甘谷驿油田1380井区泡沫综合调驱技术研究与应用

杨海龙，兰延陵，兰张学，李君



甘谷驿油田1380井区泡沫综合调驱技术研究与应用

杨海龙1，兰延陵1，兰张学1，李君2

（1. 延长油田甘谷驿采油厂，陕西 延安 716005; 2. 延长油田子长采油厂，陕西 延安 716005）

甘谷驿油田1380井区油藏地质特征与储层特征研究表明井区长6油藏属于低渗透油藏，注水开发过程中，由于地层非均质性和天然裂缝发育等因素，极易造成油井水串、水淹，造成注水失效。针对该区设计并优化了泡沫综合调驱方案，共计在1380井区应用4次，有效改善了水驱状况，提高了注水波及面积，为该区高效水驱开发提供了有力保障。

1380井区；调驱；效果评价

1380井区为甘谷驿油田超前注水的典型，主力开发层系为长6，区块面积1.22 km2，地质储量75.087 5×104t。现有注水井11口，采油井20口，可采储量采出程度8.22%。试验井区整体呈现出剩余开发潜力较大，但由于注入压力抬升天然裂缝张启，出现单井产量下降迅速、油井见水快、见水后含水率直线上升的问题，当前区块综合含水率已达61%，由此，在单井井况改造基础上，进行有效的水驱调控是该类储层深度挖潜的关键。

1 泡沫调驱现场参数优化方案设计

基于泡沫综合调驱影响因素研究，对调驱影响因素中泡沫液注入量、泡沫液浓度及泡沫液的注入速度这三个主要的注采工艺参数进行优化。因此本次试验选取表2-1所示3个因素的5个水平，试验次数为15的正交设计表，共设计15套方案，以累积产油量为优选指标。

表2-1 空气泡沫调驱3因素5水平表

因素泡沫液注入量/m3泡沫液注入速度/（m3·d-1）泡沫液浓度,% 水平120040.1 水平240080.2 水平3600100.3 水平4800120.4 水平51 000140.5

分析表如表2-2所示。

表2-2 直观分析表

因素泡沫液注入量/m3泡沫液注入速度/（m3·d-1）泡沫液浓度,% 水平1739.89886.45875.69 水平2804.25940.35992.13 水平3925.31 012.651 002.49 水平41 010.511 001.54932.44 水平51 001.43991.29903.24 极差270.62126.2126.8 较优水平水平4水平3水平3

根据直观分析表可以得出各因素的最优值组成的参数优化方案表见表2-3，即方案为最优参数方案。

表2-3 最优方案表

参数气液比泡沫注入量/m3注气速度/（m3·d-1）泡沫注入速度/（m3·d-1）泡沫液浓度,% 最优方案3∶180030100.3

结合现场工况和计算结果最终确定泡沫综合调驱注入参数为：前置液段塞80 m3、注入最高限压10 MPa；注入速度10 m3/d、泡沫总注入量800 m3。（在注入过程中适量加入自适应凝胶，以提高封堵效果，提高后期注水波及系数）。

2 现场应用

2.1 现场注入情况

2012年8月14日，按照设计方案具体注入情况见表3-1。

表3-1 1380试验井区泡沫综合调驱试验区注入情况表

井号实注凝胶/m3前置液/m3泡沫液/m3调驱后注入压力/MPa 1380-4308.636.2150.08.6 1284226.536.636.48.8 1284-2330.036.7149.38.4 1308-7344.137.0149.67.1 合计1 209.2146.5485.38.2

2.2 调驱前试验区调驱井吸水情况测试

2012年8月14日对试验区1308-7、1284-2、1284、1380-4四口水井进行吸水情况测试，记录各井压力，关闭各井阀门后再停泵。

图3-1 试验区综合调驱前调驱井吸水能力测试变化图

由图3-1可看出，1284和1284-2两口井的吸水能力强于1308-7和1380-4两口井。

2.3 调驱后调驱井吸水测试

2012年10月31日对试验区1308-7、1284-2、1284、1380-4四口水井进行吸水情况测试，开泵使泵压达到10.5 MPa，记录压力，关闭各井阀门后再停泵。

由图2-2可看出，经过调驱之后，四口注水井的吸水能力均有所下降，这也说明了调驱效果较好，已控制住水窜通道，也为后续水驱过程中注入参数调整提供了依据。

图3-2 试验区综合调驱后调驱井吸水能力测试变化图

3 结 论

通过现场4口注水井的泡沫综合调驱，该区整体含水呈下降的趋势，并趋于稳定，产油量逐渐增加。说明泡沫综合调驱技术在该油田具有很好的适应性，通过对油层深部大孔道的封堵，有效提高了储层动用程度和注水波及面积，随着时间的延长增油控水效果会更加明显。

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Research and Application of Foam Comprehensive Profile Control Technology in 1380 Well Area of Ganguyi Oilfield

1,1,1,2

（1.Yanchang Oilfield Company Ganguyi Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 716005, China；2. Yanchang Oilfield Company Zichang Oil Production Plant, Shaanxi Yan’an 716005, China）

Petroleum geological characteristics and reservoir characteristics in 1380 well area of Ganguyi oilfield were studied. The results show that Chang 6 reservoir in the well area belongs to low permeability reservoir; in water flooding process, due to the factors of heterogeneity and natural fractures,water injection failure caused by water breakthrough and water-out easily appears. Foam comprehensive profile control scheme was designed and optimized, and the scheme was applied 4 times in 1380 well area, the water flooding condition was effectively improved, the waterflood swept area was increased, which could provide a strong guarantee for efficient water flooding development in this area.

1380 well area; profile control and flooding; effect evaluation

杨海龙（1982-），男，研究生学历，陕西凤翔人，毕业于西安石油大学油气田开发专业，研究方向：从事油田开发地质、油藏描述等方面工作。

2017-04-28

TE 357

A

1004-0935（2017）07-0682-02