林 云

(大港油田采油工藝研究院，天津 300280)

大劑量深部調(diào)驅(qū)技術(shù)在小集“雙高”油田的應(yīng)用

林 云

(大港油田采油工藝研究院，天津 300280)

針對(duì)小集油田官979斷塊“雙高”開發(fā)階段地質(zhì)及剩余油分布特點(diǎn)，研究了耐高溫的連續(xù)凝膠及SMG微球凝膠的基本物理化學(xué)特性。結(jié)果表明，實(shí)驗(yàn)所優(yōu)選的HPAM與交聯(lián)劑KN所形成的凝膠在113 ℃下可以長(zhǎng)期穩(wěn)定，黏度基本保持不變，達(dá)到100 000 mPa·s，且在滲透率為3.0 μm2的巖心中的殘余阻力系數(shù)可以達(dá)到20以上，具有很好的封堵性能。SMG微球在120 ℃下可以穩(wěn)定存在，且高溫溶脹后粒徑明顯變大，可以對(duì)高滲管產(chǎn)生封堵，使后續(xù)注入液轉(zhuǎn)向低滲層，從而提高采收率。將優(yōu)選出的適用于高溫油藏的KN高溫連續(xù)凝膠及SMG微球凝膠開展大劑量深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)，并對(duì)層系、井網(wǎng)、注入體積、段塞結(jié)構(gòu)等進(jìn)行研究?jī)?yōu)化，結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)及時(shí)的優(yōu)化調(diào)整，整個(gè)斷塊實(shí)施大劑量深部調(diào)驅(qū)后注水指標(biāo)和開發(fā)效果都得到了明顯改善，截止到2013年6月，14口調(diào)驅(qū)受益油井，見效13口，純?cè)鲇? 500 t。

大劑量； 深部調(diào)驅(qū)； 微球； “雙高”油田

小集油田官979斷塊歷經(jīng)30年的注水開發(fā)，目前已進(jìn)入特高含水、高采出的“雙高”開發(fā)階段，采出程度40.82%，綜合含水率達(dá)96.97%，剩余油高度分散，平面、層間層內(nèi)矛盾突出，采用常規(guī)水驅(qū)方法提高采收率的難度加大。這是由于油田在注水開發(fā)后期會(huì)形成較大的竄流通道，導(dǎo)致注入水沿此通道無效循環(huán)，達(dá)不到提高采收率的目的。因而如何封堵大孔道，使液流改向波及未被開采的油儲(chǔ)層成為石油開采中面臨的首要問題[1-3]。調(diào)驅(qū)技術(shù)作為改善油藏深部非均質(zhì)性、擴(kuò)大注水波及體積的主導(dǎo)技術(shù)手段，在注水中后期開發(fā)油田中發(fā)揮越來越重要的作用[4]。國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)于調(diào)驅(qū)技術(shù)的研究做了大量的工作，設(shè)計(jì)合成了很多種類的封堵劑，如交聯(lián)聚合物溶液、弱凝膠、泡沫等[5-12]。但這些封堵材料不適應(yīng)一些苛刻的油藏條件，當(dāng)配注水中含一定量的氧或者油藏溫度較高時(shí)，易使聚合物發(fā)生氧化降解反應(yīng)，從而影響這些封堵材料的深部封堵效果，限制了它們的應(yīng)用范圍。小集油田官979斷塊地層總礦化度36 235 mg/L，油層溫度113 ℃，屬于高溫高鹽油藏，要求所選調(diào)驅(qū)體系封堵能力強(qiáng)、注入性好、不受水質(zhì)限制、易于進(jìn)入油藏深部?；谶@些性能要求，近年來國(guó)內(nèi)外相繼開展了利用工業(yè)生產(chǎn)階段制備連續(xù)凝膠和可動(dòng)凝膠微球用于深部調(diào)剖[13-16]，該類調(diào)剖體系在試驗(yàn)區(qū)塊得到應(yīng)用并取得較好的提高采收率效果。特別是2009年以來，區(qū)塊整體大劑深部調(diào)驅(qū)提高采收率技術(shù)研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)工作在各油田陸續(xù)展開，部分油田現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果表明，調(diào)驅(qū)技術(shù)是高含水非均質(zhì)油田提高水驅(qū)采收率的行之有效措施之一。

筆者研究了連續(xù)凝膠和可動(dòng)凝膠微球的基本理化性能，并將連續(xù)凝膠和可動(dòng)凝膠微球用于小集雙高油田的深部調(diào)驅(qū)礦場(chǎng)試驗(yàn)，以期為該技術(shù)的應(yīng)用提供指導(dǎo)。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1室內(nèi)實(shí)驗(yàn)

1.1.1 試劑與儀器 丙烯酰胺、丙烯酸及NaOH，分析純，北京益利精細(xì)化學(xué)品有限公司產(chǎn)品。Span-80與Tween-60均為化學(xué)純，北京益利精細(xì)化學(xué)品有限公司生產(chǎn)。白油，撫順煉油廠生產(chǎn)。無水乙醇、正戊烷，北京現(xiàn)代東方精細(xì)化學(xué)品有限公司生產(chǎn)。實(shí)驗(yàn)用水，小集油田回注水。部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)，相對(duì)分子質(zhì)量≥2 500×104，水解度25%，天津博弘公司生產(chǎn)。KN交聯(lián)劑(酚醛樹脂類)及穩(wěn)定劑，東營(yíng)科諾公司生產(chǎn)。HJ、YG、LB交聯(lián)劑，大港油田采油工藝研究院。SMG微球乳液，固含率20%，大港油田采油工藝研究院。

Mastersizer 2000激光衍射儀，英國(guó)馬爾文公司生產(chǎn)。BX-41光學(xué)顯微鏡，日本Olympus公司生產(chǎn)。

1.1.2 連續(xù)凝膠耐溫性能評(píng)價(jià) 根據(jù)優(yōu)選交聯(lián)體系配方，將多鐘高溫連續(xù)凝膠體系在113 ℃恒溫箱中反應(yīng)所形成的凝膠老化12 d。凝膠經(jīng)12 d高溫放置后，觀察凝膠的黏性、脫水現(xiàn)象及凝膠形狀來判斷連續(xù)凝膠強(qiáng)度，來判斷該種連續(xù)凝膠的耐溫穩(wěn)定性。

1.1.3 連續(xù)凝膠的黏度測(cè)定 用DV-Ⅲ旋轉(zhuǎn)黏度計(jì)在6 r/min下測(cè)定連續(xù)凝膠在113 ℃下的黏度。

1.1.4 可動(dòng)凝膠微球的純化 將微球乳液以體積比1∶10放入無水乙醇中，充分?jǐn)嚢柽M(jìn)行破乳，可以看到容器底部生成大量的白色絮凝狀沉淀。將體系抽濾，得到的濾餅再以體積比1∶5的乙醇洗滌、抽濾。得到的濾餅自然風(fēng)干。為去除濾餅中的表面活性劑，將風(fēng)干后的濾餅用玻璃棒搗碎，裝入事先做好的濾紙筒中，封好筒口，將紙筒放入索氏提取器中，用正戊烷溶液240 mL抽提48 h。處理過的交聯(lián)聚丙烯酰胺微球?yàn)榘咨勰?/p>

1.1.5 光衍射分析 采用Mastersizer 2000激光衍射分析儀測(cè)定交聯(lián)聚丙烯酰胺微球溶脹后的粒度分布。該儀器的粒度測(cè)量范圍為0.1～3 000 μm，光源為He-Ne激光光源，波長(zhǎng)630.0 nm，測(cè)試溫度25 ℃。

1.1.6 顯微鏡觀測(cè) 取少量溶脹后的交聯(lián)聚丙烯酰胺微球溶液樣品于潔凈載玻片上，采用BX-41光學(xué)顯微鏡觀察，選擇典型區(qū)域進(jìn)行拍照。

1.1.7 巖心驅(qū)替實(shí)驗(yàn) 巖心驅(qū)替裝置與方法見參考文獻(xiàn)[17]。水驅(qū)及注交聯(lián)體系的流量均為0.40 mL/min，實(shí)驗(yàn)溫度113 ℃。

1.2礦場(chǎng)試驗(yàn)

1.2.1 油藏地質(zhì)特點(diǎn) 試驗(yàn)區(qū)小集油田官979斷塊地處河北省滄縣小集油田的主體部位，主要含油層位為下第三系孔店組孔一段的棗II、III、Ⅳ油組，油藏深度為2 727.6～3 238.4 m，試驗(yàn)區(qū)為由北向東南傾沒的構(gòu)造油藏，邊界斷層封閉，內(nèi)部邊底水能量弱，主要依靠人工注水能量驅(qū)動(dòng)，主要巖石類型為巖屑長(zhǎng)石砂巖，儲(chǔ)層非均質(zhì)性較為嚴(yán)重。

官979斷塊含油面積2.0 km2，儲(chǔ)層以中孔中滲為主，平均孔隙度17.6%，平均滲透率為62.0×10-3μm2；地層水水型主要為CaCl2型，總礦化度36 235 mg/L，油層溫度113 ℃，屬于高溫高鹽油藏。

1.2.2 開發(fā)概況 官979斷塊自1982年正式投入開發(fā)，大致分為3個(gè)開發(fā)階段，第1階段：上產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)階段(1982～1988年),此階段注水效果明顯，通過加大壓差生產(chǎn)改善了生產(chǎn)形勢(shì)；第2階段：產(chǎn)量遞減階段(1989～2007年),此階段區(qū)塊開發(fā)矛盾暴露，含水快速上升,產(chǎn)量大幅遞減，第3階段：產(chǎn)量回升階段(2008～2012年),自2008年以來，通過開展“油田開發(fā)基礎(chǔ)年”活動(dòng)和注水專項(xiàng)治理工作，油田的開發(fā)效果趨于好轉(zhuǎn)。

截止2012年1月，該斷塊采出程度40.82%，綜合含水率高達(dá)96.97%，總體上水淹嚴(yán)重，剩余油高度分散，在目前的生產(chǎn)現(xiàn)狀下，難以進(jìn)一步有效提高采收率。

2 大劑量深部調(diào)驅(qū)技術(shù)

2.1大劑量深部調(diào)驅(qū)技術(shù)原理

通過注入調(diào)剖劑在地層條件下形成堵塞，封堵水流優(yōu)勢(shì)通道、擴(kuò)大注水波及體積以提高對(duì)應(yīng)油井產(chǎn)量的常規(guī)調(diào)剖技術(shù)適用于初期的淺調(diào)。隨著淺調(diào)輪次和生產(chǎn)時(shí)間的增加，加之地下剩余油的進(jìn)一步分散，效果愈來愈差。

自2000年以后，基于油藏工程的深部調(diào)驅(qū)改善水驅(qū)配套技術(shù)的提出，使深部調(diào)驅(qū)技術(shù)上了一個(gè)新臺(tái)階，此項(xiàng)技術(shù)處理目標(biāo)是整個(gè)油藏，作業(yè)規(guī)模大、時(shí)間長(zhǎng)。小集油田應(yīng)用的大劑量深部調(diào)驅(qū)技術(shù)通過注入段塞尺寸達(dá)PV級(jí)、不同封堵能力的調(diào)驅(qū)劑，將封堵水流優(yōu)勢(shì)通道和油藏深部調(diào)驅(qū)相結(jié)合，使注入水轉(zhuǎn)向驅(qū)替油層深部水驅(qū)未波及區(qū)域剩余油，較大限度地?cái)U(kuò)大注水波及體積，改善水驅(qū)開發(fā)效果，從而提高油田的最終采收率。

不同的調(diào)驅(qū)體系具有不同的封堵能力，連續(xù)凝膠的主要特點(diǎn)是封堵能力強(qiáng)、注入性好、適應(yīng)油藏范圍寬，因此選擇其作為封堵水流優(yōu)勢(shì)通道的體系?？蓜?dòng)凝膠微球(以下簡(jiǎn)稱SMG微球)的主要特點(diǎn)為粒徑小、不受水質(zhì)限制、易于進(jìn)入油藏深部，因此選擇其作為進(jìn)行深部調(diào)驅(qū)的體系。

2.2連續(xù)凝膠體系

2.2.1 連續(xù)凝膠體系的優(yōu)選及耐溫性

近年來大港油田針對(duì)以小集、棗園為代表的南部高溫油田的油藏特點(diǎn)，研究試驗(yàn)應(yīng)用了多種高溫連續(xù)凝膠體系。質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%聚合物HPAM與質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%KN交聯(lián)劑及質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%穩(wěn)定劑所組成的交聯(lián)體系在113 ℃下成膠效果及穩(wěn)定性如圖1所示。從圖1中可以看出，交聯(lián)聚合物體系成膠后在12 d內(nèi)還保持很好的成膠狀態(tài)，且沒有發(fā)生明顯的脫水、降解現(xiàn)象。表明該交聯(lián)聚合物體系所形成的凝膠具有很好的耐溫穩(wěn)定性。

圖2是不同配方的交聯(lián)聚合物體系在113 ℃下所形成的凝膠的黏度與老化時(shí)間的關(guān)系。從圖2中可以看出，交聯(lián)劑KN與HPAM所形成的連續(xù)凝膠在113 ℃下老化120 d，其黏度值基本不變，約為100 000 mPa·s，而HPAM與交聯(lián)劑HJ、YG、LB所形成的凝膠隨老化時(shí)間增加，黏度明顯降低，遠(yuǎn)低于交聯(lián)劑KN與HPAM所形成的連續(xù)凝膠。這表明交聯(lián)劑KN與HPAM所形成的連續(xù)凝膠的耐溫穩(wěn)定性明顯優(yōu)于其它交聯(lián)體系。

圖1 KN高溫連續(xù)凝膠的穩(wěn)定性

Fig.1High-temperaturestabilityofKNcross-linkedpolymer

圖2 高溫連續(xù)凝膠的黏度與老化時(shí)間關(guān)系

Fig.2Viscositiesofhigh-temperaturecorss-linkedpolymerasafunctionofageingtime

交聯(lián)劑KN與HPAM組成的交聯(lián)體系通常是高強(qiáng)度、小劑量注入，為了滿足大劑量注入的要求，室內(nèi)開展不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)配方的進(jìn)一步實(shí)驗(yàn)優(yōu)選，結(jié)果見表1。從表1中數(shù)據(jù)可以看出，KN-配方體系的成膠范圍大，不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的HPAM與交聯(lián)劑所形成的凝膠黏度變化較大，隨HPAM及交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)增加，凝膠的黏度增大，且凝膠的黏度為(0.3～8.0)×104mPa·s，可以滿足不同油藏的封堵要求。

表1 KN高溫連續(xù)凝膠體系不同配方的黏度Table 1 Viscosities of high-temperature KN corss-linked polymer of different formulas

2.2.2 連續(xù)凝膠體系的封堵性能 殘余阻力系數(shù)是調(diào)驅(qū)劑封堵能力的直接體現(xiàn)，由于KN連續(xù)凝膠穩(wěn)定性明顯優(yōu)于其它體系，本組實(shí)驗(yàn)選用KN高溫連續(xù)凝膠作為研究對(duì)象。將不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的HPAM與交聯(lián)劑所組成的交聯(lián)體系注入滲透率3.0 μm2的巖心中，在113 ℃成膠后，用水驅(qū)測(cè)殘余阻力系數(shù)。不同質(zhì)量分?jǐn)?shù)的KN高溫連續(xù)凝膠在滲透率3.0 μm2的巖心的殘余阻力系數(shù)如表2所示。

表2 KN高溫連續(xù)凝膠的殘余阻力系數(shù)Table 2 Residual resistance factors of high-temperature KN corss-linked polymer

從表2可以看出，質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.3%、0.5% HPAM與交聯(lián)劑、穩(wěn)定劑反應(yīng)所形成的KN高溫連續(xù)凝膠的殘余阻力系數(shù)均在20以上，且聚合物與交聯(lián)劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)較高的體系，其殘余阻力系數(shù)也較大，說明KN高溫連續(xù)凝膠具有很好的封堵能力，可以滿足作為大劑量調(diào)驅(qū)封堵水流優(yōu)勢(shì)通道的需求。

2.3 SMG微球凝膠體系

SMG微球是以丙烯酰胺為主要原料，通過特殊工藝在生產(chǎn)中同時(shí)發(fā)生聚合和交聯(lián)過程，形成具有特殊性能特點(diǎn)的產(chǎn)品。SMG微球初始粒徑為納米至亞毫米級(jí)，具有良好的溶脹性，質(zhì)量濃度為100 mg/L的SMG微球分散在50 ℃水中溶脹5 d后，溶脹倍數(shù)達(dá)3～4倍；SMG微球具有良好的耐鹽性，在礦化度高達(dá)180 000 mg/L的模擬水中依然能保持很規(guī)則的球形；同時(shí)具有良好的耐溫性，能在120 ℃以下的條件下使用，不怕剪切，可在線輸入。

2.3.1 SMG微球凝膠耐溫性考察 質(zhì)量濃度為50 mg/L的SMG微球凝膠分散在NaCl質(zhì)量濃度為5 000 mg/L的水溶液中，于40 ℃和90 ℃下溶脹5 d后，光衍射方法測(cè)得微球的粒徑大小如圖3所示。

圖3 SMG微球凝膠在不同溫度下的粒度分布

Fig.3ThesizedistributionofswellingSMGmicrospheresatdifferenttemperatures

從圖3可以看出，不同溫度下溶脹的微球的粒徑大小分布有所不同。40 ℃下溶脹5 d后的微球粒徑大小分布較寬，在10～100 μm。90 ℃下溶脹5 d后的微球的粒徑較40 ℃下溶脹5 d的微球粒徑有所增大，在20～110 μm。40 ℃下溶脹5 d的微球粒徑中值約為40 μm，而90℃下溶脹5 d后的微球粒徑中值約為45 μm，粒徑分布明顯向大粒徑方向變化。即微球在較高溫度下溶脹時(shí)能夠溶脹更加充分，溶脹后的微球粒徑也較大。這也表明交聯(lián)聚丙烯酰胺微球具有比部分水解聚丙烯酰胺更好的耐溫性，可以在高溫油藏中使用。

圖4給出了SMG微球凝膠在120 ℃高溫烘箱連續(xù)放置1、32 d后的顯微鏡照片。從圖4可以看出，微球在120 ℃溶脹32 d后的粒徑比1 d后的微球粒徑明顯變大，微球在120 ℃溶脹32 d后顯微鏡下還能觀察到微球的存在，這進(jìn)一步說明SMG微球凝膠具有很好的耐溫性能。

圖4 SMG微球凝膠的耐溫穩(wěn)定性

Fig.4High-temperaturestabilityofSMGmicrospheres

2.3.2 SMG微球凝膠調(diào)驅(qū)效果 三管填充管SMG微球凝膠分散體系調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果見表3。從表3中可以看出，水驅(qū)時(shí)，驅(qū)油效率與滲透率的大小有關(guān)，高滲砂管水驅(qū)時(shí)，驅(qū)油效率高，中滲砂管次之。當(dāng)含水率達(dá)到98%時(shí)，高滲模型水驅(qū)驅(qū)油效率為69.79%，而中滲模型為57.73%，低滲模型僅為48.50%，三管總驅(qū)油效率為60.05%。注入0.5 PV的質(zhì)量濃度為1 800 mg/kg SMG微球分散體系后,三管總的驅(qū)油效率為70.13%，微球分散體系驅(qū)油效率在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高10.08%。三管模型中，注入SMG微球分散體系的走向是，高滲透模型注入占總量的1/2，中滲占總量的1/3，低滲僅占總量的1/6。由此可見，注SMG球分散體系調(diào)驅(qū)后，驅(qū)油效率的增加主要來源于低滲層，驅(qū)油效率提高了16.11%，中滲模型驅(qū)油效率提高了11.28%，而高滲模型驅(qū)油效率僅提高了5.02%。這主要由于SMG微球進(jìn)入高滲模型及中滲模型后，對(duì)其形成了有效封堵，使得后續(xù)注入水主要進(jìn)入低滲模型，從而發(fā)生了液流轉(zhuǎn)向，使得低滲模型中未動(dòng)用的油被驅(qū)出。表明SMG微球可以明顯提高水驅(qū)采收率，調(diào)驅(qū)效果顯著。

表3 填砂巖心物理模擬調(diào)驅(qū)結(jié)果Table 3 EOR of three-tube sand pack model

3 現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)

3.1調(diào)驅(qū)層系及井網(wǎng)的優(yōu)選

優(yōu)選平面上全區(qū)發(fā)育、縱向上厚度大而集中共計(jì)13個(gè)單砂體作為調(diào)驅(qū)目標(biāo)層系。

優(yōu)選注入井與受益井井況良好、注采對(duì)應(yīng)率高、注水見效明顯且注入井有一定的壓力上升空間的注入井組成調(diào)驅(qū)井網(wǎng)，通過研究形成“9注14采“的井網(wǎng)實(shí)施深部調(diào)驅(qū)試驗(yàn)，共覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量316.94×104t。

3.2段塞結(jié)構(gòu)及濃度優(yōu)化

首先依據(jù)調(diào)驅(qū)技術(shù)特點(diǎn)，確立了分類設(shè)計(jì)原則，根據(jù)注水壓力、吸水狀況及壓降速率等資料數(shù)據(jù)，結(jié)合竄流通道識(shí)別的結(jié)果，將試驗(yàn)區(qū)調(diào)驅(qū)井分成3類，A類為竄流較嚴(yán)重井，B類為竄流發(fā)育區(qū)井，C類為無竄流井。

按分類結(jié)果采用不同調(diào)驅(qū)劑段塞結(jié)構(gòu)，充分體現(xiàn)單井個(gè)性化設(shè)計(jì)(見表4)。A、B類調(diào)驅(qū)井采用連續(xù)凝膠段塞對(duì)調(diào)驅(qū)目的層進(jìn)行高滲水流優(yōu)勢(shì)通道的預(yù)處理(在主段塞SMG注入期間根據(jù)注入壓力變化實(shí)施連續(xù)凝膠段塞的中間處理)，再注入大劑量調(diào)驅(qū)SMG主段塞，C類井則直接注入調(diào)驅(qū)主段塞SMG微球調(diào)驅(qū)劑(見表5)。

表4 小集油田官979斷塊深部調(diào)驅(qū)注入段塞結(jié)構(gòu)設(shè)計(jì)Table 4 Structure design of slug injection during deep profile controland displacement forG979 block of Xiaoji oilfield

3.3現(xiàn)場(chǎng)施工情況

官979斷塊自2011年9月試注、2012年2月整體投注，截止2013年6月底已注入調(diào)驅(qū)劑34.02×104m3，占設(shè)計(jì)量的79.5%。施工過程中針對(duì)壓力上升幅度及受益油井見效情況等，及時(shí)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)驅(qū)注入量及段塞進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整(見表6)。

表5 小集油田官979斷塊調(diào)驅(qū)段塞濃度設(shè)計(jì)Table 5 Mass fraction design during deep profile control anddisplacement for G979 block of Xiaoji oilfield

表6 段塞調(diào)整情況Table 6 Situation of slug adjustment

3.4效果分析

3.4.1 注水井效果分析 小集油田官979斷塊方案部署注入井9口，目前已經(jīng)全部施工。截止2013年6月下旬，官979斷塊9口井注水指標(biāo)均好轉(zhuǎn)，平均注水壓力由13.6 MPa 上升至17.2 MPa，90 min井口壓降由9.6 MPa減緩至4.4 MPa，啟動(dòng)壓力由11.4 MPa 上升至15.1 MPa(見表7)。

3.4.2 區(qū)塊開發(fā)效果分析 官979斷塊2011年8月開始試注，2012年2月全面投注。經(jīng)過調(diào)驅(qū)，斷塊生產(chǎn)形勢(shì)明顯好轉(zhuǎn)，斷塊日產(chǎn)油水平逐漸上升，由調(diào)驅(qū)前的48 t/d，上升至2013年5月底的69.81 t/d，提高了21.81 t/d，14口調(diào)驅(qū)受益油井，見效13口，見效率92.86%，受益井純?cè)鲇? 500 t。

表7 試驗(yàn)區(qū)調(diào)驅(qū)前后注水指標(biāo)變化情況對(duì)比表Table 7 Change of water injection index before and after profile control and displacement at test field

4 結(jié)論

(1) 試驗(yàn)區(qū)調(diào)驅(qū)井根據(jù)注水壓力、吸水狀況及壓降速率等資料數(shù)據(jù)，結(jié)合竄流通道識(shí)別的結(jié)果進(jìn)行分類設(shè)計(jì)調(diào)驅(qū)段塞結(jié)構(gòu)，充分體現(xiàn)了單井個(gè)性化設(shè)計(jì)，實(shí)施針對(duì)性強(qiáng)。

(2) 大劑量深部調(diào)驅(qū)技術(shù)采用封堵能力強(qiáng)的連續(xù)凝膠與驅(qū)油效果好的SMG微球凝膠交替注入，提高了調(diào)驅(qū)劑與油藏的適應(yīng)性與匹配性，整體實(shí)施效果顯著。

(3) 在調(diào)驅(qū)實(shí)施過程針對(duì)壓力上升幅度及受益油井見效情況等，及時(shí)對(duì)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)驅(qū)注入量及段塞進(jìn)行優(yōu)化調(diào)整，可保證實(shí)施效果的持續(xù)有效。

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(編輯 宋官龍)

Application of High Dose Deep Profile Control Technology in High Water Cut and High Recovery Percent Reservoir of Xiaoji Oilfield

Lin Yun

(OilProductionTechnologyInstituteofDagangOilfield,Tianjin300280,China)

After 30 years of water flood development, G979 block of Xiaoji oilfield has entered high water cut and high recovery percent development period, and the remaining oil is highly scattered. In this situation, the basic physical and chemical properties of KN corss-linked polymer and SMG microsphere gel for high temperature reservoir were studied. The results showed that the gel synthesized by HPAM (hydrolyzed polyacrylamide) and KN crosslinking agent could be long-time stable with constant viscosity of 100 000 mPa·s at 113 ℃. And the residual resistance factor of it in core with permeability of 3.0 μm2reached to above 20, exhibiting good plugging performance. SMG microspheres could resist 120 ℃ and their sizes increased obviously due to swelling at high temperature, which tended to plug the high permeability and would change the direction of the injected water during the follow-up water flooding stage, with the ultimate purpose of enhancing oil recovery. The KN corss-linked polymer and SMG microsphere gel for high temperature reservoir were optimized for the deep profile control test. Meanwhile the formation, well pattern, injected volume, plug structure were studied and optimized, combining with the adjustment of injection parameters on time. After large dose deep profile control applied in G979 block, the development effect and the water injection indexes have been significantly improved. Until June 2013, 13 wells out of corresponding 14 wells have taken effect and the increasing oil amount 9 500 t.

High dose； Deep profile control； Microsphere； High water cut and high recovery percent reservoir

2014-07-01

：2014-07-28

林云(1983-)，女，碩士，工程師，從事調(diào)驅(qū)技術(shù)研究；E-mail：dg_linyun@petrochina.com.cn。

1006-396X(2014)05-0085-07

T357.46； O648

： A

10.3969/j.issn.1006-396X.2014.05.018