整体调驱油藏动态监测技术研究

　　这篇检测技术论文投稿发表了整体调驱油藏动态监测技术研究，论文以河间东营油藏为例，探讨了河间东营整体调驱方案及实施情况，介绍整体调驱油藏如何进行动态监测部署、如何运用动态监测资料，取得了良好效果，可以为其他油藏整体调驱提供借鉴。

　　关键词：检测技术论文投稿,整体调驱,监测,剩余油

　　一、前言

　　随着油田开发时间的延长，很多油藏目前已进入双高阶段，即“高含水”“高采出程度”。由于长期的注水开发，整体层间、层内和平面矛盾较突出，主吸水层主要集中在主力油组的主要砂体上，长期主产主吸，造成主力砂体水洗效率低，平面剩余油分散。同时非主力层地质储量也不可小视，层间潜力有待启动。如何继续挖潜不同类型剩余油潜力，是双高老油藏面临的一个重要难题。整体调驱技术通过对油藏注水开发井组开发现状、存在问题、剩余油潜力等进行分析论证，筛选出适宜井组，可有效地实现油层深部液流转向，扩大水驱波及体积，改善主力油层层内、平面见效状况，同时封堵高渗透层段，启动非主力油层，进一步改善开发效果，提高采收率，为油田三次采油、持续稳产奠定良好的基础。动态监测技术贯穿于整体调驱项目的始终，成为至关重要的环节。只有合理地安排、分析、运用好动态监测技术，才有可能有效地保证整个项目施工过程中的方案设计、现场调整、效果分析以及推广运用，力争“设计有法”“调整有据”“分析有理”“推广有道”，为同类油藏的治理提供可靠的技术支持。

　　二、河间东营整体调驱方案及实施情况

　　选井原则：河间东营整体调驱选井坚持选择油层发育好、连通情况好、剩余油富集的主力油层作为选井的区域;立足井区，集中整体优选;以砂体分布稳定，注采井网完善，多向注水见效明显，整体水淹严重油层为重点;注水井井况好，吸水状况良好，具备一定的爬坡空间。为此，优选河间东营东部井区12口注水井开展整体深部调驱，其中正常注水7口，平均注水压力6.8MPa，单井日注水平均为34m3，注入能力较好。油井31口，正常生产28口，高含水井25口，占总开井数的89%。确定8井组开展分层调驱、4井组实施笼统调驱、调驱结束适时实施分注，实现油田平面、纵向立体调整。体系确定：该项目采用“可动凝胶+聚合物微球”的复合调驱方式。优选调驱配方体系如下：聚合物———型号为：FP3640D;交联剂：LHJ-II(主剂)，聚胶比1∶1.67;促胶剂：LHJ-II(添加剂);柔性微球：采油用微胶团型可动凝胶FSMG。

　　通过室内体系评价凝胶和聚合物微球基本性能、热稳定性和封堵运移能力，对六套交联体系和两个聚合物微球体系样品以盲样的形式，进行了配方初筛选和优选评价，注入浓度1200mg/L、0.06PV较优，总注入量278000m3，凝胶注入浓度聚合物1200mg/L+交联剂主剂2000mg/L+助剂1750mg/L，微球注入浓度3000mg/L。现场注入及见效情况：整体调驱项目采用配水间集中建站，单泵对单井的注入方式。凝胶段塞注入分为污水配液注入阶段和清水配液注入阶段，其中污水配胶阶段注入2411m3，清水配胶阶段67889m3，累计注入凝胶70300m3。凝胶注入阶段12口水井共计注入微球量207700m3，即623100kg。12口调驱水井连通油井开井30口，水驱见效26口，调驱见效油井30口，见效率100%，其中17口明显见效。连通油井目前含水89.14%，截至2016年4月，月平均日增油42.8t，2015年当年增油12093t，2016年增油4531t，累计增油18202t。

　　三、整体调驱动态监测方案

　　作为河间东营整体调驱项目的核心环节，动态监测贯穿于整个实施过程，为确保试验井区选井、注入、调整、效果研究依据充分、资料齐全，分别编制了注入前、注入中和注入后动态监测方案。

　　1.动态监测设计要求。水质监测：每周一次对配制用水的水质进行化验分析。原油性质监测：调驱剂注入前和注入后各测一次原油全分析。调驱体系性能监测。每批次聚合物性能指标监测(包括分子量、水解度、固含量等)，每批一次。每批交联剂的质量检测(pH值、交联剂主剂有效含量、成胶能力等指标检测)，每批一次。微球性能指标监测(包括固含量、初始粒径等)，每批一次。注入液检测：静态混合器出口的聚合物溶液浓度、黏度，交联剂浓度检测，每3天一次;井口聚合物溶液浓度、黏度，交联剂浓度，每周一次;聚合物溶液储罐出口聚合物溶液的浓度、黏度，每天一次。调驱注入开始阶段，上述资料每天一次，注入正常后按要求监测。调驱生产动态监测：一是注入井监测：调驱前、调驱过程中及调驱后每季度测吸水剖面、压降曲线和指示曲线。二是采油井监测：各一线采油井每周取样化验含水率一次，随含水样检测产出液聚合物含量;试验前半月测三次原油全分析，产出液进行离子分析。三是产出液水质：每半月化验一次离子分析;每月测流压一次，静压每季度一次;具备条件油井每半年测一次产液剖面。四是示踪剂监测：在注凝胶段塞前、段塞后、微球段塞注入后分别注示踪剂，在采油井口每天取样监测示踪剂含量，见示踪剂后每3天化验一次，至其消失。

　　2.整体调驱动态监测设计方案。动态监测设计原则：调驱前应核实油水井生产数据，取全取准油井日产液(油)、含水、动液面、压力及水井注水量、注水压力吸水剖面等资料。调驱过程中，注(采)井应每隔一定时间段测取压力、吸水(产液)剖面、动态生产数据等。注入过程中应对现场注入的聚合物溶液、交联剂、聚合物微球等进行质量监测。调驱后应对现场施工进行质量监测，主要包括配液水质检测、配液质量监测和施工参数的录取等。对产出液每隔一定周期进行检测分析。调驱结束后应该继续监测调驱效果。动态监测设计方案：调驱前油井监测项目主要为原油全分析、产出液水质离子分析、流压、静压，共计221井次。注入井主要监测项目为水质监测、吸水剖面、压降曲线、指示曲线、示踪剂，共计48井次。调驱过程中油井监测项目主要为产出液水质离子分析、流压、静压，共计221井次。注入井主要监测项目为水质监测、示踪剂，共计12井次。调驱后油井监测项目主要为原油全分析、产出液水质离子分析、流压、静压，共计161井次。注入井主要监测项目为水质监测、吸水剖面、压降曲线、指示曲线、示踪剂，共计48井次，依据调驱施工具体情况酌情增补监测。

　　四、监测实施情况及主要成果

　　1.调驱前监测实施及成果。产出剖面监测:针对河间东营6个主力油层组，结合20口油井的历史产出剖面分级统计资料来看，不产液层占总厚度的45.6%，强产液层占油层总厚度的3.6%，油井层间矛盾突出。综合分析主要的原因是40%吸水层存在层内突进现象，水井存在较强的注水方向性，油井与连通注水井之间形成了优势水窜通道，因此调驱的主要目的是封堵优势水窜通道，扩大水驱波及体积，进一步挖掘剩余油潜力。注入剖面监测：针对主力油层，个性化设计调驱方式。仅以注水井J128井为例，该井历年吸水剖面显示上部油层(3~10号层)为主要出水层，对应油井高含水，设计分层调驱，填砂保护下部油层，单调上部油层(3~10号层)，调驱剂进入目的层段减少对低渗储层污染，调后分注使未水驱砂体能够有效动用，实现平面、纵向立体调整。水样、药剂取样监测：在对配液池成胶情况的监测过程中发现河一联的注入水配液不成胶，添加杀菌剂后，体系黏度降低，稳定性变差。通过水质取样检测，注入水硫酸盐还原菌严重超标，是造成污水配剂不成胶的内在原因。将现场配胶改为清水，同时将可动凝胶体系配方作相应调整，清水配液的可动凝胶体系由聚合物1200ppm+交联剂2000ppm+促胶剂1750ppm，调整为聚合物1000ppm+交联剂1670ppm+促胶剂1750ppm，清水配剂后10日成胶黏度1930mPa.s，远高于原方案的1589mPa.s,而且稳定性强、用量少、节约成本。节约聚丙烯酰胺0.2kg/m3、交联剂0.33kg/m3，总计分别节约12.66t和20.889t。

　　2.调驱过程中监测实施及成果。注水指示曲线监测：微球段塞开始注入后，选取J115井在注入凝胶阶段的注水指示曲线，和调前相比封堵效果变差，而封堵效果是要考虑注入药剂与地下孔喉的匹配性，该井在注凝胶阶段压力是升高的，而在注微球阶段，封堵效果变差，压力下降。凝胶注入结束后地下高渗孔喉半径仍以微米级为主，注入的微球是纳米级。随即将微球粒径由纳米改为微米，浓度由3kg/m3升至4kg/m3，水井压力有所回升，对应油井有明显见效反应，井组日产油从17t上升至26t。注入压力监测：调驱井自微球注入阶段开始，较凝胶调驱阶段平均压力下降了2.2MPa，对应油井含水上升。2015年9月对井区内9口水井分批次提高聚合物粒径(纳米级微球升为微米级微球)和浓度(3000ppm增至4000ppm)等增压手段，调后水井压力平均上升1.9MPa，基本恢复凝胶阶段水平。

　　聚合物含量监测：选取整体调驱井组对应的油井12口开展采出液聚合物含量监测，采取淀粉碘化物法测定聚合物浓度，经检测12口油井聚合物含量均较低，证明没有大规模的破胶现象，未窜。注入剖面监测：调驱过程中严格按照设计要求安排注入剖面监测，整体调驱注水井每季度测1次，共计完成注入剖面监测89井次，详细的注入剖面资料为整体调驱效果的跟踪、见效机理的分析提供可靠的数据支持。应用实例：凝胶段塞注入结束后，结合注入剖面监测资料综合分析，有剖面可对比的10口水井，其中8口井实现了层间调整，新增吸水层53.5m/14层，吸水层动用程度有所提高。6口井实现了层内改善，层间层内均有改善的4口井，新增水驱油层74.4m/20层，调驱井组水驱动用程度从43.4%提高到57.8%，河间东营整体调驱井组主要以层内调整增油为主。

　　产出剖面监测：调驱过程中及时增加产出剖面监测，调驱井组连通油井每季度测1次，共计安排产出剖面监测101井次，产出剖面资料显示20口油井中有12口油井层间矛盾得到有效缓解，启动产油层35.6m/12层，原未动用油层得到动用，抑制产水层25.1m/9层，增油幅度逐渐变大。应用实例：依据产出剖面资料及产液能力，开展油井生产参数调整5井次，提液幅度23%，增油幅度达到160%，增油效果明显，同时及时安排油井配套措施，层内堵水、打更新井、补孔完善，总计开展措施5井次，措施累计增油逾1600t。3.调驱后监测实施及成果。示踪剂检测：确定见效方向———示踪剂监测资料结果显示，和调前相比，凝胶结束后新增见剂井3口，新增见剂方向6个。各井组平均单井水驱速度下降的6口，提高的3口，不变的2口。洛伦兹系数：评价调驱效果———以J127井为例，洛伦兹系数变小，说明层间矛盾得到有效改善。河间东营调驱井组调驱后注水压力上升，说明凝胶段塞的注入对高渗透条带产生了一定的封堵作用。产剖资料。应用实例：巩固调驱成果———综合分析动态监测资料，河间东营整体调驱主要以层内调整为主，层间潜力有待启动，调驱井组非主力单砂体22个，仍有16个在此次调驱中没有被启动。依据井况及调驱后测试结果，对东部井区原调驱方案进行调整，执行原分注方案3口，建议不分注2口，新增2口，设计分注井共计7口，断块分注率由20%升至41%，进一步挖掘层间剩余油。

　　五、结论与认识

　　1.高含水开发后期整体调驱可有效控制含水上升速度，达到控水増油的效果。2.整体调驱实施过程中动态监测技术的科学运用是至关重要的。3.整体调驱过程中，要严格执行试验监测方案，取全取准各项资料数据，建立专门的试验区档案，收集有关试验区的所有措施、生产、施工数据、信息，分门别类地统计汇总乃至技术处理，以利有关人员查阅、效果评价、总结经验推广。

　　参考文献：

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　　[2]王中涛，等.示踪相关流量吸水剖面测井技术[J].工程地球物理学报，2013(01):41-45.

　　[3]秦涛，等.地面预交联颗粒调驱剂的性能改进[J].断块油气田，2005，12(2)：66-67.

　　作者：江涛 刘健军 秦勤