深部调驱工艺技术研究与应用
深部调驱技术的研究与应用
ｄ ｓ ｌｃ ｍｅ ｔ ａ ｅ ｎ ｔ ｅ ｍｏ ｉ ｃ ｔ ｎ Ｍｅ ｎ ｉ ，ｉ ｐ ｓ ｅ ｓ ｓ ｔ ｅ ｄ ａ ｆ ｃｓ ｏ ｒ ｖ ｎ ｈ ｏ ￣ ｎ ｌｎ ｅ ｅ ｃｅ ｃ ｎ ｉ ｄ ｓ ｉｐ ａ ｅ ｎ ｓ ｄ ｏ ｄ ｆ ａｉ ． ａ ｗｈ ｌ ｔ ｏ ｓ ｓｅ ｕ ｌｅ ｅ ｔ ｆ ｉ ｏ ｉ ｇ ｔ ｅ ｃ ｎ ｏ Ｔ ｃ ｆ ｉｎ ｙ ａ ｄ ｏ ｌ ｉ— ｂ ｈ ｉ ｏ ｅ ｈ ｍｐ ａ ｉ ｆ ｐ ａ ｅ ｎ ｆ ｃｅ ｃ ．Ｉ ｈ ｓ ｐ ｐ ｒ ｎ ｉ ｔ ｄ ｃｉ ｎ ｉ ｉｅ ｏ ｔ ｅ Ｐ ｅ ｉ ｏ ｅ ｈ ｏ ｏ ｆｆ ｒ ｔ ｎ ｓ ｌ ｃｉ ｎ ｈ ｅ ｅｍｉ ａｉ ｎ ｌ ｃ ｍｅ ｔ ｅ ｉｎ ｙ ｎ ｔ ｉ ａ ｅ ，ａ ｎｒ ｕ ｔ ｓ ｇｖ ｎ ｔ ｈ ／ｄ ｃｓ ｎ ｔ ｃ ｎ ｌ ｇ ｏ ｏ ｍａ ｉ ｅｅ ｔ ，ｔ ｅ ｄ ｔ ｒ ｎ ｔ ｉ ｏ ｏ ｉ ｙ ｏ ｏ ｏ ａ ｏ ｔ ｅ ｒ ｄ ｕ ｆｍｏ ｉ ｃ ｔ ｎ ａ ｄ ｄｓ ｌｃ ｍｅ ｔａ ｄ ｔ ｅ ｃ ｍｍｏ ａａ ｔｒｏ ｏ ｐ ｒｔ ｎ ｂ ｕ ａ ｉ ｓｏ ｄ ｆ ａｉ ｎ ｉｐ ａ ｅ ｎ ｎ ｏ ｈ ｔ ｉ ｏ ｈ ｎ ｐ ｒ ｍｅｅ ｓ ｔ ｅ ａ ｉ ． ｆ ｐ ｏ ｏ Ｋｅ ｒ ｓ ｅ ｔ ｅ ｕ ａ ｉ ｇａ ｄ ｄ ｓ ｌｃ ｎ ； ／ｄ ｃ ｓ ｎ ｐ ｒ ｍｅ ｅ ｐ ｒ ｔ ｎ ｙ ｗｏ ｄ ｄ ｐ ｒ ｇ ｌｔ ｎ ｉ ａ ｉ ｇ Ｐ ｅ ｉｉ ； ａ ａ ｔ ｒｏ ｏ ｅ ａｉ ｓ ｈ ｎ ｐ ｏ ｆ ｏ
夹层 和异 常层 ，它们 的渗 透率 比地层 基质 的渗 透率
高得 多 ：纵 向波及 系数较 差 的原 因是 由于地层 中较
高 渗透率 区域 与较 低渗透 率 区域纵 向并列 。平 面 和
高凝油油藏SMG可动微凝胶深部调驱技术研究与应用
油 田开 发效果 。
作者简介 ： 海东 明 （ １ ９ ８ Ｏ 一） ， 男， 汉族 ， 辽 宁 昌图人 ， 工程师， 硕 士。
研究方向 ： 油气 田开发。Ｅ — ｍａ ｉ ｌ ： １ ５ ３ ０ ６ ０ ＠ｑ ｑ ． ｃ ｏ ｍ。
标定采收率 ２ ７ ． ６ ４ ％… 。截至 ２ ０ ０ ９年底 ， 区块总井 数６ ０ ６口， 其 中采 油井 ４ ２ ３口， 采 油速度 ０ ． ３ ％， 采
出程 度 ２ ２ ． ５ ％。
于长期受注入水冲刷 ， 平均孔喉半径呈现逐步增大 趋势， 油层 内部 已出现 以高渗条 带为 主 的渗 流通
道， 注入水 平 面上 窜流严 重 。 （ ３ ） 纵 向上 注水 井 吸水 不 均匀 。 吸水 剖 面资 料 显示 ， 部 分 小 层 吸水 极 不 均 匀 ， 如静 ６ ８ ＿ ＿ ６ Ｏ井 ， １ ６ 号层 吸水 比例 由 ２ ０ ｏ ２年 的 １ ３ ． ８ ％增加 到 ２ ０ ０ ９年 的
｝ — ◆ 一０ ３ ％Ｉ
：
—
侧重对 高 渗喉道 的封堵 ； 后继 段塞 选择微 米级 Ｓ ＭＧ （ 初始 直 径 １ —１ Ｏ ｍ， 溶 胀后 直 径 １ ０ —８ ０ ｍ） ， 侧 重对 中低 渗部位 的调 整 。
文献标志码
Ａ
１ 区块地质概况
沈８ ４ ． 安１ ２块位 于 大 民屯 凹陷静安 堡构 造带 南 部， 为 一 断鼻状 半 背 斜 构造 。 区块 油 品性 质 为 高 凝 油， 含 蜡量 ３ ２ ． ６ ％—４ ０ ． ７ ％， 平 均为 ３ ５ ％， 凝 固点 为
４ ５ —５ ０ ｃ 【 ＝ ， 密度 为 ０ ． ８ ４ ＿ ＿ ０ ． ８ ９ ｇ ／ ｃ ｍ ， 地 层 原 油 黏 度５ ． ２ ６ ＿ ＿ ６ ． ７ ５ ｍ Ｐ ａ・ ｓ ， 原始 地层压 力 １ ９ ． ５ ＭＰ ａ ， 原
FY油层深度二元体系调驱技术的研究与应用
２０ ０ ７年 ７月
第２ ２卷第 ４期
西 安石油大学学报 （ 自然 科 学 版 ） Ｊｕｎ ｌ ｆ ｉ ｌＳ ｉ ｕＵｎｖｒｉ （ ａ ｒｌ ｃ ｎｅＥ ｉｏ ） ｏｒａ ｏ ｌ ｈｙ ｉｅｓｙ Ｎ ｔ ａ Ｓｉ ｃ ｄ ｉｎ Ｘ ａ ｏ ｔ ｕ ｅ ｔ
技术组 成 ． 种 是 凝胶 调 驱 体 系 ， 用 新 型 交 联 剂 一 是 Ｆ 使 聚丙烯 酰胺 在很 低 的浓度 下交 联形 成具 有 一 ＹＪ 定强 度 的凝胶 ， 有配 制 简 单 ， 恶 劣 条 件 下 （ 油 具 在 用
这 种驱 替液 在地 层深 部形 成凝 胶所 起 的调 剖 和驱替 原 油 的双重 作 用 ， 同时对 油藏 具有 保 护作 用 ， 达 最终 到较 高 的投 入 产 出 比之 目的 ．
ｊ１ ０ ７ ｕ．２ ０
Ｖ０ ． ２ Ｎｏ ４ １２ ．
文章 编 号 ：６ ３０ ４ ２ ０ ）４０ ６ —５ １ ７ —６ Ｘ（ ０ ７ ０ —０ ００
Ｆ 油 层 深 度 二 元 体 系 调 驱 技 术 的 研 究 与 应 用 Ｙ
Ｄ ｅ ｉ ｒ－ ｓ ｍ ｐｏｉ－ ｎ ｏ ｎｏ￣ ｔ ｈ ｏ ｇ ｄｉ ｐｌａｏ ｅｐｂ ａｙ ｙｔ ｒｆｅ ｏｔ ｌ ｏｄ ｅ ｎ ｌ ｙ ｎ ｓ ｐｉ ｔ ｎ ｎ ｓ ｅ ｌｃ ｒ ｃ ｏ ａ ｔａ ｃ ｉ
具有 低表 面能 和 良好 的化学 惰性 、 热稳 定性 、 力学 稳 定性 ； 于油层 岩 石 的基 本 矿 物 组 成 基 本 为 负 电性 基 的特 征 ， 开展 分子 膜 技术 应 用 于 油 田采 油 工 艺 是 十 分可 行 的 ． 本文 拟对 含 有 交 联 剂 Ｆ Ｊ的 聚 丙 烯 酰 胺 溶 液 Ｙ
件 下 向其 中缓 慢加 入一定 量 的有 机 酸 ， 加料 完 毕后 ， 继续 加 热一 段 时 间 ， 反 应 完 成 ， 入添 加 剂 ， 节 待 加 Ｊ的 结 构 凝 胶 交 联 剂 Ｆ Ｊ ．． Ｙ Ｙ 的结 构如 下式 ．
HS油田裂缝油藏深部调驱技术研究及应用
新疆化工
２１ ０ １年第 １期
通过大规模 的重复调剖堵水措 施 ， 裂缝水窜通道
得到有效封堵 ， 裂缝储层 比例不断下降 ， 双重介质 储层 占比增加 ， 天然裂缝 的封堵 ， 使在试井上表现 为裂缝型储层模 型 向双重介质转化 Ｈ Ｓ油 田现
温度 ３ ℃ 一 Ｏ ； 胶时 间 １ ３ ｄ 残余 阻力系 Ｏ ９℃ 成 —０；
从 １８ 年开始进行调剖堵水 治理 ， ９９ 大量高强
度堵剂的使用 ， 使裂缝水窜通道 得到 了有效 的封 堵， 注入水利用率提高 ， 水驱效率提高。 从 Ｈ 油 田历年不 稳定 试井 资料 统计 可以看 Ｓ 出， 初期裂缝非常发育 ， 裂缝储集层 占比达 ３ ．％ 。 ４６
２ ６
流过程中所起的作 用是很大 的， 以特高导流裂缝 系统和特低渗流基质共存为特色 。
１ １２ 裂缝水驱油机理 ．．
开发 中存在 以下问题 ： 初期油井产能不到 ① 位， 低产井多 ， 产量递减快 ， 采出程度低。② 油井
通过裂缝水驱油机理的真实砂岩微观模 型实 验研究认为 ， 注入水驱油过程 中有 高含水井多。③ 水驱控制 程度低 ， 水驱效果差。④ 多轮次各项措施后 ， 治理
难度加大。 多年来开展 了大量 的工艺试验 ， 最终确定 了 以油 田调剖堵水为 主要治理措施 ， 并取得 了突破 性 的进展。多轮次 的调堵措施后 ， 近井地带含油
个是裂缝 或大孔道 中部水驱油 的推进速度 ， 另 个是束缚水剥离油膜向前推进的速度。
针对裂缝性油藏及大孔道处理研发 了预交联 技术 ， 其核心技术为交 联剂 的复合选 用。通过 室 内实验 ， 筛选 出耐温性 、 抗盐性、 剪切性及 稳定 抗
性 良好 的交 联 体 系 ， 通 过 流 动实 验 评 价 其 耐 冲 并
国内深部调驱技术研究进展
丙烯 酰 胺凝 胶 、 膨 型凝 胶 颗粒 和乳 液 等堵剂 体 系 ， 体 通 过 将调 驱 剂 注入 储 层 深 部 而 对 水相 形 成 封 堵 ， 迫 使 注入 水 进入 原 来 波 及 少 的 区 域 ， 而 扩大 水 驱 波 从 及范 围、 善驱油 效 率 ［ 。 目前 ， 部调 驱 技术 发 展 改 ３ ］ 深 迅速 ， 药剂 研 究开 发 、 在 数模 技术 和施 工 工艺 技术 等 方面 取 得 了很多 新进 展 。 １ 深 部 调驱 剂 的研 究开 发 我 国深 部调 驱技 术起 步 于 ９ 代 ， 入新 世 纪 Ｏ年 进 后 ， 于 油 藏工 程 的深 部 调 剖 改 善水 驱 配 套 技 术 的 基 提 出， 向深 部调 驱 技术 提 出 了更高 的要 求 。 由于 处理 目标是 整 个 油 藏 ， 业 时 间 长 ， 调 驱 剂 的 流 变 性 作 对 能 、 堵性 能 、 封 耐久 性 能 以及旖 工工 艺 技术 等方 面都 提 出更 高要 求 。 目前使 用 的深 部调 驱剂 主要 包 括 ： 部 分 水 解 聚 丙 烯 酰 胺 （ 下 简 称 ＨＰ 以 ＡＭ ） 凝 胶 深 部 弱 调驱 技 术 、 ＡＭ 胶 态 分 散 凝 胶 （ ＤＧ） 体 膨 型 凝 ＨＰ Ｃ 、 胶 颗粒 、 ＡＭ 反 相乳 液 、 ＨＰ 含油 污 泥复 合调 驱剂 等 。
２ １ 年第 ６ ００ 期
内 蒙古 石 油 化 工
７ ３
国 内深 部 调 驱 技 术 研 究 进 展
赵 梦云 张 锁 兵 欧 阳 坚 赵 青。 ， ， ，
（． 国 石 油 勘 探 开 发 研 究 院 油 田化 学 研 究 所 ；． 国石 油 集 团 安 全 环 保 技 术 研 究 院 ， 京 １中 ２中 北 １Ｏ８） Ｏ Ｏ ３
深部调驱4)
远井地带 3.0m～20m
地层深部 ≥20
作用半径大于20m的措施成为深部措施
1.1.3深部调驱的定义
从注入井注入作用半径大于20m的具有调 剖和驱油双重作用的物质，用以提高原 油采收率的方法。
1.2分类
1.2.1按作用机理分类 ●近驱远调机理（弱凝胶） ●调驱共存机理（活性溶胶、CDG、乳化
树脂） ●先堵后驱机理（2+3） 1.2.2按使用的化学剂分类 ●弱凝胶深部调驱 ●胶体分散体深部调驱 ●2+3技术
• 电化学脱水难度增大
采出液中聚合物的存在会使得电脱水的水脱除率下降， 若保持水脱除率不变，则脱水电压升高，脱水电流增 加，作用时间延长。
• 水质变差
产出液含聚合物后，含油污水处理的总体效果变差， 处理后的水质达不到原有的水质标准，油含量和悬浮 固体含量严重超标。
2.3.4易引发其它问题
• 结垢和腐蚀问题
处理后的回注污水中含有一定浓度的聚合物，使得结垢 腐蚀速度加快，含聚污水的腐蚀速度比普通污水高1倍， 喇12－2722井1999年1月作业换新油管，同年10月发现 全井结垢严重，垢状球形，最大直径5毫米。
• 注入井堵塞问题
• 加剧了大孔道的形成
2.3.5三次采油后新型采油技术的接替
• 没有技术接替 • 关井后引发社会问题
入量大（一般大于0.15Vp）。 ●作用机理不同 调剖剂通过提高注入水的波及体积起作用，驱油
剂通过提高自身和（或）注入水的波及体积和 （或）洗油效率起作用。
（3）调剖与驱油的联系
●目的相同
●作用机理有重叠部分
●调剖剂与驱油剂有重叠部分
●调剖和驱油具有互补性
大庆北区中块聚合物提高采收率试验区的北46井实施注聚前调剖，北133 井在注聚一年后实施调剖。结果表明，调剖后进行注聚，井组内油井见 效时间比未调剖的井组见效晚两个月，见效时注入聚合物量为83mg/l·PV， 比对比井组见效时高42 mg/l·PV。说明调剖后，聚合物均匀推进，地层 中存量聚合物增多。北46井组见效后，比对应井组日产油高65t，含水低 32%，采聚浓度低97 mg/l。北133井，调剖后15个月，聚合物才从油井中 产出。由此可看出，深度调剖极大提高了聚合物的均匀推进速度，增加 了聚合物驱油效果。
高矿化度复杂砂岩油藏深部调驱技术与应用
低渗透层的压力场和流线场分布［ １ １ － １ ２ ］ 。直观地显示出深
部调驱剂对高低渗透层 良 好的选择性进入能力。
第一作者 简介 ： 窦红梅 （ １ ９ ６ ５ 一 ） ， 女（ 汉族） ， 四川崇州人 ， 高级工程师， 现主要从事科研及现场技术服务工作 。
２ ０ １ ３年第 ２期
西部 探矿工 程
８ ７
于低渗透岩芯， 调驱剂优先进入高渗地带封堵大地调整高
２ ０ １ ３年第 ２ 期
西部探 矿工 程
８ ５
高矿 化 度 复 杂砂 岩 油藏 深部 调 驱 技术 与应 用
窦红梅 ， 朱秀 雨 ， 施 晓雯 ， 葛建桩 ， 刘玉珍
（ １ ． 中油青海油田钻采工艺研究院， 甘肃 敦煌 ７ ３ ６ ２ ０ ２ ； ２ ． 中油青海油 田马仙采油厂 ， 甘肃 敦煌 ７ ３ ６ ２ ０ ２ ）
１ 概 述
油井高含水和水驱效率低是注水开发油田开发过程 中 日益严重存在 的问题 。堵 水调 剖技术一直是 油 田改善 剂（ 实验室 自制） ； 实验用模拟油 ， 低温高矿化度砂岩油 注水油 田开发效果 、 实现油藏稳产 的有效手段Ｅ ¨ 。但对 于 藏采出脱水 、 脱气原油与煤 油混合而成 ， 地层温度下粘 柴达木盆地低温高矿化度复杂砂岩油藏， 随着注水开发的 度为 １ ０ ｍＰ ａ・ ｓ ； 人 造非 均质岩 芯 （ 东北 石油 大学提 供） ， 不断深入 ， 地层非 均质 性 日益严 重 ， 油 田水 驱 问题 越来 越 尺 寸 １ ０ ｃ ｍＸ２ ． ５ ｅ ａ； ｒ 填砂 管 （ 实验 室 自制） ， 尺寸 ５ ０ ｃ ｍＸ 复杂 。尽 管常规调堵措 施轮次 的增加 ， 但近井地带剩余 油 ２ ． ５ ｃ ｍ； 石英砂 ， ３ ０ ￣６ ０目。配制水或注入水采用现场 饱和度下降， 增油效果逐渐变差， 层间窜流和绕流的问题 处 理后地 层 水 ， 其水矿化度 为 ２ ２ ×１ ０ ｍｇ ／ Ｌ， Ｃ ａ ＋＋ 严重。大量室内实验和现场试验表明， 必须进行深部调驱 Ｍｇ 抖为 ２ ５ ８ ７ ｍｇ ／ Ｌ， Ｃ ａ Ｃ １ ２ 水型 。 才能更有效地调整、 改善油藏的非均质性， 从而提高注入 Ｊ Ｅ Ｏ Ｌ Ｊ Ｓ Ｍ－ －６ ３ ９ ０ Ａ型 Ｓ 扫描电镜， 日本电子株 液体积波及系数 ， 降低油井的含水上升速度， 提高注水采 式会社生产； ７ ８ 一ｌ 型磁力搅拌器 ， 金坛市金南仪器厂生 油阶段的原油采收率［ ２ ＿ 引 ， 达到‘ 稳 油控水” 的目的。 产； Ｒ Ｓ ６ ０ ０ 型流变仪 ， 德国 Ｈ Ａ Ａ Ｋ Ｅ公司生产； 高温高压 结合 柴达木盆地低 温高矿化度复杂砂岩 油藏 的地 质 调剖堵水评价实验装置， 海安石油仪器设备厂生产 。 特征 ， 开 展 了适合 于 复杂砂 岩油 藏 的新型 交联 聚合 物 深 ２ ． ２ 实验 方法 部调驱剂研究。调驱剂是 由聚合物、 交联剂及添加剂组 成， 通过控制交联剂释放浓度， 起到缓交联 目的， 使其在 地层 中边 流动 边交 联 ， 且 逐 渐增 加粘 度Ｅ ｗ］ ， 并 对 高渗 透 层产生物理封堵作用， 从而形成后注流体改变方向， 对中 低渗透层产生 驱替作用 ， 改善 了油层深 部 的非 均质性 ， 扩 大后续水驱波及体积， 进而提高原油采收率［ ８ ］ 。 ２ 实验部 分 ２ ． １ 实验 药剂 与仪器 调驱剂主剂为疏水缔合性聚合物， 粘均相对分子质
油藏深部调驱技术研究(论文)
适用范围
适用于中低含水 适用于低中高含水非均 适用于中高含水非
阶段，隔层发育油藏，质油藏，连片或油藏整体调均质油藏，油藏整体实
单井点或连片措施。 驱。
施。
配方特点
强度大，剂量小
强度较弱，剂量较大
强度弱，剂量大
效 果 有效期短，增油量少 有效期较长，增油量较多。 有效期长，增油量多。
调驱技术研究
ER= ED×EV
5000
0 月 4000 产 油 3000 量 t 2000
1000
0 含 100 水 95 率 90 ％ 85
80 75 70
199701 199802 199906 200006 200106 200206 200306 200406 200506 200606
见效特征
2）动用程度提高
8048井调剖后 剖面动用由36%上 升至64%，厚度动 用由24.9%上升至 51.3%。
见效特征
3）递减、含水率上升速度减缓
核实递减率（%）
40 30 20 10
0 -10 -20
1998
八1区克下组调驱前后区块递减率变化示意图
1999
2000
2001
2002
2003
核实自然递减 核实综合递减
2004
2005
近年八1区克下组含水上升率变化示意图
30 25 20 15 10
5 0 (5) (10) (15) (20) (25)
区块
彩参 2 井区三工河组 红 29 井区克上组 八 1 区克下组 552 井区八道湾组 合计
调驱方式
整体调驱 整体调驱 高产区连片调驱 高产区连片调驱
增加可采储量 （×104t） 31.3 8.6 346 18 403.9
深部立体调剖技术应用研究
某油藏（1500m-2000m）聚合物活性微球深部调驱技术研究与应用现场应用报告目录1 选井组简介 (4)1.1跃543井组 (4)1.1.1生产情况 (4)1.1.2作业目的 (5)1.1.3注水层位物性 (5)1.1.4井下管柱组合 (6)1.2跃新563井组 (6)1.2.1生产情况 (6)1.2.2作业目的 (7)1.2.3射孔数据 (7)1.2.4井下管柱组合 (8)1.3跃164井组 (8)1.3.1生产情况及井下情况提示 (8)1.3.2作业目的 (8)1.3.3射孔数据及吸水剖面测试 (8)1.3.4井口装置及井下管柱组合 (9)2 活性微球适应性评价 (10)2.1尕斯库勒油田N1-N21油藏储集空间类型 (10)2.1.1孔隙结构 (10)2.1.2孔隙结构类型及分类 (11)2.2微球尺寸选择 (12)2.3微球耐温耐盐性 (13)2.3.1小球耐温抗盐性 (13)1、实验条件 (13)2、实验结果 (13)3、实验结论 (14)2.3.2大球的耐温耐盐性试验 (15)1、实验条件 (15)2、实验结果 (15)3、试验结论 (17)2.4活性小球的封堵性能评价 (17)2.4.1评价体系的建立 (17)2.4.2低渗岩芯中条件下不同膨胀时间小球的封堵实验 (18)2.4.3中渗岩芯中条件下不同膨胀时间小球的封堵实验 (19)2.4.4高渗岩芯中条件下不同膨胀时间小球的封堵实验 (20)2.5活性大球的封堵驱替实验 (20)2.5.1实验设计 (20)2.5.2短沙管高渗透率条件下封堵实验 (21)2.5.3长沙管中低渗透率条件下封堵实验 (21)2.6活性微球注入参数优化试验 (22)2.6.1不同堵剂用量的室内封堵实验 (22)1、注入堵剂0.3PV时的封堵效果 (22)2、注入堵剂0.4PV时的封堵效果 (23)3、结论 (24)2.6.2堵剂浓度的封堵实验 (24)1、小球施工浓度下封堵效果 (24)2、大球施工浓度下封堵效果 (27)3 活性微球现场施工 (29)3.1调剖施工参数的确定 (29)3.1.1孔喉半径的确定： (29)3.1.2堵剂粒径的选择 (29)3.1.3注入量设计 (29)3.1.5注入方式 (29)3.2施工情况 (30)3.2.1跃543井 (30)3.2.2跃新563井 (31)3.2.3跃164井 (31)3.2.4调剖过程的认识 (32)4 调剖效果分析 (33)4.1跃543井组 (33)4.2跃新563井组 (35)4.3跃164井组 (36)4.4经济效益评价 (37)水井调剖根据目的不同可分为层内调剖和层间调剖两类。
胶态分散凝胶深部调驱驱油技术研究与应用
胶态分散凝胶深部调驱驱油技术研究与应用【摘要】处于注水开发后期的油田由于油层渗透性的差异，注入水在注入过程中进入油层相对高渗透层，造成油井水窜，为提高注水开发效果应采取有效的调剖堵水措施。
普通调剖措施对处于注水多年的高渗透率油藏调剖堵水效果不理想，主要体现为“注入量小、有效期短、增产低”。
我们多年来一直进行聚丙烯酰胺/柠檬酸铝胶态分散凝胶深部调驱堵水技术的室内研究，主要做了胶态分散凝胶与高升油田污水配伍性试验，并应用于现场试验，得到了很好的增油目的。
【关键词】胶态分散凝胶深部调剖注水区块降水增油提高原油采收率1 前言胶态凝胶调驱体系先期应用在国外的一项驱油技术，它适用性较强，抗温度及流动性均较高，能提高水井的波及体积和驱油效果。
上世纪九十年代国内对聚丙烯酰胺的凝胶体系进行了深入探讨与研究，发现部分水解聚丙烯酰胺溶液与柠檬酸铝的胶态凝胶溶液对提高油井的原油采收率起到较大作用。
2 高246块地质概况高246块位于高二、三区南部，开发的目的层为下第三系沙河街组莲花油层，油层埋深1430m-1690m，油层平均有效厚度57.74mt。
于1977年投入开发，1998年7月扩大常温注水规模，目前注水区域总井60口。
目前区块综合含水以达61.6%，进入中高含水期：（1）储层成熟度低，成岩性差，泥质胶结疏松，蒸汽波及范围内油层渗流阻力较小，极易发生窜流。
（2）原油性质为稠油，地下油水粘度比高达200，水线推进速度快，达到8.33-26m/d。
（3）注水开发后，长期注入水对油层的冲刷，油藏孔隙结构和物理参数发生很大变化，大大降低了水驱油的效率。
（4）采用常规化学调剖，有效期短，增产效果差。
3 胶态分散凝胶深部调驱技术驱油机理胶态分散凝胶的优点是粘度低、流动性好、稳定性强，在现场注入的过程中大部分分散凝胶首先进入渗透率相对较高的地层，而少量进入相对含油的低渗透地层。
胶态分散凝胶在大渗透孔道的流动中，交联聚合物线团会发生滞留、积堆、表面吸附，使交联后的聚合物线团首先停留在大孔道的吼喉部，流动阻力逐步增加，将原油从低渗透带中驱出。
注水油田深部调驱的概念、实践与认识
由注水井井口压降曲线计算
t 0
p(t)dt
值
深部调驱的决策技术
PI 值定义式为：
t
PI ＝ 0 p(t)dt t
式中， PI —注水井的压力指数(MPa)； p(t) —注水井关井时间t后井口的油管压力(MPa)； t —关井时间(min)。
厚度 岩性 孔隙体积
试验区的基本情况
数据 0.49 km2
60.00×104 t 8.02×104 t 51.98×104 t
13.37％ 2.51％ 1166.0～1197.9 m 5.4 m 砂岩
130×104 m3
项目 原始含油饱和度
原始渗透率 孔隙度 油井数 水井数
区块日产液 区块日产油 综合含水率
1. 蒙古林油田西部试验区 2. 胜坨油田坨11南试验区 3. 埕东油田东区西北部试验区 4. 老河口油田桩106老区试验区
蒙古林油田西部试验区
蒙古林油田西部调驱试验区构造井位图
蒙古林油田西部试验区
试验区注入井的有关数据
注入井 有效厚度（m） 孔隙度（%） 注水井控制的孔隙体积（m3） 井组地质储量（×104t） 井组地质储量（t） 井组产液（m3·d -1） 井组产油（t·d -1） 含 水 率（%） 采出程度（%） 日注水量（m3·d -1） 注入压力（MPa）
二、深部调驱的实践
1. 蒙古林油田西部试验区 2. 胜坨油田坨11南试验区 3. 埕东油田东区西北部试验区 4. 老河口油田桩106老区试验区
埕东油田东区西北部试验区
埕东油田东区西北部试验区井位图
深部调驱技术研究
深部调驱技术研究作者：刘晓丽来源：《中国石油和化工标准与质量》2013年第19期【摘要】众所周知，油田在长期注水开发之后注采井网会遭受严重损害，水驱效果逐渐降低，纵向与油藏平面波及系数均出现大幅下降，从而使油田储量得不到有效的开发。
而油田深部调驱技术在本质上就是通过“驱”和“调”的相互结合，使油田的驱油效率和波及系数均得到不同程度的提升。
本文在介绍深度调驱作用机理的基础上，详细阐述了调驱处理半径和PI选层决策技术等深部调驱施工参数的确定。
【关键词】油田深部调驱 PI 决策处理半径当前，我国油田的长期注水及其在平面和纵向上固有的非均质性，使其平面和纵向波及系数逐渐降低。
而平面和纵向波及系数下降导致注入水流动剖面波及效率不断下降。
尤其是当纵向不均质层或者其他结构的异常层与井筒连通时，注水波及系数将会下降更多，极大的降低了油田的注水开发经济效益[1]。
因此，深挖老油田的潜力是实现油田增产并提升油田的注水开发经济效益的重要途径。
结合国内外油田的成功经验可知，深入研究并应用深部调驱工艺技术，通过运用调剖措施可不同程度的改善产出剖面与吸水剖面，从而一定程度上缓解油藏层内与层间矛盾。
1 深部调驱作用机理概述众所周知，常规调剖作用机理是使油井注入水调转方向，增大注入水的波及体积，从而调整并改善油井的吸水剖面。
而深部调驱较常规调剖其调驱处理剂量和处理半径均得到不同程度的提高，从而能从深部调剖并使液流方向发生改变，从而提高油田驱油效果。
其作用机理如下[2]：（1）调驱剂起到提高流度比的作用，进而使处于较低渗透带的剩余石油得到驱动。
在调驱剂成胶前后，普通的地下交联聚合物的黏度没有太大的改变，因而使地层流体的流度比在注入以及成胶后的移动过程中得到了不同程度的提升，使原先压差不小于凝胶转变压力但水驱不到的范围内的剩余油发生驱替。
（2）使残余油的附着力发生不同程度的改变并促使其保持移动状态。
（3）调驱剂进行动态调剖从而导致深部液流转变方向。
深部调驱技术改善水驱开发效果的实践与认识
低20－40%，且调驱剂的成胶强度和热稳定性显著提高。
HPAM浓度 （%） 交联剂浓度 （%） 新型交联剂的凝胶粘 度（×104mpa.s） 常用铬交联剂的凝胶粘 度（×104mpa.s）
0.3
0.2 0.15
0.3
0.2 0.2
8.3
6.2 4.8
5.8
4.4 1.6
热稳定性考察（天）
180天，不破胶
聚合物
KYPAM
交联剂
BHJ-01 Tjbh、BHJ-01
Tjbh 、KYPAM CA-75B、kYPAM CA-75B、kYPAM
BHJ-01 BHJ-01
只有大连广汇聚合物配制凝胶的稳定时间在21天左右 其它聚合物配制凝胶的稳定时间均不足15天。
凝胶热稳定性考察
45800 40800 35800 30800 25800 20800 15800 10800 5800 800 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110
2873 2406 2632 34042 792
↑81
↓301 27973 104120 491 760
↓467 ↑226
↑269
（一）工艺设计的优化
4、体系段塞结构的优化
根据综合评判结果，对存在高渗带和大孔道可 能导致调驱剂窜流的井，依据示踪剂测试结果，推 算调驱剂可能窜流的量和达到的深度，结合井的实 际情况分别采取以下对策： （1）分步封堵， （2）段塞候凝， （3）加大强度；
凝胶粘度(mPa.s)
港东 港西 孔店 王徐庄 南部
考察时间(d)
通过大量的试验考察，优选出了成胶 性能可靠，热稳定性好的两种体系，确定 了聚合物的型号，对有效控制调驱剂质量 提供了重要保证。
小集油田深部调驱技术的研究与应用
【 关键 词 ｌ 概 况； 双高油藏； 存在问题 ； 治理对 策； 方案部署 ； 深部调
驱 ；实施 效 果 ； 结 论 与认 识
②微胶 团型凝 胶体系 微胶 团型 凝胶以 丙烯酰 胺为主 要原料 ， 通过 聚合和 交联反应 而形
小集油田深部调驱技术的研究与应用
李建 军’ 陈 蓉 王小立’纪彦丽’ 郭洪香’ １ ． 大港油田第三采油厂 ０ ６ １ ０ ３ ５ ２ ． 大港油田油气 藏项 目 评价部
【 摘 要】针对 “ 高采 出、 高含 水” 双 高油藏所面临的开发矛盾， 筛选调
３ ０ ０ ２ ８ ０
成 的小 颗粒物 质产 品。 它含有渗 析型表面活性 剂 ， 以微凝 胶胶 团形式分 １ ． 油 藏 概 况 散于水 中。 微凝胶 团平 均直径几十纳米 到十几微 米 ， 水化膨胀 后达到 几 小 集 油 田地 处 河北 省 沧县 和 南皮 县 跨界 处 ， 区域 构 造位 置属 黄 百纳米到几百微米 ； 耐温 １ ２ ０ ＂ Ｃ， 耐盐 １ ８ ０ ０ ０ ０ ａ ｒ ｇ ／ １ ， 抗 剪切能力强， 能在 骅坳 陷 ， 主要含 油 层位 为下 第三 系孔 店组 孔一段 ， 油藏 埋深 ２ ７ ２ ７ ． ６ － 线注 入。 微凝胶 团表 观 粘度低 ， 易进入油藏 深部 和微细 孔隙 中， 它膨胀 ３ ２ ３ ８ ． ４ ｍ， 孔隙 度１ ７ ％， 渗透 率４ ９ × １ ０ ｍ ， 凝 固点 ３ ８ ． ５ ℃。 官９ ７ ９ 和 后具有 很好 的弹性 ， 在 储层孔喉 中起 到暂堵 一通过 一 再暂 堵的过 程 ， 能 官９ ３ ８ 断块 位于小 集油 田中部 ， 主要含 油层位 为孔一 段的枣 Ｉ Ｉ 、 Ｉ Ｉ Ｉ 和 Ⅳ 堵塞大孔隙吼 道， 增大 注入水 的流动 阻力， 也能增加微 ， ， Ｊ ｑＬ 隙 中的水 驱 油组 ， 含 油面积 ２ ． Ｏ ｋ ｍ ， 地质储 量８ ８ ６ ． ７ ３ × １ ０ ｔ ， 可采 储量３ ８ ８ × １ ０ ４ ｔ ， 阻 力， 改 变水驱 方向， 驱 替细 小孔 隙中的剩 余油 。 因此 ， 微胶 团型凝胶 采 出程 度４ ０ ． ８ ２ ％Ｉ 地 层压力３ １ ． ６ ３ ＭＰ ａ ， 压力系数 １ ． Ｏ ８ Ｉ 地 层水矿化 度 能满足小 集深部调 驱的需求 。 ３ ６ ２ ３ ５ ｍｇ ／ Ｌ ， 温度 １ １ ３ ￣ ２ ， 属于典 型的高温和高盐 油藏 。 ５ ． 现场 实施 及 效 果 两 断块 在 深部 调 驱治 理前 ， 油 井开 井 ２ ５ 口， 日产液 量２ ９ ９ ５ ． ２ ｍ３ ／ （ １ ） 前 置段塞采 用常规 调剖 泵注入 ， 施 工注 入强度低 于正常注 水 强 ｄ ， 日产油 ９ ０ ． ８ ６ ｔ ／ ｄ ， 综合含水９ ６ ． ９ ７ ％， 采 油 速 度０ ． ３ ５ ％， 采 出程 度 度 ， 减 小调 驱体 系对弱动用层 的污染 。 主段塞采用 在线注 入， 注 入强度 ４ ０ ． ８ ２ ％， 注 水井开 井２ ２ 口， 日 注水平２ ９ １ ０ ｍ ／ ｄ ， 注 采 比０ ． ９ ７ ， 累计注 采 与正常注水 强度一致 ， 使调 驱剂能随注 入水进入 油藏深部 ， 充分发挥深
新疆油田砾岩油藏深部调驱技术研究
调驱技术研究
项目的关键技术： （1）深部调驱的配方研究及交联剂的开发； （2）助凝剂和促凝剂的开发； （3）稳定剂的定量研究； （4）深部调驱现场试验合理注入工艺研究； （5）数模及物模技术的应用。
调驱技术研究
突破点一：研究开发了六大系列的配方体系
调驱体系 黄原胶 技术特点 生物聚合物， 可降解,不会造成永久性 的地层伤害，具有抗剪切、抗盐、易 流动等特性 低浓度的聚合物和交联剂形成的直径 为 200nm～600nm 的颗粒分散凝胶， 注入性好 聚合物与有机或无机交联剂形成的粘 弹性凝胶体，粘度大小可根据需要随 意调节 复合离子聚合物为主剂 具有预成胶即二次成胶 添加有高效洗油活性剂 应用条件 <70℃；黄原胶属于刚性凝胶， 但易流动，分散后可重新聚集； 中高渗透油藏 <80℃； 矿化度小于 30000mg/L； 中偏酸性的水质；低渗透油藏 <80℃；矿化度小于60000mg/ L；中偏碱性的水质；低渗透油 藏 <88℃， 40℃~90℃，高渗透，裂缝 低二价金属存在造成注水利用率低，注入水无效循环严重， 油田开发效果逐年变差，稳产难度加大。
层内纵向渗透率级差 相带 主槽 槽滩 辫流带 辫流砂岛 辫流河道 辫流砂坝
第Ⅰ类储层 第Ⅱ类储层 第Ⅲ类储层
214 117 140 69 165 66
214 134 71 95 -
27 15 -
新疆砾岩油田 深部调驱技术研究
主
要
内
容
砾岩油藏特点 存在主要问题 调驱技术研究 应用效果 见效特征及影响因素分析 主要认识
砾岩油藏特点 砾岩油藏按储层物性和流体性质又可划分为三类：
一类油藏：中渗透、中低原油粘度油藏。有效渗透率 大于100×10-3μm2，地层原油粘度一般4 mPa· s～8 mPa· s， 属于砾岩油藏储层最好的油藏。 二类油藏：低渗透、中低原油粘度油藏。有效渗透率
复杂断块深部调驱技术研究与应用
Ｌ Ｉ Ｃ ｈ ｅ ｎ ｙ ｕ ， Ｚ Ｈ Ａ Ｏ Ｈ ａ ｉ ｌ ｉ ｎ ， Ｘ Ｉ Ｎ Ｑ ｉ ｗ ｅ ｉ ， Ｃ Ｈ Ｅ Ｎ Ｙ ａ ｎ ｊ ｕ ｎ ， Ｚ Ｈ Ｏ Ｕ Ｚ ｈ ｅ ｎ ｇ ｑ ｉ ， Ｚ Ｈ Ｏ Ｕ Ｈ ｕ ｉ ｚ ｈ ｉ
（ １ Ｊ ｉ ｄ ｏ ｎ ｇＯｉ ￣ｅ ｌ ｄ ， Ｔ ａ ｎ ｇ ｓ ｈ ａ ｎ ０ ６ ３ ０ ０ ４ ， Ｃｈ ｆ ｅ ｌ ｄＣ ｏ ｍ ｐ ａ ｎ ｙ ， Ｒ ｅ ｎ ｑ ｉ ｕ ０ ６ ２ ５ ５ ２ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ）
第３ ５卷 第 ５ 期
２ ０ １ ３年 ９月
石 油 钻 采 工 艺
ＯＩ Ｌ ＤＲＩ Ｌ ＬＩ ＮＧ ＆ ＰＲ０ＤＵＣＴＩ ＯＮ ＴＥＣＨＮ０Ｌ ＯＧＹ
Ｖｏ １ ． ３ ５ ＮＯ ． ５
Ｓ ｅ ｐ ．２ ０１ ３
文章编号 ：１ ０ ０ ０ —７ ３ ９ ３ （ ２ ０ １ ３） ０ ５ —０ １ ０ ４—０ ３
ｗｈ ｉ ｌ ｅ ｃ ａ ｌ ｃ ｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｄ ｅ ｃ ｒ ｅ ａ ｓ ｅ ｔ ｈ ｅ ｖ ａ ｌ ｕ ｅ ｉ ｓ １ ６ ９ ６ ０ ｔ ．
ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｅ ａ ｓ ｉ ｅ ｒ ． Ｂｙ ｔ ｈ ｅ ｅ ｎ ｄ ｏ ｆＭ ａ ｙ ， ２ ０１ ３ ， ｔ ｈ ｅ ｃ ｕ ｍｕ ｌ ａ ｔ ｉ ｖ ｅ ｉ ｎ ｃ ｒ ｅ ｍｅ ｎ ｔ ａ ｌ ｏ ｉ ｌ ｏ ｆｔ ｅ ｓ ｔ ａ ｒ ｅ ａ ｉ ｓ ９ ８ ０ ０ ｔ ｗｉ ｔ ｈ ｏ ｕ ｔ ｔ ａ ｋ ｉ ｎ ｇ ｔ ｈ ｅ ｄ ｅ ｃ ｒ ｅ ａ ｓ ｅ ｉ ｎ ｔ ｏ ａ ｃ ｃ ｏ ｕ ｎ ｔ
Ａｂ ｓ ｔ ｒ ａ ｃ ｔ ： Ｃ ｏ ｍｂ ｉ ｎ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｌ ｕ ｇ ｄ ｅ ｅ ｐ ｐ ｒ ｏ ｉ ｆ ｌ ｅ ｃ ｏ ｎ ｔ ｒ ｏ ｌ ｉ ｎ ｊ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ｙ ｓ ｔ ｅ ｍ， ｓ ｌ ｕ ｇ ｏ ｐ ｔ ｉ ｍｉ ｚ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｄ ｅ ｓ ｉ ｇ ｎ ａ ｎ ｄ ｇ ｒ ｏ ｕ ｎ ｄ ｉ ｎ ｊ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｉ ｑ ｕ ｅ ｓ ｔ ｕ ｄ ｙ
深层稠油高盐水驱油藏深部化学调驱技术的应用——以吐哈油田鲁X区块为例
石油地质与工程2021年11月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第35卷第6期文章编号：1673–8217（2021）06–0110–04深层稠油高盐水驱油藏深部化学调驱技术的应用以吐哈油田鲁X区块为例黄兆海（中国石油辽河油田分公司外部市场项目管理部，辽宁盘锦124010）摘要：吐哈油田鲁X区块为深层稠油高盐水驱油藏，受层间、层内非均质性等因素影响，存在注水井指进现象突出，油井水窜严重及应用调剖体系效果差的问题，为此研究了一种具有耐盐、抗剪切、封堵率高、有效期长、驱替效果好的两段塞深部调驱剂，并提出了“近井调堵、远井驱油、先堵后调”的调堵、驱油结合的调驱思路。
通过室内评价和现场实施表明：两段塞深部调驱剂黏损率小、封堵率达到90%以上，驱油效果好，可满足深层稠油高盐水驱油藏调驱需求。
深部化学调驱技术的实施抑制了水窜优势通道，改善了油层吸水情况，扩大了水驱波及范围，增油效果明显，为同类油藏提高注水开发效果提供了一种新方法。
关键词：吐哈油田；深层稠油；高盐水驱；化学调驱；增油效果中图分类号：TE357.43 文献标识码：AApplication of deep chemical profile control and flooding technology in deep heavy oil andhigh salt water drive reservoir-- by taking Lu X block of Tuha oilfield as an exampleHUANG Zhaohai(External Market Project Management Department of Liaohe Oilfield Company, PetroChina, Panjin, Liaoning 124010, China) Abstract: Lu X block of Tuha oilfield is a deep heavy oil and high salt water drive reservoir. Affected by strong interlayer and interlayer heterogeneity, there are some problems, such as prominent fingering of water injection wells, serious water channeling of oil wells and poor effect of profile control system. Therefore, a double-slug deep profile control agent with salt tolerance, high shear resistance, high plugging efficiency, long effective period and good displacement effect has been studied. The indoor evaluation and field implementation show that the viscosity loss rate of the double-slug deep profile control and displacement agent is small, the plugging rate reaches more than 90%, and the oil displacement effect is good, which can meet the profile control and displacement requirements of deep heavy oil and high salt water flooding reservoirs. The implementation of deep chemical profile control and flooding technology inhibits the dominant channel of water channeling, improves the water absorption of oil layer, expands the spread range of water flooding, and has obvious oil increase effect. It provides a new method to improve the effect of water injection development for similar reservoirs.Key words: Tuha oilfield; deep heavy oil; high salt water flooding; chemical profile control and flooding; oil increasing effect鲁X区块位于吐哈盆地南部鲁克沁稠油构造带，是受英也尔和鲁克沁断层控制的断背斜带，主力含油层系是三叠系中统克拉玛依组Ⅱ油组，为复杂断块边底水油藏[1–2]，该区块油层中深2 600 m，孔隙度22.9%，渗透率319×10–3μm2，地温梯度2.51 ℃/100 m，50 ℃原油黏度324 mPa·s，地面原油密度收稿日期：2021–03–14；修订日期：2021–07–01。
双河油田深部调驱技术研究与应用
在 后期 注水 开发 时 由于裂缝 与注人 水 高渗通 道连 通
会 导致 油井暴 性水 淹 ， 因此 油井普 遍特 高含 水 。
（ ）部分 注水 井低 效 注水现 象 突出 ２ 双 河油 田部分 区块 的 主力 油层 与非 主力 油层 渗
动用储 量 ２ ８ １７×１ ｔ叠 合 含 油 面 积 ６． ｍ ， ０ ， ８４ｋ 储
双河 油 田以长 ６油 层 为 主 力 油 层 ， ４＋５ 延 长 ，
８ 延 １ 非主力 油 层 ， 田砂 层 单层 厚 度 大 （ 般 ， ０为 油 一 ５—１ 厚 者 ２ Ｉ ， ５ ｍ， ５１） 岩性 均 一 ， 度分 选 较 好 ， Ｔ 粒 属
（ ）油藏水 淹严 重 ， 井普 遍特 高含水 １ 油
期为 了提 高采 收率 和采油 速度 而被 广泛采 用 的一项 重要 开发措 施 。近些 年来 双河 油 田各 区块 的 注采关
系逐渐 趋 于完善 ， 开发效 果却 不尽 人意 ， 但 主要 表现
在 以下 五个 方 面。
横， 梁峁遍布 ， 地面海拔一般为 １０ １０ 。 １０～ ５０ｉ ｎ
了矿 场 应 用 ， 得 了降水增 油的效 果 。 取 关键 词 ： 深部调 驱 ；油 田注水 ；效果 评价 ； 用 应
中图分 类号 ：Ｅ ５ Ｔ ２４
文 献标识 码 ： Ａ
文章 编号 ：０ ４６ ２ ２ １ ）４０ ８ －５ １０ －０ Ｘ（ ０ ０ ０ －０ ００
１ 双 河 油 田地 质 概 况
同一 井组 的油井 见 效 情 况 差 异 较 大 ， 有 一 定 的方 具 向性 。那 些位 于 构造 边部 的井 ， 效 一直 不 明显 。 见 如双 ６ ７井 进 行 的化学 示踪 剂 监测 表 明 ： 主力 吸
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深部调驱工艺技术研究与应用
奈曼凹陷位于内蒙古自治区通辽市奈曼旗境内，是辽河外围开鲁盆地西南侧的一个次级负向构造单元，勘探面积800km2，在九佛堂组均见到良好的油气显示。
奈曼油田自2007年开始试验注水，主要以分层注水为主。
受注水影响，奈曼油田目前含水80%以上的油井有19口，占总井数的15%。
其中14口在注水井区之内。
随着注水的不断深入，高含水井逐年增加，高含水井的增多已成为制约区块高效开发的一大难题。
通过水井调驱的研究应用，实现水驱油藏稳油控水，是目前生产中急需解决的问题。
标签：调驱；优化；启动厚度
1 概况
奈曼油田在注水模式上，采取菱形井网、多井点、小排量温和注水方式，加强注采参数优化，在注水技术上，逐步向层系内细分注水转化，在注水质量上，强化注水井洗井制度、回注污水三级过滤把关、加大水质检测，通过这一系列工作，近几年注水质量稳步提高。
2013年以来，通过科研攻关，研究形成适合奈曼油田的调驱体系配方，并在现场应用中取得成功，对减缓层间矛盾，提高低渗层的水驱作用有着重要意义。
2 深部调驱技术注入配方优化研究
确定奈曼油田的深部调驱体系类型为酚醛调驱体系，推荐了奈曼油田系列强度深部调驱配方体系，分别为：体系1，0.2%P2000+0.2%JL-5；体系2，0.2%P2000+0.3%JL-5；体系3，0.2%P2000+0.4%JL-5；体系4，0.2%P2000+0.5%JL-5。
2013年7月调驱运行时先注入体系1，0.2%P2000+0.2%JL-5，根据奈1-44-54、奈1-48-50井采出液聚合物浓度检测数据显示分析，表明在这两口井方向上，初期出现注入液窜流，9月30日调整，注入体系3（0.2%P2000+0.4%FQ），同时下调水量至40m3，后期体系调整浓度加强后，窜流现象得到抑制。
2015年11月6日考虑调驱井组注入压力增长平缓，调整，注入体系4（0.2%P2000+0.5%FQ），同时上调水量至50m3。
3 注聚工艺流程的优化
①多次整改调驱注聚工艺流程。
针对奈曼油田整体注水量小（日注量600余m3）、调驱日用水量大（日注量100m3），干线压力（15MPa）易受调驱配药影响的问题。
对配药器口径进行了优化，药器口径由10mm更改为6mm，提高瞬时吸药负压，使干粉在上水压4MPa时药品顺利吸入，减小对干线压力的影响。
②同时增配50m3储水罐，提高配药速度，配液时间由原来的90分钟降至
20分钟，确保凝胶有了充足的熟化时间。
同时更改配药操作规程，阀门开启严格遵守“慢、稳、半”操作流程。
进行综合调整后，顺利完成配药且对注水干线压力无影响。
③针对奈曼地区夏季温度高，酚醛交联剂高温变质，影响成胶效果的问题，在8月份与四区协调，调配一座板房到调驱现场，使用空调降温，保证药品存放不变质。
为确保冬季调驱现场正常施工，2014年在调驱现场搭建保温棚，通过加热设备保证冬季施工环境在16℃以上，实现冬季连续施工。
④2015年5月9日调驱复注试运行，按原配方注药后成胶强度不达标，5月25日停止注药。
工艺技术人员经过研究分析，初步认定调驱药品质量和注入水水质可能是影响调驱体系不成胶的主要原因。
在第一时间将药品送往钻采院进行检测，结果显示合格，排除药品质量的影响因素。
为进一步排查原因，对清水和目前注入的清污混注水进行水分析化验，并用两种水样配置用水做调驱体系成胶性能评价。
化验结果和性能评价结果对比分析确定是清污混注水中Fe3+等细菌含量超标直接影响了调驱体系的成胶强度。
为解决该问题，研究决定从奈水1井连接管线到调驱现场，将注入水改为清水。
6月22日恢复注药，奈1-44-50井6月24日取样，7月9日黏度上升至16080 厘泊，奈1-48-54井7月1日取样，7月16日黏度上升至10230厘泊，调驱体系黏度测定数据和现场挑挂均显示成胶良好。
4 深部调驱施工过程
4.1 注入初期压力设计
根据公式法计算和以往注水经验注入初期压力设计为不大于14MPa，注入压力控制在干线注水压力之内。
若初期施工时压力大于12.0MPa，清水顶替（试压力变化情况确定水量，暂定30m3）；若清水顶替无效，反洗井。
若清水顶替无效，反洗井并管线及搅拌罐排空，排放至干化池。
排空后恢复注水。
4.2 施工过程
连接施工管线，在21MPa下对地面管汇全井试压，时间不少于10min，不刺不漏。
开展深部调驱注入，日配注40m3。
要求在注入过程中根据注入压力、对应油井变化情况，及时调整配方。
深部调驱先导试验在奈1-44-50井和奈1-48-54井开展。
深部调驱先导实验，于2013年7月进入现场注入，其中奈1-48-54井于2013年7月3日进入现场注入，至2015年10月底累计注药347天，奈1-44-50井于2013年7月21日进入
现场注入，至2015年10月底累计注药328天。
目前单井日注水量50m3，累积注入44931.3m3。
5 效果评价
5.1 周边油井受效情况
调驱2个井组控制油井6口，2013年至今调驱井组受效油井累计增油941.4吨。
5.2 调驱井组注入压力有效上升
2013年7月21日奈1-44-50井注入调驱剂，2013年9月30日调整配方（体系3）同时下调水量（50m3至40m3），11月13日调驱结束（冬季停注），注入压力由8.9MPa上升至10.1MPa，2014年11月25日复注，2015年2月11日停注，注入压力10.5 MPa上升至12.5MPa，2015年5月19日复注，11月6日调整配方（体系4）同时上调水量（40m3至50m3），注入压力由11.8 MPa上升至目前13.2MPa。
2013年7月3日奈1-48-54井注入调驱剂，2013年9月30日调整配方（体系3）同时下调水量（50m3至40m3），11月13日调驱结束（冬季停注），注入压力由8.5MPa上升至10MPa，2014年11月25日复注，2015年2月11日停注，注入压力10.6 MPa上升至11.8MPa，2015年5月19日复注，11月6日调整配方（体系4）同时上调水量（40m3至50m3），注入压力由11.8MPa上升至目前12.5MPa。
5.3 调驱后注入剖面得到明显改善
奈1-44-50井在2013年调驱前吸水层集中在106-110#，5个层，吸水厚度54.8m，吸水厚度比例40.3%；11月份调驱后吸水层增加至7个层，但吸水厚度降为15.6m，吸水厚度比例15.6%。
主要原因是调驱后封堵2个厚层强吸层，封堵厚度29.8m。
调驱后启动3个新层，启动厚度4.9m，2014年5月吸水层恢复至5个层，但吸水小层有所变化，2015年5月吸水剖面显示与2013年7月对比，通过调驱，原来5个吸水层完全封堵，重新启动9个新层。
奈1-48-54井在调驱前吸水厚度54.8m，10个层，11月份调驱后吸水厚度降至18.8m，8个层，但是调驱后启动4个新层，启动厚度10.3m，强吸水层117-120#，相对吸水量由60.76%降至24.7%。
2014年测试显示调驱后启动的新层仍然保持吸水，吸水比例相对平均，2015年5月测试与2014年5月对比，原来吸水层完全封堵，重新启动上面8个小层。
通过对调驱效果的跟踪，及时调整调驱配方，优化工艺流程，保证成胶效果。
测试结果显示调驱井组吸水层数增加、吸水剖面发生改变，一定程度上扩大了注入水的波及体积，并取得一定驱油成效。
参考文献
[1] 姚俊材.深部调驱技术[J].重庆科技学院学报（自然科学版），2012.
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