沈家铺油田调驱调剖技术探究和应用

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1、沈家铺油田调驱调剖技术探究和应用　　【摘要】依据油田开发情况和油藏特点，分析开发矛盾，选择针对性调驱体系，实施深部调驱治理，缓解油藏的层内、平面和层间矛盾，扩大注水波及体积，治理效果和经济效益显著，为同类油藏的开发提供了宝贵经验。【关键词】概况；问题；预交联颗粒；有机凝胶；现场实施；效果；认识1.油田概况沈家铺油田位于黄骅凹陷南部，孔店构造带中部，北临枣园油田，南接王官屯油田。沈家铺构造是一个被北东向和北西向两组断层复杂化的背斜构造，主力含油层位为孔一段枣V油组；断块水流方向以北东方向为主；纵向上划分枣V油组的1#、7#小层，厚度30-50米，其中V油组的2#和3#-小层为主力生产层，

2、两主力生产层虽采出程度高，但剩余可采储量仍高，是治理和挖潜的主要目的层。5区块含油面积5.8km2，地质储量2556.7×104t，可采储量285×104t，断块油藏埋深1950m-2500m。储层物性以中孔中渗为主，平均孔隙度21.6%，渗透率161×10-3μm2。油田原油性质较差，属重质高凝原油，地面脱气原油密度0.9346g/cm3，粘度1381mPa.s，凝固点30℃，含蜡18.2%，地层水水型为CaCl2，总矿化度41988mg/L；原始地层压力20.3MPa，压力系数1.12，地层温度81.3℃，断块属于典型的复杂油藏。2.存在问题1998年5月整体投入开发，油井68口，

3、日产油298t/d，综合含水79.58%，采油速度0.43%，采出程度7.12%，自然递减18.42%；注水井32口，日注能力1838方/d，月注采比1.2，累计注采比1.09。自注水开发以来，水驱方向与物源方向一致，注水方向性强；区块年注采比由开发初期的1.32下降到1.01，存水率由0.5下降到0.28，地层压力由18.01MPa下降到17.33MPa；区块含水由35%上升到79%，含水上升较快；油层动用程度由65%下降到61%，存在较为严重的层内、平面和层间矛盾。区块具有完善的注采井网，注采关系明确，注采井数比为0.51，注采对应率76.7%；油井注水见效明显，水驱控制储量控制程

4、度达到74.31%，油层连通程度较高，双多向受益井比例达74.1%。因此该区块适于开展油藏的深部调驱治理工作。3.调驱体系的选择经过多年的现场实践，大港南部油田形成了成熟的调驱工艺技术和体系，主要有以下两种调驱体系：⑴预交联颗粒调驱体系5该体系主要适用于非均质性强、存在高渗透带的油藏实施调驱，它具有以下特点：一是预交联颗粒由地面合成、烘干、粉碎、分筛制备形成，避免了地下交联体系注入地下不成胶、抗温、抗盐性能差等弊端，对油藏的适应性广，耐温、耐盐性能良好；二是预交联颗粒粒径变化大、膨胀倍数高、膨胀速度快；三是颗粒吸水体膨变软，外力作用下在多孔介质中运移时表现出“变形虫”特性，颗粒的形变运

5、移可扩大调驱涉及范围和体积，达到深部调剖液流转向目的；四是预交联颗粒适宜在大孔道、高渗带的高含水油藏实施深部调驱。⑵有机凝胶调驱体系该体系在配制初期交联剂与聚合物不发生反应，注入地层后在地层温度条件下发生化学反应，缓慢交联，成胶后强度高，适用于中高温油藏。该体系通过加入不同浓度的聚合物、交联剂和稳定剂，能有效地调控成胶时间和强度，形成的凝胶耐温和稳定性能良好，适于油藏深部的大剂量调驱。根据该复杂断的油藏特点和开发矛盾，我们选择了”预交联颗粒+有机凝胶”相结合的调驱体系，预交联颗粒粒径1-3mm，浓度0.5-0.7%，占总注入量40-60%；有机凝胶浓度0.3-0.5%，用量所占40-6

6、0%。4.现场实施情况5为了提高调驱治理效果，我们选取该断块11口注水井实施整体调驱，处理半径按0.2倍井距计算即32米；单井调驱液用量2450方；防止调驱液进入低渗层后造成油层伤害和污染，施工排量3-5方/小时，爬坡压力控制在2-4MPa。施工过程采用不动管柱敲施工，先注入预交联颗粒封堵高渗透层，后注入有机凝胶扩大波及体积和面积，实施油藏的深部调驱；有机凝胶分段注入，每个段塞注入完成后候凝120小时。5.效果⑴调驱治理后充满系数FD平均由0.75上升到0.90，在同等注水量条件下，注水压力由14.5上升到了18.3MPa，平均上升了3.16MPa；90分钟压降曲线由3.5MPa下降到

7、1.4MPa，平均下降了2.31MPa；注水启动压力平均上升了2.6MPa，注水井指标显示调驱效果良好。⑵区块水驱开发指标好转，油层动用程度由61%稳升到为63.5%，含水上升率由7.48降低到—2.9，自然递减率由18.4%下降到4.31%，综合递减率由14.53%下降到-1.56%，油藏开发指标明显好转，区块稳产基础得到加强。⑶实施区块整体调驱后，井组有效率达95%，有效期内实现纯增油6476吨，有效期控递减增油9066吨，投入产出比达到1