見表4。施工從2011年5月12日開始，到2011年6月11日結(jié)束。

表4 各段塞調(diào)剖劑用量參數(shù)

2.2 效果評(píng)價(jià)

1)注水井 從注水井的調(diào)驅(qū)前后的壓力指數(shù)和充滿度(見表5)可知，吸水指數(shù)下降明顯，18.6下降至13.6，該井壓力指數(shù)上升，PI值由6.7提升到15.5，結(jié)果表明近井地帶的高滲透層得到較好的封堵，注水壓力提高，吸水能力降低，水竄得到抑制。

從吸水剖面看(見表6)，調(diào)驅(qū)后，相對(duì)吸水量更均勻，高吸水段4 732 m～4 737 m得到控制，從74.9% 下降到35.1%，低吸水段吸水能力增加。層間吸水能力得到改善：TI2小層相對(duì)吸水量從5.27%增加到34.5%，TI3小層相對(duì)吸水量從94.7%下降到65.5%。

表5 調(diào)驅(qū)前后視吸水指數(shù)和充滿度對(duì)比

表6 調(diào)驅(qū)前后吸水剖面監(jiān)測數(shù)據(jù)對(duì)比

2)油井 調(diào)驅(qū)后對(duì)應(yīng)4口井受效，試驗(yàn)井組累計(jì)增油量見圖3 。井組調(diào)驅(qū)后產(chǎn)量遞減減緩，累積增油4 115.6 t。

3 結(jié)論

1)室內(nèi)研究結(jié)果表明，凝膠顆粒具有較好的耐溫抗鹽性能，同時(shí)具有較好的封堵性能。

2)輪南井區(qū)T1油藏試驗(yàn)取得較好增油降水效果，井組累計(jì)增油4 115.6 t。

3)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及礦場試驗(yàn)表明，該凝膠顆粒深部調(diào)驅(qū)技術(shù)適合輪南油田高溫高鹽(120 ℃、22×104mg/L)高含水期油藏，為類似油藏改善水驅(qū)開發(fā)效果、實(shí)現(xiàn)油藏穩(wěn)產(chǎn)具有一定的借鑒和指導(dǎo)意義。

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ApplicationofGelPelletsDeepProfileControlTechnologyinLunnanOilfield

CHEN Lana， LIU Minb， YU Zhi-nanb， WANG Penga， XU Hai-xiaa， ZHONG Tinga， TUO Wei-zhia, LAN Mei-lia

(a.Research Institute of Oil and Gas Engineering; b.Development Department,Tarim Oilfield Company, PetroChina, Korla841000, Xinjiang, China)

The heterogeneous of wellblock-2of Lunnan oilfield is serious, so it seriously affects the effect of water flooding. The role of deep profile control is to improve the reservoir heterogeneity and enhance the efficiency of water flooding. Several agents performance were evaluated，and gel deep profile control test was conducted in Lunnan A well of Lunnan Oilfield. The laboratory studies show that the gel is of better performance of high temperature and salt resistance, and the gel is of good water shutoff performance. The field pilot test shows that the pressure index increases, and the PI increased from6.7to15.5; the FD increased from29% to62%. The water injection profile is improved apparently， and the high water absorbing layer is controlled. It decreased from74.9% to35.1%. The incremental oil for slowdown decline was4115.6t. The obvious effects indicate that the successful application of deep profile control technology to the pilot test area is of implication for development of the whole T1reservoir and others with high temperature and high salinity.

Lunnan oilfield; deep profile; high temperature and high salinity reservoir; gel

中國石油股份公司重大科技專項(xiàng)(輪南油田輪2油組深部調(diào)驅(qū)關(guān)鍵技術(shù))：2010E-21

2017-05-01

陳蘭(1978-)，女，湖北潛江人，高級(jí)工程師，碩士，從事油氣田開發(fā)管理工作，E-mail：chenlan-tlm@petrochina.com.cn。

TE357

B

1008-9446(2017)06-0015-03