隋海慶, 江厚順, 黃榆杰, 李 品

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GO7-23-5206井組凝膠調(diào)剖設(shè)計及效果分析

隋海慶, 江厚順, 黃榆杰, 李 品

（長江大學 石油工程學院，湖北 武漢 430100）

井間動態(tài)連通性是油藏動態(tài)分析的重要內(nèi)容之一。孤東七區(qū)具有高孔高滲、強非均質(zhì)、儲層結(jié)構(gòu)疏松、易出砂的特征。由于孤東油田水驅(qū)不均勻，使注入水在平面上形成水驅(qū)水流優(yōu)勢通道，從而有可能降低水的掃驅(qū)效率。針對這一嚴峻形勢，先用流管圖模擬出大孔道以及具有注采對應關(guān)系的注水井組。為后期調(diào)剖，選井選層提供重要的依據(jù)。并且通過連通性分析可以判別水流優(yōu)勢通道分布，最終達到提高采收率的目的。系統(tǒng)開展竄流通道定量化調(diào)剖技術(shù)提高采收率的研究。選定了一個具有代表性的典型注水井組，以凝膠為調(diào)剖劑，利用CMG軟件，通過對凝膠的注入量和注入時間，從而確定注入速度，最后根據(jù)投入產(chǎn)出比，優(yōu)選出最合適的方案，并在現(xiàn)場實施中獲得良好的效果。

井間連通性；水驅(qū)不均勻；凝膠調(diào)剖劑；采收率

孤東油田七區(qū)西區(qū)塊位于孤東構(gòu)造的東翼，流體性質(zhì)屬于低凝固點、低含硫量、低含蠟量、高粘度原油 。孤東七區(qū)西館上段54-61屬高孔、高滲砂巖儲層，平面非均質(zhì)性嚴重。堵水調(diào)驅(qū)調(diào)剖技術(shù)在含水率較高的油田開發(fā)后期穩(wěn)產(chǎn)(增產(chǎn))措施中占有重要地位，由于油田水驅(qū)問題的日益復雜，對該領(lǐng)域技術(shù)要求越來越高，促使堵水調(diào)剖及相關(guān)技術(shù)的不斷革新，尤其近年來在深部液流轉(zhuǎn)向劑研究與應用方面取得了許多新進展，形成包括弱凝膠、膠態(tài)分散凝膠(CDG)等多套深部調(diào)剖(調(diào)驅(qū))技術(shù)[1-3]，為我國高含水油田改善水驅(qū)開發(fā)效果、提高采收率發(fā)揮著重要作用。

1 凝膠驅(qū)油機理

交聯(lián)凝膠驅(qū)油技術(shù)，是近幾年來在聚合物驅(qū)技術(shù)[4]和凝膠堵水技術(shù)[5]基礎(chǔ)上形成的一種驅(qū)油技術(shù)，它使用聚合物，加入某種交聯(lián)劑，使之形成一種新的凝膠體系[6,7]。近年來，隨著認識的不斷深入，提出了在注水井中注交聯(lián)聚合物的概念，如凝膠體系油藏深部液體轉(zhuǎn)向技術(shù)（Indeepth Drive Fluid Diversion）、膠態(tài)分散凝膠驅(qū)油技術(shù)（Collidal Dispersion Gel）[8-10]。交聯(lián)凝膠驅(qū)油位于傳統(tǒng)的堵水調(diào)剖和聚合物驅(qū)之間，它打破了聚合物驅(qū)的傳統(tǒng)概念，實現(xiàn)了對大孔道的封堵效果，從而實現(xiàn)調(diào)剖的目的。將聚合物交聯(lián)[1-3]以提高其適應性的作法，在油田應用十分廣泛。

2 調(diào)剖方案設(shè)計

2.1 方案設(shè)計

對孤東GO7-23-5206井組進行調(diào)剖方案設(shè)計。根據(jù)凝膠堵劑不同的注入濃度、注入速度，注入量設(shè)計調(diào)剖方案，如表1。

表1 不同濃度、不同速度下的的凝膠調(diào)剖方案表

利用CMG軟件模擬結(jié)果如圖1-6所示。

圖1 CMG模擬22-206井的含水率變化

圖2 CMG模擬23-1206井的含水率變化

圖3 CMG模擬23-5186井的含水率變化

圖4 CMG模擬23XN226井的含水率變化

圖5 CMG模擬24N215井的含水率變化

圖6 CMG模擬24-3206井的含水率變化

2.2 方案優(yōu)選

根據(jù)以上設(shè)計方案利用CMG數(shù)值模擬軟件進行模擬計算可以得到七區(qū)西54-61單元GO7-23-5206井組在不同注入濃度、注入量下井組所對應的總增油量以及投入產(chǎn)出比數(shù)，投入產(chǎn)出比按照原油價格0.196萬元/t，調(diào)剖施工費3.8萬元/井，聚合物以1.4萬元，交聯(lián)劑以1.2萬元/t計算。其結(jié)果如表2。

表2 不同方案在GO7-23-5206井組增油量數(shù)據(jù)表

不同濃度，不同注入量下的增油量以及不同濃度，不同注入量下的投入產(chǎn)出比做成圖表，如圖7-8所示。

圖7 不同濃度，不同注入量下的增油量

Fig 7 Different concentrations, different injection influence oil increment

圖8 不同濃度,不同注入量下的投入產(chǎn)出比

Fig 8 Different concentrations, different injection influence

由表中數(shù)據(jù)可知，對于井組GO-23-5206井組的受效油井增油量是隨著凝膠的注入量而增加，而投入產(chǎn)出比則是在低濃度下效果才更顯著。結(jié)合現(xiàn)場實際，建議對水井GO-23-5206以聚合物+交聯(lián)劑的注入濃度為0.35%+0.35%，注入量為3 000 m3的方案注入最符合方案優(yōu)化。

3 現(xiàn)場試驗及應用

3.1 調(diào)剖方案設(shè)計

設(shè)計GO7-23-5206井組的調(diào)剖層施工設(shè)計如表3。

表3 GO7-23-5206井組施工參數(shù)設(shè)計

對GO7-23-5206井應用凝膠進行調(diào)剖，用量3000 m3，其中聚合物濃度為0.35%，交聯(lián)劑濃度0.35%，施工壓力12MPa。

3.2 現(xiàn)場應用效果

GO7-23-5206井組調(diào)剖效果如表4。

表4 對應油井生產(chǎn)狀況

GO7-23-5206井組的6口油井GO7-24N215、GO7-22-206、GO7-23-1206、GO7-23XN226、GO7-23-5185、GO7-24-3206分別累計增油83t、76.7t、32.2t、78t、64.8t、136.4t，GO7-23-5206井組累計增產(chǎn)471.1t。其結(jié)果與CMG數(shù)值模擬軟件模擬出來的結(jié)果差別不大，基本符合實際情況。

4 結(jié)束語

本文利用油水井生產(chǎn)動靜態(tài)資料，模擬出了孤東油田七區(qū)西41-51單元、七區(qū)西63+4單元、七區(qū)西54-61單元竄流通道流線分布圖，并且基本符合油田現(xiàn)場實際；通過CMG數(shù)值模擬軟件，結(jié)合目的區(qū)塊剩余油分布及水淹現(xiàn)狀，針對GO7-23-5206調(diào)剖井進行了方案設(shè)計，設(shè)計注凝膠調(diào)剖劑用量分別為1 600、2 000、2 500和3 000 m3，以此方案指導現(xiàn)場施工。其中優(yōu)選為：聚合物濃度為0.35%，交聯(lián)劑濃度0.35%，用量3 000 m3，由CMG數(shù)值模擬GO7-23-5206井組累增油454.4 t；在現(xiàn)場試驗中，GO7-23-5206實際施工方案為3 000 m3（凝膠）增油471.1 t。

參考文獻：

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［2］ 王闖. 渤海NB35-2油田調(diào)驅(qū)劑篩選及其性能評價[D]. 東北石油大學，2012.

［3］ 陳星光. 基于聚合包裹法的Cr(Ⅲ)微膠囊的制備與性能研究[D].西南石油大學，2014.

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Design and Performance Analysis of Gel-type Profile Control Agent for GO7-23-5206 Well Group

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（Petroleum engineering college of Yangtze university, Hubei Wuhan 430100, China）

The inter-well dynamic connection is one of the most essential contents for reservoir performance analysis. The 7th Gudong district is featured as large porosity, high permeability, intense homogeneity, loose reservoir structure and productive sand. As the heterogeneity of water flooding in Gudong oil field drove injected water to construct an advantaged passage at the platform, the water flooding efficiency may be lower to some extent. In order to combat the steep situation, the flow chart can be applied to the simulation of large pore passage and the water injection well group where there is certain relationship between injection and production. Also, it can provide essential proof for the profile modification, well and layer selection. Enhancing oil recovery could be achieved finally if the arrangement of advantaged passage for water flow was concluded by analyzing the probability of connection. The research on quantitative profile modification in streaming passage should be systematically carried out to enhance oil recovery. At first, representative water injection group was selected, and gel was used as profile modification agent. Then, CMG software was used to analyze the injection volume and time of gel to determine the injection rate. At last, according to input-output ratio, the best scheme was determined.

inter-well connecting ability; heterogeneous performance of water flooding; gel profile modification agent; recovery

TE 327

A

1671-0460（2016）09-2176-04

2016-07-28

隋海慶（1990-），男，山東省壽光市人，在校研究生，就讀于長江大學石油工程學院，研究方向：提高采收率。E-mail：849779537@qq.com。