蒙古林砂岩油藏可动凝胶井组试验效果评价及扩大现场试验方案研究

1、 1 前 言 蒙古林砂岩油藏自1989年10月全面投入注水开发后，含水上升快，产量递减迅速，于1994年即进入高含水采油阶段，目前已处于“三高”开发阶段，为继续保持处于特高含水期开发油藏稳产，提高油田采收率，于2000年与北京规划院采收率所进行合作，通过开展物理模拟、油藏工程、数值模拟等技术手段进行精细研究、反复论证，认为在蒙古林砂岩实施可动凝胶驱三次采油是可行的，并经研究院、采研院、二连公司反复论证，编制在砂西北部蒙18-11井区（阿16、蒙16-10、蒙15-8、蒙18-11四个井组）进行可动凝胶调驱试验的蒙古林砂岩油藏注可动凝胶驱油试验现场实施方案。 根据方案设计， 试验分三个段塞进行：

2、调剖段塞、主段塞、接替段塞。地面改造于2002年4月25日开始，到目前试验已全部结束，现已转入后续注水。从目前试验区的生产情况看，试验已取得较好的效果，提高了阶段采收率。表明在蒙古林砂岩油藏进行可动凝胶调驱，可以改善不利的流度比，扩大水驱波及体积，提高水驱油效率，达到改善改善开发效果的作用。 为进一步扩大该项技术在蒙古林油田的应用规模和效果、进一步系统配套完善该项技术，油田公司决定在砂岩北区开展可动凝胶扩大试验。 本报告在总结评价砂西可动凝胶调驱先导试验区效果的基础上，进行扩大试验区现场实施方案的设计。 一、油藏特征 1、油层分布 2 蒙古林砂岩油藏位于二连盆地马尼特凹陷阿尔善构造带北部，大体

3、呈一个宽缓的背斜构造。地质储量1272104t，含油面积23.8km2，内部被断层分割为北、中、西三个断块。 纵向上分为三个小层，1、2小层属水下扇扇端沉积，以粉砂岩和泥质粉砂岩为主，3小层砂体属水下扇扇中沉积，分布范围广，厚度大，平均有效厚度4.8m，以砂砾岩和砾状砂岩沉积为主，油层物性好。 平面上，砂岩油藏砂体是物源来自西北的席状砂，砂体总的分布趋势从西北向东南逐渐减薄至尖灭。 3#小层西北部厚度较大，一般4.0-7.0m；中部次之，一般3.0-6.0m，东南部最薄，仅在1.0-3.0m之间。平均单井有效厚度4.8m，储量占油藏储量的70%。 2#小层在全区分布不稳定，平均单井有效厚度仅1

4、.6m，储量占砂岩油藏储量的17%。 1#小层在仅在局部发育，厚度一般在1.0-3.0m，平均单井有效厚度1.4m，储量仅占13%。 从油层分布及各小层所占储量比例分析，3#小层为油藏开发主体。 2、储层非均质性 储层层内非均质性严重，砂岩油层1号层渗透率级差8.6，突进系数2.5，变异系数0.92；2号层渗透率级差6.98-60.4，突进系数2.2-3.1，变异系数0.87-0.93；3号层渗透率级差21.5-34.3，突进系数1.9-2.38，变异系数0.79-0.91，三个小层都为不均质。 3、流体性质 蒙古林砂岩油藏原油物性较差，具有高密度、高粘度、高胶质+沥青质、高初馏点、低凝固点、

5、低含硫、中含蜡，其地下原油粘度高达179mpa.s， 3 属于普通稠油油藏，地下油水粘度比达到206左右，地层水矿化度低，水型为NaHCO3型。 二、开发特征 （一）油层动用状况分析 统计122口井，共371层，有效厚度1003.8m，其中动用369层，厚度1000.4m，占总层数的99.46%，占厚度的99.66%。仅剩2层2.4m的厚度尚未动用，均为二类差油层。由此可知，蒙古林砂岩油藏内油层的动用程度已经很高，不存在动用新层的潜力。 蒙古林砂岩油藏为正韵律沉积的砂体，纵向上油层非均质性严重，注水开发以后，注入水首先进入下部3#小层。根据吸水剖面分析，只有3#小层吸水，非主力1、2#不吸水，

6、为了提高非主力层的水驱状况，在1、2#小层相对发育区进行分注，共分注7口井，分注后，提高了1、2#小层吸水，共增加12层35.8m的吸水厚度。但从油井产液剖面分析，在1、2#小层相对发育区，纵向上主产液层为下部3#小层，1、2#小层的产液量仅为占10%左右，而含水已高达80%以上。为了降低层干扰，提高1、2#小层的生产潜力，在1、2#发育区的高产液、高产水井实施卡水，卡下部3#层，单采1、2#，从卡水效果对比中也可以看出，油井卡水前平均单井日产液量90.2t/井下降到7.1t/井，油量仅1.1t，含水达到84.5%，表明1、2#小层生产接替潜力差，3号小层是油藏开发主体。 （二）开发阶段划分

7、蒙古林砂岩油藏自89年10月全面注水投入开发，到2002年4月共有生产井123口，开井113口，日产油341t，剩余可采储量采油速度达到17.85%，累计产油243.0932104t，可采储量采出程度达到78.67%，综合含水达到90.88%。根据含水的变化可将油藏的开发历程分为四个阶段： 低含水阶段（020%）：1989年10月1990年12月，含水迅速上升， 4 含水上升率达11.89%；阶段采出程度为2.55%。 中含水阶段（2060%）：1991年1月1994年6月。含水稳定上升，含水上升率为6.56%，阶段采出程度为6.0%，可采储量采油速度为24.75%。 高含水阶段（6090%）

8、：自1994年7月1998年11月。该阶段含水上升率控制在3.48%，阶段采出程度达到6.42%，可采储量采油速度为26.43%。 特高含水阶段（9095%）：自1998年12月油田进入特高含水开发阶段。含水上升率控制在1.0%以内，阶段采出程度达到5.31%，可采储量采油速度为21.86%。 油井见水早，含水上升快的主要原因是由于地下油水粘度比高。根据高压物性资料分析，砂岩油藏地下原油粘度为124.7mpa.s，地下油水粘度比达到206左右，国内外油田开发经验，只要油水粘度比大于15，开采速度大于1%，地下油水界面就不会实现稳定驱动，并且其不稳定性随着油水粘度比的增加而加剧。蒙古林砂岩油藏从

9、注水开始就出现指进现象并影响到整个开发过程，造成油井见水早，注水波及程度很低，水驱油效率低。 （三）主力油层3#小层水淹程度高，水驱油效率低 蒙古林砂岩油藏由于主力油层单一，注水开发以后，注入水主要进入下部主力层，主力油层的水冼程度高。主要表现在以下几个方面： 第一，由于蒙古林砂岩油藏为正韵律沉积的砂体，下部油层物性好，为主产液、主吸水层，经过多年注水开发后，3#小层的水淹程度高，尤其是油层底部的33小层，导致在蒙检1、蒙检2和蒙检3三口密闭取芯井中，33小层均未取出完整的岩芯。 第二，由于地下油水粘度比大，达到206左右，导致注入水指进现象严重，在油水井连线上形成高渗通道。示踪剂测试结果，示

10、踪剂推进速度最快可达到192m/h，平均推进速度达到14m/h，由于地下存在高渗孔道， 5 注入水快速指进，水驱油效率低。 第三，根据剩余油分布研究结果，平面上剩余油主要分布于井间三角形中心位置，而在油水井连线上水淹程度高。纵向上，受沉积韵律影响，33小层剩余油饱和度低，水淹程度高，而31、32小层的剩余油饱和度较高，剩余油储量高。 三、可动弱凝胶调驱现场试验效果 （一）现场实施方案简介 1、弱凝胶注入方案设计 在北京院采收率所研究工作基础上，根据蒙古林砂岩油藏地质特征，结合室内模拟试验，确定凝胶调驱试验注入段塞及各段塞的用量与聚交比。 现场试验采用清水配制凝胶溶液。 段塞 化学浓度（mg/l

11、） 注入 液量 (m3) 注入 PV 注入 时间 （天） 注入液量（m3） 聚合物 A剂 B剂 膨体 M15-8 M18-11 A16 M16-10 1调剖 3000 300 500 6500 9 1300 1100 1000 400 500 3000 2100 2000 2可动凝胶 1000 40 350 143370 0.053 270 27070 42220 29970 44110 3可动凝胶 800 32 350 71980 0.027 136 13600 21214 15000 22166 合计 215350 0.08 406 40670 63434 44970 66276 平均日注

12、 100 156 111 163 调剖段塞采用两种配方：蒙18-11、16-10井采用体膨性调剖剂进行调剖；阿16和蒙15-8井采用高浓度凝胶体系进行调剖。 方案实施三级段塞采用连续注入方式注入，设计总注入液量22.8150104m，占地层孔隙体积的0.08PV，设计总注入时间为415天。与水驱方案计算结果做基础对比，投资有效期到2008年，有效期内预测累计增油6.6104t，可提高采收率4.19%，可获财务净现值1743万元，内部收益率和投资回收期分别为62.4%和2.22年。 6 2、现场注入工艺方案 为了降低可动凝胶剪切率，便于管理，驱替试验注入系统设在蒙一计后面，凝胶体系采用清水配制，

13、采用撬装式注入设备连续注入。 1）配电系统 配电取至蒙一计旁蒙211线10KV线路，配电控制柜安置在注聚泵旁，用一台变频调速器控制泵的排量和电机软启动。 2）供水系统 用注聚站现有的两台供水泵供水。 3）采油系统 根据试验要求，试验区有9口水力泵井，其中有6口井需进行采油方式转换需转抽作为监测井见下表： 蒙古林油田试验区转抽井表 序号 转抽井号 分布计配站 备注 1 M16-9 一计 上偏心 2 M17-9 一计 3 M17-11 一计 上偏心 4 M14-8 二计 5 M19-11 四计 6 M18-9 四计 （二）方案实施 1、配套工艺改造情况： 第一，对六口水力泵井进行采油方式转换，上偏

14、芯两口蒙16-9与蒙17-11井。配套进行以上三座计配站的消气器安装。 第二，依据方案设计进行供水系统与配电系统的改造，采用双线供水。 第三，采用简易撬装式注入设备，满足小区域进行三次采试验的需要，并直接用注聚泵连接配液池出口吸聚，免去安装供液泵，降低地面管线剪 7 切损耗率。为保证设备过冬，在蒙一计后搭建活动板房，采用电暖气取暖，温度在10-16，达到了冬季施工温度大于5的设计要求。 第四，为了降低凝胶液通过角阀的剪切损耗率，采用先进的降剪切流量控制阀，降低了地面剪切损耗率，粘度剪切损耗率控制在10%以内，保证了注入液到达地下的粘度。 2、各段塞注入完成情况 根据蒙古林砂岩油藏地质特征，结合

15、室内模拟试验，确定凝胶调驱试验注入段塞及各段塞的用量。到2003年6月25日试验各段塞已顺利结束，目前已转入后期注水阶段。实际总注入液量22.1854104m3，占地层孔隙体积0.08PV，实际注入时间为412天，各段塞完成率均达到100%。 调剖段塞65006376504100.10.0024主段塞143370533143370100.00.053接替段塞7198057071980100.00.027合计221850570221854100.00.08注入段塞注入地下烃孔隙体积pv配注m3日注m3/d段塞注入量m3完成率% 其中：调剖段塞，总注入时间10天，注入液量6504m3；可动弱凝胶调

16、驱主段塞，总注入时间267天，注入液量143370m3；接替段塞，总注入时间135天，注入液量71980m3。 在现场实施过程中，通过室内试验与取样化验结果，对各个段塞的聚交比进行了调整。 调剖段塞主要是对高强凝胶体系的配方进行优化，优化后聚交比由方案设计的10：1调整为20：1，但其成胶强度不变（见下表）。 井号 调剖 段塞配方浓度（调整前） 段塞配方浓度（调整后） 8类聚合交联调节聚交聚合交联调节聚交A16高强凝胶体300030050011300015070021M15-8 可动凝胶调驱段塞聚交比由25：1调整为30：1，优化后凝胶液成胶状况与调整前基本一致。 配方 方案设计 现场优化 聚

17、合物浓度(mg/l) 1000 1000 交联剂浓度(mg/l) 40 33.1 调节剂浓度(mg/l) 350 350 聚交比 25：1 30:1 3、动态监测 在试验过程中，依据方案设计，严格录取各项监测资料：自2002年6月开始到试验结束，进行了每批药品均进行监测，保证药品质量；注入井凝胶液的粘度及成胶性能监测；油水井动态监测等，共录取资料4924个。 动态监测工作量统计表 项目 单位 试验前 试验后 产液井次 4 9 吸水剖面 4 4 氧活化 8 硼中子 1 2 凝胶成胶性能 3 134 药品质量 聚合物 次 1 9 交联剂 次 1 9 调节剂 次 1 3 指示井次 4 35 压力恢复

18、 3 9 压力降落 4 产出液 聚合物浓度 129 1376 铬离子浓度 129 1376 含水 129 1376 聚合物水解 18 原油全分析 3 产出水全分析 3 9 静压 1 4 示踪剂 井组 4 9合4384486 1）引进大庆氧活化测井新工艺，测试四口注入井吸水剖面8井次。 2）油井取样落实产出液中聚合物、铬离子浓度变化及含水，为试验区效果分析以及合理调整试验区边缘注水提供可靠资料。 3）为了正确评价试验效果，在后续注水阶段，继续加强产吸剖面与压力恢复监测工作。 4、跟踪分析，及时进行注入量及注采比调整 1）在注胶阶段，由于试验区内部注采比偏低，造成内部油井区地层亏空较大，导致周边注

19、水井的注入水向试验区内部突进，影响了边部油井的受效程度。为改善试验区边部油井的受效状况，对试验区周边注水进行水量调整，注采比控制在0.8左右，共调整4井次，降低日注水量100 m3。同时结合调剖，减缓注入水突进速度，提高试验区边部油井的受效程度。 2）调整试验区单井注入量 由于注聚泵泵况、M16-10返排试验和区域停电等问题导致试验区注胶时间延长，单井接替段塞注入完成时间不统一。为了保证试验效果及注入系统正常运行，在总结试验区的各注入井注入压力变化和动态监测资料综合分析的基础上，结合系统的运行能力，与研究院结合，于2003年5月21日对四口注入井日注量适当上调，调整后注入量由530m3/d提高

20、到570m3/d。 可动凝胶试验区配注调整 方案设计配注量（ m3/d） 井号 调整后 阿16 111 120 蒙15-8 100 110 10 蒙16-10 163 180 蒙18-11 156 160 合计 530 570 3）后续注水阶段注采比确定 试验区于2003年6月26日转入后继注水阶段，为减缓注入水快速突进，提高试验效果，对试验区后续注水政策进行定性研究。 总结国内各大油田进行三次采油后的矿场试验及数模结果表明，后续注水阶段在注采比保持0.8左右，增油降水效果最优。 结合试验区的地质特点，如果注入量过大，将可能使注入水快速突破，发生“窜流”；如果注入量太小，将不利于前期注入可动凝

21、胶溶液的推进，达不到扩大波及体积的目的，从而影响试验的效果。从四口注入井注可动凝胶后的注入压力变化情况来看，注入压力平稳上升后基本稳定。为了补充地层能量，保证油井的开发效果，经与研究院结合，将试验区的注采比确定在0.91.0之间。 因此，在转入注水初期，日注量由注胶时的570 m3下调日注水420 m3，调整后试验区开发形势表现为产液量继续下降，含水下降，日产油量稳定。 （三）可动凝胶驱试验效果评价 1、现场注入工艺流程评价 1）采用双线供水，日供水量达到600m3，保证了试验配液用水530 m3需求； 2）采用简易撬装式注入设备，具有以下特点：第一，经济实用性强，满足试验的配注要求，采用活动

22、装置，可移动性好。同时又节约了建站成本，突出了经济实用性。第二，采用集中配制注入工艺。撬装式注入设备，改变了国内目前注交联聚合物应用的聚合物和交联剂分别注入，管线中混 11 合的方法，而采用了聚合物和交联剂在储罐中混合配制注入，从而极大的提高了成胶性能。第三，注入泵采用变频调速装置来调节流量，避免了用阀门调节流量造成的剪切损失。第四，采用负压倒吸装置，使聚合物、交联剂和稳定剂三者在储存罐中尽量均匀混合配制注入，从而极大的提高了成胶性能。 3）单井流量控制采用的是低剪切流量控制阀装置，避免节流造成大的损失，满足试验的要求。根据现场取样监测，采用低剪切流量控制阀后，剪切损耗率控制在6-9%，达到方

23、案设计小于10%的要求。 4）可动凝胶调驱先导试验在蒙一计整体注入，为了便于管理，保证设备过冬，在蒙一计后搭建活动板房。 由于二连冬季气候寒冷，为了保证试验连续注入，采用电暖气进行保温，室内温度在10-16，满足冬季施工温度大于5的设计要求。 2、凝胶体系成胶性能评价 在试验过程进行多次取样化验，将样品放置一周，试验室内在室温下采用3#转子2转/分每天监测其粘度，了解凝胶液成胶情况。化验结果表明样品的粘度增大，两天后粘度达到1.0104mpa.s以上，随着时间延长其粘度逐步增大，由此可以说明凝胶液的成胶性能好。 在室内化验结果不能反映凝胶液注入地下后成胶状况，为了正确评价凝胶液在地下成胶状况，

24、于2002年9月12-13日在蒙16-10进行返排试验。 根据现场观察，在返排过程中，取样阀门处有明显的大块通过，并发生堵塞现象，出液管间断不出液，到13日下午，排出液量395.8m3后，流压降到0，停止出液，但关井后压力又恢复到8-9MPa，表明井底有堵塞现象。结合取样化验结果，分析认为堵塞物质胶体，表明凝胶液在地下成胶 12 状况良好。从化验结果分析，随着排液量的增加，粘度逐渐增大，由于受到取样阀门的剪切，在排出345m3时，其粘度达到2780 mpa.s，表明聚合物在地下粘度应高于2780 mpa.s，成胶后性能较好。 3、可动凝胶调驱试验效果评价 蒙古林砂西共有见效井15口，占区域总井

25、数的88.23%。油井见效后，日产液量整体呈下降趋势，由2002年5月916t下降到目前826t，日产油量由72t上升到92t，综合含水由92.1%下降到88.9%，动液面由499m下降到目前的590m，下降了91m。目前累计增油1.8085104t。与方案对比见效时间较方案提前，见效后生产状况相对平稳，到目前没有出现方案预测的主峰值。根据水驱特征曲线初步预测，可提高采收率5.09个百分点，增加可采储量8.91104t，略高于方案设计。 进入后续注水以后，试验区的产量保持稳定，液面保持稳定。总结试验效果主要有以下几点： 1）封堵了地下高渗孔道，扩大波及体积 注胶以后，封堵了地下高渗孔道，扩大水

26、驱波及体积： 从四口注胶井的注入压力变化来看，注入压力均有不同程度上升，平均注入压力由调剖初期8.77MPa上升到11.05MPa，上升了2.28MPa。表明试验开展后地下高渗孔道得到封堵，减缓了注入液的推进速度，注入压力上升。 注水 注入井注入压力变化调剖 主段段塞 接替段塞 未期 压力 MPa 10.6 11.4 11 日注初期 未期初期 未期 初期 井号 水m3/d MPm3/dMPa 压力MPa 日注 m3/d 压力MPa 压力 MPa 日注m 3/d 压力 MPa M15-8 134 9 221 6.7 8.1 101 7 9.8 107 9.9 A16 153 10.6 182 1

27、0.1 10.7 113 10 11 120 11.2 M16-10 180 10.2 194 10.2 10.5 166 9 10.2 178 10.4 13 M18-11 176 8.1 194 8.1 9.2 158 10.2 10.6 168 10.8 11.2 试验前为了研究地下高渗孔道的分布方向及范围，对试验区的四口水井进行示踪剂测试，测试结果表明沿水下扇沉积古水道方向示踪剂推进速度最快，达到109.09m/h，表明注采井间存在高渗孔道。 但从生产井监测的聚合物浓度和铬离子浓度均保持较低水平，聚合物浓度在50mg/l，铬离子浓度大部分井监测不出，而且聚合物与铬离子浓度变化不同步，分

28、析认为初期聚合物含量变化大是由于在该区域长期调剖造成地层污染所致。注胶后聚合物和铬离子含量长期均保持低水平稳定，表明注胶以后，有效地封堵了地下高渗透带，扩大了波及体积。 油井压力恢复反映地下高渗孔道得到封堵，扩大波及体积 注胶后试验区油井所测的两次压力恢复曲线均反映，在探测半径为300m范围内，蒙17-10井在径向流段后期曲线出现边界反映，结合对应水井所采用的调剖剂类型及示踪剂资料分析，该井所遇到的高压边界为蒙18-11井调剖前缘。原因是蒙18-11和16-10井采用水膨体作调剖剂，调剖剂首先进入高渗孔道，在地下快速膨胀堵塞大孔道。分析认为是高压边界，计算边界距油井226m，而此时对应注入井所

29、注入的胶体在地下理论驱替半径为47.4-57.8m，平均为50.97m。表明注胶以后，地下高渗孔道得到封堵，减缓注入液指进速度，使注入胶体在地下呈近似均匀推进，扩大波及体积。 采用高强度凝胶作为调剖剂的，由于凝胶成胶时间长，成胶强度相对于膨体而言要低，其封堵程度要低于膨体，因而对应油井的压力恢复曲线在径向流段后期也出现了上翘，但上翘的幅度小。 注胶井的注入压力逐步上升、吸水指数逐步下降。注胶以后，单井的注入压力一直呈缓慢上升趋势，平均注入压力由注胶前8.3MPa上升到 14 11.0MPa。吸水指数下降，典型如蒙15-8井，注胶以后，指示曲线向压力轴偏移，吸水指数由151.25m3/MPa.d

30、下降到96.25m3/MPa.d，说明注胶以后，由于可动凝胶的粘度比水的粘度大，降低了水油粘度比，增加了地层的流动阻力，提高驱油效率。 蒙15-8井吸水指数对比曲线6.07.08.09.010.011.0424446484104124144164184204压力日注水量线性 (2002.6.7)线性 (2002.10.12) 随着地下凝胶逐步成胶，封堵地下高渗孔道，减缓注入液突进速度，使注入液进入地下中高渗孔道，扩大驱油面积。 2）改善了产吸剖面 试验前后所测油水井的产吸剖面分析，注可动凝胶以后，缓解层间矛盾，在注水井表现为提高非主力层的吸水量，降低主力油层的吸水量；油井反映降低主力油层的产液

31、与含水，提高非主力的产液。 根据注胶前后的吸水剖面变化，注胶以后首先有效地缓解了主力层3#小层层内矛盾，逐步提高31细层的吸水，扩大纵向波及体积。 蒙古林砂岩油藏沉积模式为正韵律沉积，下部33小层的物性最好，其次为31、32小层，上部1、2小层物性最差。下部33小层为主吸水主产液层，注胶以后，可动凝胶首先进入物性最好的33小层，随着可动凝胶在地下不断成胶，使各细层吸入状况呈阶梯式变化，降低了33小层的吸水能力，逐步提高32小层的吸入量，其次是提高31小层的吸入量。根据吸水剖面统计，3#层层内加强31小层的吸水，增加吸水厚度3.6米2层，吸水强度得到提 15 高的有3层7.8米。 纵向上1、2#

32、小层相对发育区，注胶以后，可动凝胶液首先进入高渗透层，即底部的3#小层，随着可动凝胶逐步成胶，粘度增加，地下高渗透条带逐步得到封堵，引起主吸水层的吸水能力下降，提高启动压力，随着注入压力逐步升高，达到1、2#小层吸水启动压力后，使1、2#小层吸水，有效地缓解了层间矛盾，改善了吸水剖面，降低了高渗层的吸水量，提高了低渗层的吸水量，增加了3层7.8米的吸水厚度。 典型如蒙18-11井，注胶前后三次吸水剖面对比分析，注胶前只有32-3小层吸水，注胶以后，高渗层32-3小层的相对吸水量逐步下降，由注胶前的100%下降到38.04%，提高了31小层的吸入量，由注胶前相比，由不吸水提高到61.96%，随着

33、可动凝胶液注入量的增加，封堵强度不断增大，使注入液的推进速度进一步减缓，注入压力进一步提高，在注入压力达到1、2#小层吸水启动压力后开始吸水，从注胶后期的吸聚剖面反映出下部3#小层的相对吸入量进一步下降，32-3小层的吸入量由38.04%下降到17.29%，31小层的吸入量由61.96%下降到50.82%，1、2#小层的吸入量提高到31.89%。说明注可动凝胶以后，缓解了层间矛盾，可动凝胶溶液对注入井的剖面起到了一定的调整作用。 16 在1、2#小层相对不发育区，纵向上剖面变化不明显：如蒙15-8井，由于1、2#小层仅发育类有效厚度，物性较差，吸水启动压力较大，在较低的注入压力水平下，难以达到

34、其吸水启动压力，导致注胶前后层间吸水状态未发生变化。 由于凝胶液在地下不断成胶，逐步封堵地下高渗孔道，减缓了注入液的推进速度，一方面降低了主产液层的能量供应，使主产液层的液量下降，另一方面，由于注入的推进速度减缓，在注入压力尚未达到非主力层吸水启动压力时，注入液将进入中低渗透区域，扩大驱替范围，提高了驱油效率，降低主产层的含水。 17 剩余油研究结果，剩余油主要分布于31-2细层，随着吸聚剖面呈阶梯式变化，逐步提高了31-2细层的驱替范围，扩大波及体积，在产液剖面上反映出主力层的产液量下降，含水下降；在注胶后期随着非主力层吸入量增加，使非主力层的能量供应得到加强，非主产层的液量增加。 试验前后

35、对比，低渗透1、2#小层的相对产液量由调驱前的14.1%上升到15.6%，上升了1.5个百分点，而高渗透主产层3#小层的相对产液量由85.9%下降到84.4%，产油量增加，由6.65t上升到7.8t，含水由93.8%下降到93.5%。如蒙17-10井，试验前后对比，3#小层的相对产液量由92%下降到87.5%，1、2#小层上升到12.5%。 3）提高了阶段采收率，增强了稳产基础 实施可动凝胶驱替后，取得较好的增油降水效果，生产形势明显好转 从试验区17口井的生产曲线分析，有15口井表现出见效。油井见效后，试验区的生产形势明显好转，日产液量整体呈下降趋势，由2002年5月916t下降到目前826

36、t，日产油量目前表现为相对稳定，与试验前相比，由72t上升到92t，含水由92.1%下降到88.9%。 从油井的动液面变化分析，油井的动液面呈连续下降的趋势，与试验前相比，动液面由499m下降到目前的590m，下降了91m。到后续注水阶 18 段，由于注水补充了地层能量，液面停止下降，趋于稳定。 后续注水阶段，内部注胶井在注胶期间由于注采比偏低，导致油井周围地层压力下降，为了补充地层能量，保证开发效果，减缓注入水的突进速度，将试验区的注采比确定在0.91.0之间。同时为减缓边部注水井的注入水向试验区内部突进，对边部注水井实施控制注水，注采比控制在0.70.8之间，并对边部水井进行调剖，改善了试

37、验区边部油井的受效状况。 统计试验区边部7口油井中，除两口水力泵井外，剩余5口油井，产量稳产的有2口，产量上升的有3口，典型如蒙15-10井，在对应水井蒙14-9井下调注水量，注水量由120m3下调到60m3，并实施调剖，该井的产量由2t上升到8t，含水由90.4%下降到62.2%。 实施注水调整后，试验区仍保持较好的开发效果，与注胶结束前相比，恢复注水后日注量由注胶时的570 m3下调日注水420 m3，调整后产液量继续下降，日产液量由854t下降到826t，但下降幅度减缓，日产油量稳定于92t，含水继续下降，由89.2%下降到88.9%，区域的液面保持相对稳定。 与方案对比，见效时间较方案

38、提前，截止到2003年9月底，试验区累积增油18085t。见效后的生产状态相对平稳，产油量稳定。 对比项目 预测值 方案设计值 差值 累增油量（吨聚合物利用率阶段提高采收率（104t） 8.91 6.6 2.31 %） 402.2 5.09 308.3 4.19 93.9 0.9 提高了阶段采收率，增加可采储量 通过可动凝胶调驱试验，实现了增油降水的目的，提高了试验区的阶段采收率，增加了可采储量。 19 从试验区的水驱特征曲线可以看出，注胶见效后，曲线向累计产油量轴偏移；含水与采出程度关系曲线反映出，见效后，含水进一步下降，曲线向30%采收率偏移。 试验区含水与采出程度关系曲线25303519

39、204060801000510152025303540采出程度（%）含水（%） 根据水驱特征曲线预测，现阶段可提高采收率5.09个百分点，增加可采储量8.91104t。 可动凝胶试验区水驱特征曲线1001000192123252729313335累计产油累计产液 4）经济效益评价 增油量预测：截止到2003年11月底，已累积增油18085t，预计有效期7年，到2008年年底累积增油8.91104t。 经济效益评价： 试验总投入1314万元；吨油价格2002年1291.8元、2003年1650元，吨油操作成本533.8元，吨液成本3.5元/方，污水处理费0.5元/方。 到2003年11月底，已累

40、积增油18085t，新增产值2829.4975104t， 20 降低无效产液129582m3，节约成本51.8328104元，扣除操作成本和税收1537.2562104元、试验投资1314104元，到目前创效益30.081104元，已全部收回投资。预计有效期内增油8.91104t，可创纯利润5059.77万元，投入产出比为1：3.85。 （四）现场试验几点认识 1、强化前期研究，科学、精细进行现场实施方案设计。 2、强化管理、周密组织、精心运作，保证试验顺利进行。分公司组成了现场实施领导小组，进行组织协调。每周开一次协调会，每月进行一次小结，出现问题及时解决，保证了试验的顺利进行。 3、采用撬

41、装式注入工艺流程适应中小区块进行可动凝胶调驱的需要： 试验采用简易的地面撬装式注入系统，可移动性好，节约了建站成本，经济实用性强；采用集中配制注入，便于管理。 搭建活动板房，采用电暖气保温，保证了高寒地区三次采油连续注入。 通过采用降剪切的控制阀后，避免节流造成大的粘度损失，降低了胶液通过阀门的剪切率，使剪切损失率控制在合理范围内。 加药时采用负压倒吸装置，使聚合物、交联剂和稳定剂三者在储罐中均匀混合配制，极大地提高了注入剂的成胶性能。 四、扩大可动凝胶驱油试验实施方案 通过在砂西进行可动凝胶调驱试验取得了比较好的效果，表明凝胶驱替技术对二连孔隙型砂岩油藏具有较好的适应性，为了进一步改善油藏的

42、开发效果，提高油藏采收率，为全面评价可动凝胶调驱的效果，在蒙古林砂岩油藏进行可动凝胶调驱扩大试验。 （一）扩大试验区概况 21 1、扩大试验区的选择 可动凝胶试验井区的选择主要依据以下原则： 注采井内连通性较好，注水井所对应的油井数量多； 油层厚度较大，且存在一定的纵向和平面非均质性； 层间物性差异较大，可动凝胶调驱后，尽可能实现多层吸水； 根据以上原则，结合蒙古林砂岩油藏的地质和生产现状，并与先导试验区进行对比，选择砂北断块中部的M17-16、M16-14N、M16-18、M15-15、M15-18、M14-16六口井为调驱井，一线受效油井12口。其中M14-16、M15-15、M15-18

43、、M17-16、M16-14N为2002-2003年新转注井。 2、开发中存在的主要问题 1）注入水沿油水井连线推进速度快，示踪剂推进速度最快达到933m/h，平均推进速度为383m/h，表明地下存在高渗大孔道，水驱油效率低。 2）目前已进入特高含水开发阶段，综合含水91.2%，目前有两口井已经生产含水已达100%，其余各井均在90%以上。 3）1、2小层动用状况差，3号小层水淹程度高，地下水体连片，但3号小层剩余油占剩余油总量的66.3%，仍为油藏开发主体。 4）经过多轮次的调剖，注入井近井地带堵塞严重，注采压差大，压降与压恢资料反映，目前注采压差达到7-8MPa。由于注采压差加大，造成注入

44、井注水困难，油井反映供液能力不足，影响了油藏开发效果。 3、试验区生产现状 可动凝胶驱油扩大试验区含油面积1.7km2，控制储量为183104t。 截止2003年4月，有油井14口，开井12口，日产液708t，日产油62t，含水91.2%，累计产油56.73万吨，采出程度23.6%；共有水井9口， 22 开井6口，平均单井日注水量67方，累计注水221.08万方，累计注采比1.14。 （二）注入方案设计 1、单井措施方案 1）单井酸化解堵 由于M16-18和M15-15井的注入压力偏高（分别为13.7Mpa和11.1Mpa），如果不进行解堵措施，在试验过程中，会因注入压力的升高出现注入能力下降

45、或注不进的情况。因此建议在注胶前进行解堵处理，恢复注入井的注水能力。 2）水井卡层 蒙14-16和蒙15-18井为砂砾岩合注井，为了保证砂岩油藏凝胶驱替效果，在注胶前应对上述两口井进行卡层措施，卡封下部砾岩，单注砂岩。 2、注入方案设计 在砂西先导试验区配方优化后现场取样化验结果证明凝胶液的成胶性良好，扩大试验区继续采用砂西先导试验区的配方进行方案设计。 1）调剖段塞设计 调剖段塞采用高强度凝胶体系，配方与砂西一致。设计调剖段塞累计注入量为7200 m3，注入地下孔隙体积0.0026PV，总注入时间为10天。 扩大调 驱井号 调剖时间 (m3) 管线压力(MPa) 油压MPa) 单井 日注 设

46、计调剖段 塞注入量(m3) 调剖前 (2002.10) 调剖时 (2002.11) 调剖后 (2003.2) M15-15 2002.11.20-26 1050 12.4 8.4 9.5 11.1 100 1000 M16-18 2002.12.1-11 1870 15.1 13.9 13.9 13.7 200 2000 M14-16 2002.11.26-12.3 1090 13.4 3.2 6.7 8 100 1000 M17-16 2002.11.16-25 1260 12.3 2.6 6 5 60 600 M15-18 2002.11.18-25 1470 13.4 0 4.9 4.6

47、 180 1800 M16-14N 80 800 合计 7200 23 2）可动凝胶调驱方案 通过蒙古林油田矿场先导试验的实施及现场优化配方体系，使之更有效地交联，而且经过各项跟踪检测和评价，也验证了该体系成胶性能及其稳定性非常好，尚未发现有明显的窜流和破胶现象。因此确定在蒙古林油田扩大试验区仍采用聚交比30：1，体系配方与砂西先导试验一致。 通过设计不同注入地下烃孔隙体积，设计了三套方案：0.08PV、0.06PV和0.1PV。采用数值模拟技术进行预测与效益评价结果，注入地下烃孔隙体积0.1PV方案增油效果与经济效益最优，注入时间为490天，注入量276000m3。 注入方案设计 可动凝胶驱

48、不同方案技术经济指标汇总表 方案 累增油（t） 提高采收率(%) 增油有效期（年） 净现值 （万元） 投资回收期（年） 胶驱方案1 60600 3.31 8 1276 2.15 胶驱方案2 78500 4.29 8 1690 2.07 胶驱方案3 91300 4.99 8 1952 2.03 单井注入量按以下原则进行配注：第一，整体注采比保持1：1，根据地层压力分布，确定单井的注采比，蒙14-16、16-18、15-18、15-15四口井的注采比为0.9左右；蒙16-14新和蒙17-16井的注采比在1.1左右； 1(调剖段塞)30001507007300102(可动凝胶)100033.3350

49、1075200.041923可动凝胶)80026.7350537600.0296合计1685800.062981(调剖段塞)30001507007300102(可动凝胶)100033.33501433600.0532563(可动凝胶)80026.7350716800.027128合计2223400.083941(调剖段塞)30001507007300102(可动凝胶)100033.33501792000.0673203可动凝胶)80026.7350896000.033160合计2761000.1490胶驱方案2注入液量（m3）注入PV聚合物交联剂（A剂）调节剂（B剂）化学剂浓度(mg/L)方案

50、号胶驱方案1注入时间（d）胶驱方案3段塞 24 第二，注入油压较高的井，初期适当降低其注入量；第三，靠近老注水井周边的注胶井，在老注水井关井后适当提高其注入量，以保持一定的地层能量进行开采。 蒙古林砂岩油藏可动凝胶调驱实施方案配注参数表化学剂浓(mg/L)注入量注PV注入间单井注入液()聚剂M14-16M15-15M15-18 NM16-14 M16-18M17-16调剖段30001507007200101000100018008002000600主段100033.33501792000.067320304002560020800368002560040000保护段80026.73508960

51、00.033160152001280010400184001280020000合2760000.1490466003940033000560004040060600 平均日注 95 80 65 115 80 125 （三）地面工艺实施方案 为了节约地面建设投资，便于单井注入量的调节，避免因注入工艺使凝胶剪切严重，根据蒙古林西区的凝胶注入经验，在蒙七、九计各建一套注入流程，分压力系统注入。 1）配电系统 配电取至蒙211、221线，蒙7、9计各设250KVA/10KV变台一座，注入泵房内设相应的配电柜共2个。每个站用一台变频调速器控制泵的排量和电机软启动。 2）供水系统 凝胶采用清水配制，清水取至蒙一联清水罐，升压后利用站外回水线供水到蒙7、9计配水间。 3）配液、注入装置 继续采用砂西先导试验区的配液、注入设备，7、9计各一套。 4）配套设施 在蒙7、9计后各建二栋活动板房， 200 m2房内安装注聚泵、配液装 25 置等，100 m2活动板房当作库房、值班房。 （四）监测方案 在砂北实施弱凝胶扩大调驱试验，从监测上主要