整體調驅油藏動態監測技術研究

　　這篇檢測技術論文投稿發表了整體調驅油藏動態監測技術研究，論文以河間東營油藏為例，探討了河間東營整體調驅方案及實施情況，介紹整體調驅油藏如何進行動態監測部署、如何運用動態監測資料，取得了良好效果，可以為其他油藏整體調驅提供借鑒。

　　關鍵詞：檢測技術論文投稿,整體調驅,監測,剩余油

　　一、前言

　　隨著油田開發時間的延長，很多油藏目前已進入雙高階段，即“高含水”“高采出程度”。由于長期的注水開發，整體層間、層內和平面矛盾較突出，主吸水層主要集中在主力油組的主要砂體上，長期主產主吸，造成主力砂體水洗效率低，平面剩余油分散。同時非主力層地質儲量也不可小視，層間潛力有待啟動。如何繼續挖潛不同類型剩余油潛力，是雙高老油藏面臨的一個重要難題。整體調驅技術通過對油藏注水開發井組開發現狀、存在問題、剩余油潛力等進行分析論證，篩選出適宜井組，可有效地實現油層深部液流轉向，擴大水驅波及體積，改善主力油層層內、平面見效狀況，同時封堵高滲透層段，啟動非主力油層，進一步改善開發效果，提高采收率，為油田三次采油、持續穩產奠定良好的基礎。動態監測技術貫穿于整體調驅項目的始終，成為至關重要的環節。只有合理地安排、分析、運用好動態監測技術，才有可能有效地保證整個項目施工過程中的方案設計、現場調整、效果分析以及推廣運用，力爭“設計有法”“調整有據”“分析有理”“推廣有道”，為同類油藏的治理提供可靠的技術支持。

　　二、河間東營整體調驅方案及實施情況

　　選井原則：河間東營整體調驅選井堅持選擇油層發育好、連通情況好、剩余油富集的主力油層作為選井的區域;立足井區，集中整體優選;以砂體分布穩定，注采井網完善，多向注水見效明顯，整體水淹嚴重油層為重點;注水井井況好，吸水狀況良好，具備一定的爬坡空間。為此，優選河間東營東部井區12口注水井開展整體深部調驅，其中正常注水7口，平均注水壓力6.8MPa，單井日注水平均為34m3，注入能力較好。油井31口，正常生產28口，高含水井25口，占總開井數的89%。確定8井組開展分層調驅、4井組實施籠統調驅、調驅結束適時實施分注，實現油田平面、縱向立體調整。體系確定：該項目采用“可動凝膠+聚合物微球”的復合調驅方式。優選調驅配方體系如下：聚合物———型號為：FP3640D;交聯劑：LHJ-II(主劑)，聚膠比1∶1.67;促膠劑：LHJ-II(添加劑);柔性微球：采油用微膠團型可動凝膠FSMG。

　　通過室內體系評價凝膠和聚合物微球基本性能、熱穩定性和封堵運移能力，對六套交聯體系和兩個聚合物微球體系樣品以盲樣的形式，進行了配方初篩選和優選評價，注入濃度1200mg/L、0.06PV較優，總注入量278000m3，凝膠注入濃度聚合物1200mg/L+交聯劑主劑2000mg/L+助劑1750mg/L，微球注入濃度3000mg/L。現場注入及見效情況：整體調驅項目采用配水間集中建站，單泵對單井的注入方式。凝膠段塞注入分為污水配液注入階段和清水配液注入階段，其中污水配膠階段注入2411m3，清水配膠階段67889m3，累計注入凝膠70300m3。凝膠注入階段12口水井共計注入微球量207700m3，即623100kg。12口調驅水井連通油井開井30口，水驅見效26口，調驅見效油井30口，見效率100%，其中17口明顯見效。連通油井目前含水89.14%，截至2016年4月，月平均日增油42.8t，2015年當年增油12093t，2016年增油4531t，累計增油18202t。

　　三、整體調驅動態監測方案

　　作為河間東營整體調驅項目的核心環節，動態監測貫穿于整個實施過程，為確保試驗井區選井、注入、調整、效果研究依據充分、資料齊全，分別編制了注入前、注入中和注入后動態監測方案。

　　1.動態監測設計要求。水質監測：每周一次對配制用水的水質進行化驗分析。原油性質監測：調驅劑注入前和注入后各測一次原油全分析。調驅體系性能監測。每批次聚合物性能指標監測(包括分子量、水解度、固含量等)，每批一次。每批交聯劑的質量檢測(pH值、交聯劑主劑有效含量、成膠能力等指標檢測)，每批一次。微球性能指標監測(包括固含量、初始粒徑等)，每批一次。注入液檢測：靜態混合器出口的聚合物溶液濃度、黏度，交聯劑濃度檢測，每3天一次;井口聚合物溶液濃度、黏度，交聯劑濃度，每周一次;聚合物溶液儲罐出口聚合物溶液的濃度、黏度，每天一次。調驅注入開始階段，上述資料每天一次，注入正常后按要求監測。調驅生產動態監測：一是注入井監測：調驅前、調驅過程中及調驅后每季度測吸水剖面、壓降曲線和指示曲線。二是采油井監測：各一線采油井每周取樣化驗含水率一次，隨含水樣檢測產出液聚合物含量;試驗前半月測三次原油全分析，產出液進行離子分析。三是產出液水質：每半月化驗一次離子分析;每月測流壓一次，靜壓每季度一次;具備條件油井每半年測一次產液剖面。四是示蹤劑監測：在注凝膠段塞前、段塞后、微球段塞注入后分別注示蹤劑，在采油井口每天取樣監測示蹤劑含量，見示蹤劑后每3天化驗一次，至其消失。

　　2.整體調驅動態監測設計方案。動態監測設計原則：調驅前應核實油水井生產數據，取全取準油井日產液(油)、含水、動液面、壓力及水井注水量、注水壓力吸水剖面等資料。調驅過程中，注(采)井應每隔一定時間段測取壓力、吸水(產液)剖面、動態生產數據等。注入過程中應對現場注入的聚合物溶液、交聯劑、聚合物微球等進行質量監測。調驅后應對現場施工進行質量監測，主要包括配液水質檢測、配液質量監測和施工參數的錄取等。對產出液每隔一定周期進行檢測分析。調驅結束后應該繼續監測調驅效果。動態監測設計方案：調驅前油井監測項目主要為原油全分析、產出液水質離子分析、流壓、靜壓，共計221井次。注入井主要監測項目為水質監測、吸水剖面、壓降曲線、指示曲線、示蹤劑，共計48井次。調驅過程中油井監測項目主要為產出液水質離子分析、流壓、靜壓，共計221井次。注入井主要監測項目為水質監測、示蹤劑，共計12井次。調驅后油井監測項目主要為原油全分析、產出液水質離子分析、流壓、靜壓，共計161井次。注入井主要監測項目為水質監測、吸水剖面、壓降曲線、指示曲線、示蹤劑，共計48井次，依據調驅施工具體情況酌情增補監測。

　　四、監測實施情況及主要成果

　　1.調驅前監測實施及成果。產出剖面監測:針對河間東營6個主力油層組，結合20口油井的歷史產出剖面分級統計資料來看，不產液層占總厚度的45.6%，強產液層占油層總厚度的3.6%，油井層間矛盾突出。綜合分析主要的原因是40%吸水層存在層內突進現象，水井存在較強的注水方向性，油井與連通注水井之間形成了優勢水竄通道，因此調驅的主要目的是封堵優勢水竄通道，擴大水驅波及體積，進一步挖掘剩余油潛力。注入剖面監測：針對主力油層，個性化設計調驅方式。僅以注水井J128井為例，該井歷年吸水剖面顯示上部油層(3~10號層)為主要出水層，對應油井高含水，設計分層調驅，填砂保護下部油層，單調上部油層(3~10號層)，調驅劑進入目的層段減少對低滲儲層污染，調后分注使未水驅砂體能夠有效動用，實現平面、縱向立體調整。水樣、藥劑取樣監測：在對配液池成膠情況的監測過程中發現河一聯的注入水配液不成膠，添加殺菌劑后，體系黏度降低，穩定性變差。通過水質取樣檢測，注入水硫酸鹽還原菌嚴重超標，是造成污水配劑不成膠的內在原因。將現場配膠改為清水，同時將可動凝膠體系配方作相應調整，清水配液的可動凝膠體系由聚合物1200ppm+交聯劑2000ppm+促膠劑1750ppm，調整為聚合物1000ppm+交聯劑1670ppm+促膠劑1750ppm，清水配劑后10日成膠黏度1930mPa.s，遠高于原方案的1589mPa.s,而且穩定性強、用量少、節約成本。節約聚丙烯酰胺0.2kg/m3、交聯劑0.33kg/m3，總計分別節約12.66t和20.889t。

　　2.調驅過程中監測實施及成果。注水指示曲線監測：微球段塞開始注入后，選取J115井在注入凝膠階段的注水指示曲線，和調前相比封堵效果變差，而封堵效果是要考慮注入藥劑與地下孔喉的匹配性，該井在注凝膠階段壓力是升高的，而在注微球階段，封堵效果變差，壓力下降。凝膠注入結束后地下高滲孔喉半徑仍以微米級為主，注入的微球是納米級。隨即將微球粒徑由納米改為微米，濃度由3kg/m3升至4kg/m3，水井壓力有所回升，對應油井有明顯見效反應，井組日產油從17t上升至26t。注入壓力監測：調驅井自微球注入階段開始，較凝膠調驅階段平均壓力下降了2.2MPa，對應油井含水上升。2015年9月對井區內9口水井分批次提高聚合物粒徑(納米級微球升為微米級微球)和濃度(3000ppm增至4000ppm)等增壓手段，調后水井壓力平均上升1.9MPa，基本恢復凝膠階段水平。

　　聚合物含量監測：選取整體調驅井組對應的油井12口開展采出液聚合物含量監測，采取淀粉碘化物法測定聚合物濃度，經檢測12口油井聚合物含量均較低，證明沒有大規模的破膠現象，未竄。注入剖面監測：調驅過程中嚴格按照設計要求安排注入剖面監測，整體調驅注水井每季度測1次，共計完成注入剖面監測89井次，詳細的注入剖面資料為整體調驅效果的跟蹤、見效機理的分析提供可靠的數據支持。應用實例：凝膠段塞注入結束后，結合注入剖面監測資料綜合分析，有剖面可對比的10口水井，其中8口井實現了層間調整，新增吸水層53.5m/14層，吸水層動用程度有所提高。6口井實現了層內改善，層間層內均有改善的4口井，新增水驅油層74.4m/20層，調驅井組水驅動用程度從43.4%提高到57.8%，河間東營整體調驅井組主要以層內調整增油為主。

　　產出剖面監測：調驅過程中及時增加產出剖面監測，調驅井組連通油井每季度測1次，共計安排產出剖面監測101井次，產出剖面資料顯示20口油井中有12口油井層間矛盾得到有效緩解，啟動產油層35.6m/12層，原未動用油層得到動用，抑制產水層25.1m/9層，增油幅度逐漸變大。應用實例：依據產出剖面資料及產液能力，開展油井生產參數調整5井次，提液幅度23%，增油幅度達到160%，增油效果明顯，同時及時安排油井配套措施，層內堵水、打更新井、補孔完善，總計開展措施5井次，措施累計增油逾1600t。3.調驅后監測實施及成果。示蹤劑檢測：確定見效方向———示蹤劑監測資料結果顯示，和調前相比，凝膠結束后新增見劑井3口，新增見劑方向6個。各井組平均單井水驅速度下降的6口，提高的3口，不變的2口。洛倫茲系數：評價調驅效果———以J127井為例，洛倫茲系數變小，說明層間矛盾得到有效改善。河間東營調驅井組調驅后注水壓力上升，說明凝膠段塞的注入對高滲透條帶產生了一定的封堵作用。產剖資料。應用實例：鞏固調驅成果———綜合分析動態監測資料，河間東營整體調驅主要以層內調整為主，層間潛力有待啟動，調驅井組非主力單砂體22個，仍有16個在此次調驅中沒有被啟動。依據井況及調驅后測試結果，對東部井區原調驅方案進行調整，執行原分注方案3口，建議不分注2口，新增2口，設計分注井共計7口，斷塊分注率由20%升至41%，進一步挖掘層間剩余油。

　　五、結論與認識

　　1.高含水開發后期整體調驅可有效控制含水上升速度，達到控水増油的效果。2.整體調驅實施過程中動態監測技術的科學運用是至關重要的。3.整體調驅過程中，要嚴格執行試驗監測方案，取全取準各項資料數據，建立專門的試驗區檔案，收集有關試驗區的所有措施、生產、施工數據、信息，分門別類地統計匯總乃至技術處理，以利有關人員查閱、效果評價、總結經驗推廣。

　　參考文獻：

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　　[3]秦濤，等.地面預交聯顆粒調驅劑的性能改進[J].斷塊油氣田，2005，12(2)：66-67.

　　作者：江濤 劉健軍 秦勤