配套注水工艺技术(6)

104mg/L、成胶粘度在10×104mPa.s以上。交联缔合聚合物调剖共施工22口井，平均单井处理半径9.9m，注入缔合聚合物调剖剂1025m3，措施后注水压力平均上升4.1MPa，对应油井14口，见效7口井，油井见效率50%，日增油能力14.5t，阶段增油6400t，降水6.54×104m3。

③ 投球调剖技术

为降低调剖成本，开发了耐140℃、耐压≥60MPa的调剖球，规格：φ10、φ12、φ14、φ18mm；密度：0.998-1.098g/cm3。它适用于注水井层间渗透率差异大的井。目前累计投球调剖51口井，有效率100%，平均注水压力升高3.4MPa，平均单井日注水量减少6.1m3。吸水剖面资料显示，平均强吸水层相对吸水降25%；弱吸水层相对吸水增加26%；启动新层5.0m/2.5层，相对吸水11%，阶段增油3560t，降水1.2×104m3。效果理想。

2、调驱技术

针对中原油田高温、高盐、高硬度，化学驱采油技术受到限制特点从解决低渗油藏实际问题出发，重点在文13东块文13-194、-205、-383三口水井开展耐温抗盐凝胶颗粒调驱先导试验。自4月份开始施工以来，已有两个井组对应3口油井见效，不同程度地见到了降水增油效果，目前平均日增油10.9t/d，截止7月底累计增油1003吨。

如文13-194井组，对应的抽油井文13-104井（φ38*4.8*4），调驱施工15天后，该井开始见效，与调驱前相比，日增油4.1t/d，含水下降5.9个百分点。文13-109井（φ44*4.8*4.5）调驱前后对比，日产液由16.4t/d升至26.2t/d，日产油由0.8t/d升至3.7t/d，日增油2.9t/d，含水由95.1%降至85.9%，下降9.2个百分点，目前已累计增油106.4t。

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文33块沙二下油藏属高温、高压、低渗透复杂断块油藏，原始地层压力32.9－35.1Mpa，地层温度在101-112℃。地层水矿化度27×104mg/l，平均孔隙度为16.1%，平均空气渗透率43.6×10-3?m2，渗透率变异系数1.13以上，油层非均质性严重。文33断块Ⅰ类储层已中一强水洗，大面积水淹；Ⅱ类储层为中水洗、弱水洗或末水洗，仅局部水淹；Ⅲ类储层为低渗带，且易被污染，一般处于未水洗状态，基本上未水淹。为进一步扩大注入水波及体积，充分挖掘剩余油，决定在该区块优选文33-270、文33-33、文33-117三口井进行深部调驱先导试验，目前已编制完成低渗深部调驱工程方案，准备进入现场实施。

文33块深部调驱先导试验

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三、低渗油田注水开发效果

1、注水井配注完成率明显提高，注水压力稳中有降

通过注水工艺技术配套，中原油田注水状况明显好转，统计资料表明：目前日开井1373口，不能完成配注井为128口，欠注率已降为13.3%，与2000年的21.4%相比，下降了8.1个百分点；单井平均注水压力为20.4Mpa，与2000年相比下降了0.4 Mpa，表明注水井压力呈下降趋势。

2、低渗油田注水开发逐步见到效果