最新大洼水井调剖

大洼水井调剖目录1. 大洼油田地质特征及开发现状 (2)2.油田主要开发矛盾 (3)3.开展多种调剖工艺提高大洼油田水趋效率 (9)4.优选不同的施工参数，提高调剖措施效果 (10)5.措施效果评价 (11)6. 经济效益评价 (13)7. 结论 (13)8. 下步工作打算 (13)大洼油田水井调剖工艺研究与应用1大洼油田地质特征及开发现状1.1主要地质特征大洼油田构造上位于辽河断陷盆地中央凸起南部倾没带大洼断层西侧，清水凹陷东侧。

由大洼断层牵引而形成的断鼻构造,西临清水洼陷,东靠中央凸起,北面是兴隆台构造,南面是海外河构造,整个油田以大洼断层为界可划分为两个构造单元,14个断块。

断块对油气分布制作用比较明显，每个断块油气富集程度，主力油层均不一样，每个断块自成独立开发单元。

大洼油田含油面积13.4km2，地质储量2331×104t，储层主要以东营组马圈子油层为主，局部有沙一、沙三段油层和中生界潜山油层。

东营组储层岩性主要为中粗粒、粉粒砂岩、泥质粉砂岩。

储层属中高渗透性储层，孔隙度最大39．2%，最小4.61%,平均27.5%。

渗透率差异较大，渗透率最大2390×10-3um2,最小小于1×10-3um2,平均442×10-3um2。

储层属中孔隙类型,平均孔宽80.8um。

储层胶结物主要为泥质,平均含量9.7%～31.5%,胶结类型以孔隙式胶结为主。

储层非均质性较强，均质程度为0.42，非均质系数为2.37。

大洼油田原油为稀油，原油密度0.8058～0.92185g/cm3，地层原油粘度1.58～127.43mPa.s。

地层水为NaHCO3型，矿化度为1433-5870mg/L。

1.2开发现状截止2008年底，大洼油田共有采油井218口，开井167口，日产油水平406t，年产油13.36×104t,累积产油450.5×104t，累计产水653.9m3，采油速度0.67%，采出程度20.39%，综合含水77.2%。

目前共有注水井69口，开井59口，日注水水平2456m3，累积注水量865.7×104m3，月注采比1.15，累积注采比0.68。

累积地下亏空400.81×104 m3。

2 油田主要开发矛盾2.1.注水井注水后油井受效不均，受效方向单一。

通过对大洼油田见水受效油井分析，油井见效效果受沉积环境影响特征较明显。

位于主河道沉积环境中的油井见水快，受效明显，注入水主要沿分支河道、河口砂坝舌状突进，而位于河道侧缘的油井见效效果缓慢，造成油井平面水淹严重。

2.2.油井纵向受效效果差异大，注水井吸水不均。

大洼油田油水纵向上含油井段长且油层分布不集中，层状分布特征较突出。

油层属薄层状油层，纵向上储层物性差异较大,纵向层间非均质性导致注水井层间吸水不均匀，主力厚油层吸水量大，水淹严重，中低渗油层吸水量小或不吸水。

对应油井层间剩余油饱和度差异较大，纵向上储量动用不均。

根据对大洼油田11口水井吸水剖面数据统计, 射开层数为410.5m/105层，吸水为258.2m/55层，平均吸水百分数为63%。

各注水井吸水厚度不均，单井各层吸水厚度变化也比较大。

吸水厚度所占比例最高91.9％，最低15％，平均吸水厚度约占54%，吸水程度偏低。

对应油井层间剩余油饱和度差异较大，纵向上储量动用不均：层内分流河道主线形成注水流动通道，水洗程度高，而河道的边部、分流间湾、前缘薄层砂体水洗状况差，渗透性好的部位采出程度高，渗透性差的部位剩余油相对富集，水驱油效率低。

由于剩余油分布极为分散，油水分布状况复杂，为油田进一步开发调整带来一定的困难。

3 开展多种调剖工艺，提高大洼油田水驱效率。

近几年来，我们针对大洼油田不同区块特点开展了弱凝胶深度调剖、有机交联剂复合调剖，泡沫调驱等调剖技术，使提高水驱油效率技术内容更加丰富，层次更加清楚，为油田注水水驱效率的提高和油田中后期高效开发提供了有力的技术支撑。

3.1、弱凝胶深度调剖弱凝胶也称可动凝胶，在地层中的封堵为动态的，凝胶可移动，具有调剖和驱油的双重作用。

弱凝胶在低压下注入地层内部后，优先进入高渗透层，形成封堵，限制了注入水流通道的渗流能力，改变后续注入水流动方向，从而改善层间、层内矛盾，提高水驱波及面积，改善油藏的开发效果。

弱凝胶的流度控制作用是弱凝胶调驱的两大重要机理之一，弱凝胶调驱中，不仅可以增加注入水的粘度，而且还可以降低水相相对渗透率，大大地改善水驱油流度比。

该体系在离井底较近的地层时，流动速度较快，具有较大的驱动压差，弱凝胶则能流动形成连续的驱油流体。

在油层中部或深部，驱动压差小，在孔隙中发生滞留，堵塞孔喉或减少大孔隙的有效流通截面，使流动阻力增加，提高其阻力系数，导致后注入的流体进入较小的孔隙，形成一新的水流通道，不断扩大波及区域，动态改变地层深部微压力场分布，微观上改变了地层中残油的附着力分布，破坏油滴的受力平衡，使其油滴由“静态”转向“动态”，从而将原油驱出，因此，弱凝胶体系具有调剖和驱油双重作用。

该技术首先在兴隆台油田兴209块兴138井组现场试验，取得了较好的效果。

该凝胶体系不但在一定程度上改善了水井的吸水剖面，而且凝胶体系在后续注水作用下，在油层内流动，起到了很好的驱油效果。

2006年11月首次在大洼油田的洼清5块洼11-15井组推广试验，取得了明显的增油控水效果。

3.2有机交联剂复合调剖由于弱凝胶、流动凝胶一般用于开发后期或多轮调剖上，并且用量大，施工周期长，总投入也相对较高。

而采用中、小剂量，强度较高、封堵有效期长的调剖剂时，同样能够解决问题，这是在以往的现场试验得到证明的。

该体系适宜于温度在40℃～80℃范围内的地层，聚丙烯酰胺浓度在3000～4000mg/L，有机交联剂在4000～5000mg/L范围内，有很好的长期稳定性，在地层水、清水、注入污水条件下均可成胶，该体系适宜于大洼油田弱凝胶深度调剖，提高原油采收率。

⑴技术构成有机交联剂复合调剖体系主要由复合离子聚丙烯酰胺、A阶交联剂及促凝稳定剂组成，在施工过程中辅以体膨固相颗粒，提高其强度。

⑵技术指标封堵率≥90%交联时间：可调适用温度：40～80℃矿化度：1000～10000mg/L⑶性能评价为了使有机交联剂复合调剖剂能有效运用于现场，达到对地层深部剖面进行调整，提高注入水波及系数的目的，模拟现场各种参数，做了大量室内实验，以确定该体系是否适用于大洼油田深度调剖。

⑷交联体系凝胶强度评价①实验原料及试剂Ⅰ、复合离子聚丙烯酰胺干粉。

Ⅱ、A阶交联剂，有效含量＞50%。

Ⅲ、促凝稳定剂，有效含量＞30%。

Ⅳ、NaCl、NaHCO3、Na2SO4·10H2O、CaCl2·2H2O、MgCl2·6H2O均为试剂。

②实验方法交联体系的配制：根据所设计配方，取相应原组分在去离子水中混合均匀，调PH值，密封后置于恒温箱中。

粘度测量：使用NDJ-1型旋转粘度计在30℃6r/min下测量交联体系的粘度。

③实验结果与讨论Ⅰ、温度对交联体系的影响由表1中数据可以看出，随温度的升高，体系成胶的时间缩短，在30℃时成胶极其缓慢而且粘度很低；在90℃时成胶较快，但稳定性差，容易脱水，所以有机交联剂复合调剖剂适合在60℃时使用。

表1 温度对交联体系的影响表**代表凝胶体开始脱水Ⅱ、PH值对体系的影响PH =7.5时实验结果见表2。

表2 PH值对交联体系的影响表从表2可见，有机交联剂复合调剖剂交联剂配方使用PH值范围较窄，较高或较低的PH均不利于体系的有效交联。

因此PH值的控制对有机交联剂复合调剖剂的使用是至关重要的。

Ⅲ、矿化度对体系的影响在蒸馏水中加入4.33g/L NaCl、0.66g/L NaHCO3、0.12g/L Na2SO4·10H2O、0.7 g/L CaCl2·2H2O和0.58 g/L MgCl2·6H2O 配制矿化度6390 mg/L的盐水。

用此盐水按同一配方制成交联体系，PH值7.5，60℃下的成胶情况见表3。

表3 矿化度对交联体系的影响（60℃）**代表凝胶体开始脱水从表3中的数据可知，矿化度6390mg/L的环境条件对有机交联剂复合调剖剂交联体系的性能有影响，但影响不大，所以有机交联剂复合调剖剂可在该环境条件下应用。

通过以上试验表明，有机交联剂复合调剖剂使用的最佳的环境参数为：温度60℃，PH值=7.5，矿化度≤6390mg/L，完全适合大洼油田深度调剖技术的应用。

（5）技术特点有机交联剂复合调剖剂具有较好的交联特性，根据不同要求选择不同配比的交联体系，封堵基质时选用聚合物分子量较小、浓度较低的交联体系，封堵裂缝时选择聚合物分子量大、浓度高的交联体系。

有机交联剂复合调剖剂体系对地层水的矿化度和注入水的水质不敏感，并且具有良好的扩散性，适于温度在40℃～80℃左右油藏下的凝胶调剖。

3.3泡沫调驱3.3.1泡沫驱油剂组成驱油剂主要由发泡剂、稳泡剂、氮气、水以及其它助剂形成的稳定泡沫体系。

驱油剂注入地层后，能有效地使岩石润湿性发生反转，强亲水岩石变为弱亲水岩石降低油水界面张力，使原油从岩石表面剥离，并且使油包水乳状液变为水包油乳状液从而降低原油粘度，从而达到提高油井产能，延长油井生产周期和提高油井的周期产量。

3.2.2 泡沫的调剖原理泡沫在油层中运移时，并非一体地通过多孔介质，而是先进入高渗透层带，在通过、进入、堵塞孔隙喉道时，气泡界面变形并产生阻力－贾敏效应，气泡流动阻力随之逐渐增加，注入压力也相应变大，泡沫能够依次进入或堵塞其它较高渗透层带。

泡沫在向油层深部运移过程中能够继续发挥这种作用，这能使后继的驱油段塞转向到未被驱扫的渗透率较低的油层，因此起到了有效的调剖作用。

泡沫还有另外一个显著特性，渗透率越高的地方越有利于泡沫的生成和存在，阻力系数或阻力因子也越大，调剖效果越好；在渗透率小的油层区，不利于泡沫的生成和存在，因而能够产生的阻力也相应减小，所起的堵塞作用小得多，这也是一种“堵高不堵低”的选择调堵，对低渗透富油带的渗透率不会造成较大伤害，有利于提高采收率。

4优选不同的施工参数，提高调剖措施效果⑴根据注水井组生产情况和特点，采用相应的不同量级的段塞式施工①前置段塞：其目的是保护主段塞不被地层水稀释和弥散；二是调整地层的纵向渗透率级差，使主段塞充分发挥作用，用量为总设计量的15%。

②主段塞：作用是调整平面和层内非均质性，降低油水粘度比，改善水驱油流度比，提高面积波及效率，用量为总设计量的70%。

③保护段塞：目的是在主段塞和后续注水之间建立一个保护隔离带，防止注入水侵入主段塞，破坏其稳定性，用量为总设计量的15%。

⑵顶替量优化对多次进行过调剖的水井，考虑水井近井地带剩余油分布少，使用过量顶替的办法施工，不仅减少了对近井地带的伤害，同时加大了调剖处理半径，一般顶替量为40～100m3。