趙 軍 鄭繼龍 陳 平 張相春 胡 雪 宋志學 李 峰

（中海油能源發(fā)展鉆采工程研究院）

1 旅大5－2油田地質概況

1.1 構造特征

旅大5－2油田位于遼西凹陷中段，東側緊靠遼西低凸起，屬于遼西1號斷層下降盤上的一個斷塊構造復合斷塊，分為東二上段和東二下段。遼西1號斷層和次生斷層把整個構造自北向南分為3個斷塊（見圖1），即1號、2號和3號塊。

1.2 油藏特征

旅大5－2油田主要是三角洲前緣亞相沉積砂體，儲層分布相對較穩(wěn)定，但油水系統(tǒng)較復雜。原油具有密度大、黏度高、硫含量低、蠟含量低、凝固點低等特點，屬重質稠油。儲層滲透率（1 000～4 000）×10－3μm2、孔隙度30%～36%，具有高孔、高滲的特征。具體油藏特征參數(shù)見表1。

表1 東二上段油藏特征Table 1 Reservoir characteristics of EdⅡu area

2 開發(fā)過程中存在的問題

2.1 油田開發(fā)現(xiàn)狀

旅大5－2油田于2005年投產，到2012年10月，有55口生產井，17口注水井，油田日產油2 892 m3，年產油82.42×104m3，綜合含水為57.1%，日注水4 940m3，累注水155.8×104m3，月度注采比1.01。

2.2 存在問題

（1）部分井受砂堵影響，產量遞減較快。在地層能量充足、單井控制儲量較大、井況正常的情況下，受原油黏度、防砂方式及開關井激動的影響，東二上段部分井出現(xiàn)砂堵現(xiàn)象，油井產量出現(xiàn)非常規(guī)遞減。

（2）東二上段地下原油黏度在210.0～460.0 mPa·s之間，油水流度比大，層間動用不均衡，注入水／邊水水竄，邊部油井含水上升較快。

（3）邊部稠油區(qū)產量較低。受黏度影響，邊部幾口定向井產能較低，平均比采油指數(shù)為0.5m3／（MPa·d·m）。

3 弱凝膠調驅現(xiàn)場應用

3.1 實施方案

針對旅大5－2油田東2塊上段存在的問題，發(fā)揮弱凝膠提高水驅效率技術優(yōu)勢［1］，結合聚合物驅“改善油水流度比”和調剖 “改善油藏非均質性”的特點［2］，可以有效地解決水驅稠油油藏非均質性和油水流度比較大［3－4］的問題。通過室內試驗，篩選出適合旅大5－2油田東二上段弱凝膠調驅體系并采用多段塞方式注入，具體注入情況見表2。

表2 調驅方案設計統(tǒng)計表Table 2 Profile control projects of weak gel

3.1 實施情況

弱凝膠調驅在旅大5－2油田2號塊東二上段區(qū)塊于2011年先后在A10、A20、B15、A22（見圖2）四個井組進行實施（見表3）。

表3 調驅實施統(tǒng)計表Table 3 Practice statistics of weak gel profile control

3.3 應用效果分析

3.3.1 注入井調驅效果分析

通過現(xiàn)場動態(tài)資料分析，調驅后注入井注入壓力上升，注入井視吸水指數(shù)下降（見表4）。

表4 注入井調驅效果統(tǒng)計表Table 4 Profile control effects of injection well

表4表明，弱凝膠調驅在4個井組應用過程中取得了一定效果。井組注入壓力上升，最大上升壓力為5.1MPa；井組視吸水指數(shù)下降，最大下降值為31.8m3／（d·MPa）。壓力上升、吸水能力大幅下降，說明堵劑向深部運移，優(yōu)勢水流通道得到一定的封堵，吸水剖面得到調整。

3.3.2 生產井調驅效果分析

實施弱凝膠調驅后，區(qū)塊21口生產井中有14口生產井不同程度出現(xiàn)增油降水效果，受效率達67%，區(qū)塊綜合含水由調驅前67%下降至60%，含水下降7%；產油量也由調驅前470m3／d上升至833m3／d（見圖3）；井組平均有效期已超過12個月。截至2012年7月已累積增油6.4×104m3，其中B9井受效情況比較明顯（見圖4）。

弱凝膠調驅在旅大5－2油田2號塊應用取得了較好的效果，有效解決了目前旅大5－2油田東二上段開發(fā)生產存在的問題。

4 結論

（1）弱凝膠調驅在旅大5－2油田的實施，注入井注入壓力上升，視吸水指數(shù)下降，區(qū)塊增油6.4×104m3?，F(xiàn)場試驗表明，弱凝膠調驅在旅大5－2油田東二上段實施有效。4井組平均注入壓力上升3.8MPa，視吸水指數(shù)下降20.6m3／（d·MPa）。

（2）弱凝膠調驅能夠有效減緩注入水的指進問題，改善流度比，調整吸水剖面，是一種有效的調驅手段。

（3）弱凝膠調驅在旅大5－2油田成功的實施為海上油田提高原油采收率提供了新的思路和方法。

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