CN102287172A - 一种稠油油藏采油方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种稠油油藏采油方法，该方法包括：凝胶体系调剖步骤：配置前置段塞配方的组成为0.25％聚合物+0.05％交，配置主段塞配方组成为0.2％聚合物+0.05％交，先注入凝胶体系前置段塞，后注入凝胶体系主段塞；调驱步骤：前置段塞配置0.4％驱油剂，主段塞配置0.25％驱油剂，先注入驱油剂前置段塞，后注入驱油剂主段塞；注水步骤；转换步骤。本发明施工工艺简单；调、堵成功率高，降水增油幅度大，措施成本低；针对注采关系的变化灵活制定施工方案，提高封堵成功率；利用边水自身能量驱出剩余油，扩大波及体积提高扫油面积和油田采收率。

Description

一种稠油油藏采油方法

技术领域

本发明是关于油藏采油技术，特别是关于一种稠油油藏采油方法。

背景技术

某些稠油油藏在全面注水开发以后，由于非均质性强，使注入水产生严重的舌进、指进现象，导致含水量迅速上升，使得大部分油井被水淹，采用常规水驱和单一调剖、堵水措施时效果明显变差，产油量迅速下降，可由最高的270t/d下降到23t/d。这种情况下，油田的开发方式需要转变，但全面实施的采油措施成本高。

因此，亟待一种能够降低措施成本，提高油田注水开发效果和采收率稠油油藏采油方法。

发明内容

本发明提供一种稠油油藏采油方法，以降低措施成本，提高油田注水开发效果和采收率。

为了实现上述目的，本发明提供一种稠油油藏采油方法，该方法包括：胶体系调剖步骤：配置前置段塞配方的组成为0.25％聚合物+0.05％交，配置主段塞配方组成为0.2％聚合物+0.05％交，先注入凝胶体系前置段塞，后注入凝胶体系主段塞；调驱步骤：前置段塞配置0.4％驱油剂，主段塞配置0.25％驱油剂，先注入驱油剂前置段塞，后注入驱油剂主段塞；注水步骤；转换步骤：根据包含油井含水、注入丼压力的生产参数变化进行凝胶体系段塞注入和驱油剂段塞注入的转换；在凝胶体系段塞注入过程中，当注入井注入压力超过13.0MPa时，转为驱油剂段塞注入；在驱油剂段塞注入过程中，当注入压力降幅超过2.0MPa或压力降至凝胶体系调剖步骤前的注水压力，同时产出液中药剂检测浓度增大，井组含水上升，转为凝胶段塞注入。

进一步地，该方法还包括：对注入丼和生产丼进行配产配注。

进一步地，凝胶体系段塞注入0.2PV，前置段塞40000m3，主段塞69000m3，注入时间为450天。

进一步地，驱油剂段塞注入0.1PV，注入时间为220天。

本发明实施例的有益技术效果在于，本发明施工工艺简单；调、堵成功率高，降水增油幅度大，措施成本低；针对注采关系的变化灵活制定施工方案，提高封堵成功率；利用边水自身能量驱出剩余油，扩大波及体积提高扫油面积和油田采收率。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。在附图中：

图1为本发明实施例稠油油藏采油方法流程图；

图2为海31块东二段开发曲线图；

图3为凝胶体系交联剂浓度与粘度的关系示意图；

图4为驱油剂体系与海31块原油海面界面张力示意图；

图5为海31块“2+3”调驱双管模型驱油效率曲线；

图6为海31块先导试验井组开发指标预测曲线；

图7为海31块海10-31井吸水指示曲线图；

图8为海31块海13-35井吸水指示曲线图；

图9为海31块产量递减曲线图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合附图对本发明实施例做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

如图1所示，本发明提供一种稠油油藏采油方法，该方法被称为“2+3”采油方法，该方法包括：

步骤S101：凝胶体系调剖步骤：配置前置段塞配方的组成为0.25％聚合物+0.05％交，配置主段塞配方组成为0.2％聚合物+0.05％交，先注入凝胶体系前置段塞，后注入凝胶体系主段塞。

步骤S102：调驱步骤：前置段塞配置0.4％驱油剂，主段塞配置0.25％驱油剂，先注入驱油剂前置段塞，后注入驱油剂主段塞。

步骤S103：注水步骤。

步骤S104：转换步骤。

根据包含油井含水、注入丼压力的生产参数变化进行凝胶体系段塞注入和驱油剂段塞注入的转换，进行凝胶体系段塞注入和驱油剂段塞注入的转换的步骤包括：在凝胶体系段塞注入过程中，当注入井注入压力超过13.0MPa时，转为驱油剂段塞注入；进行凝胶体系段塞注入和驱油剂段塞注入的转换的步骤还可以包括：在驱油剂段塞注入过程中，当注入压力降幅超过2.0MPa或压力降至凝胶体系调剖步骤前的注水压力，同时产出液中药剂检测浓度增大，井组含水上升，转为凝胶段塞注入。

进一步地，方法还包括：对注入丼和生产丼进行配产配注。

较佳地，凝胶体系段塞注入0.2PV，前置段塞40000m3，主段塞69000m3，注入时间为450天，驱油剂段塞注入0.1PV，注入时间为220天。

下面以海外河油田海31块为例说明本发明。

海外河油田海31块是一个断鼻构造、边水十分活跃的稠油油藏，全面注水开发以后，由于非均质性强，使注入水产生严重的舌进、指进现象，导致含水迅速上升，大部分油井水淹，常规水驱和单一调剖、堵水措施效果明显变差，产油量由最高的270t/d下降到23t/d。油田亟待转变开发方式，但全面实施采油措施成本高。

海31块位于辽河断陷盆地中央隆起带南部倾没带的南端，储层物性好，d₂、d₃段的储层物性较好，孔隙度平均为27.6％，最高为44.2％，最小为1.0％。最大喉道半径15.91μm，平均吼道半径7.18μm；最大孔宽250.49μm，平均孔宽104.73μm，属于中-高渗大孔细喉为主的储层。孔喉比17.96，配位数平均为2.35，孔喉连通情况一般。平均渗透率为1890×10^-3μm²。含油井段1550～2300m，(d₂含油井段250m，d₃含油井段500m)；含油层数多，最多油层小层数28层，平均每井6.8个层，具有多套油气层叠加连片的特点；油气受构造控制，构造高部位油层发育；油水分布复杂，具有多套油水组合，没有统一的油水界面，局部呈透镜体发育，为构造控制的岩性边水油藏。油品较稠，d₂段原油具有高粘度、高密度、低含蜡量的特点；d₃段原油具有低粘度、低密度、高含蜡量的特点。地层水性质为Na海CO₃型，总矿化度平均为1872mg/L。原始地层压力17.15MPa，饱和压力13.50MPa，压力系数为0.98，地层温度70℃。具体见表1、表2、表3。

表1

表2

表3

该块1990年5月正式投入开发，截止到2007年6月底，共完钻各类井56口，其中油井38口，开井35口，注水井18口，开井15口。日产液580t/d，日产油69t/d，平均单井日产油2.0t/d，日产液16.6t/d，综合含水88.1％，累积产液319.14×10⁴m³，累积产油94.64×10⁴t，累积产气1.4341×10⁸m³，采出程度21.03％，采油速度0.56％，可采储量采出程度65.7％。注水井开15口，日注水550m³/d，平均单井注入36.7m³/d，累积注水210.60×10⁴m³，月注采比0.93，累积注采比0.62，累积地下亏空127.0×10⁴m³。

1990年5月海31块实施基础井网，整体以一套层系300m井距、三角形井网投入开发，到目前该块已经历了17年的开发历程，按开发方式划分，可划分为以下两个开发阶段：以天然能量开发为主开发阶段和注水开发阶段。

(1)第一阶段(1990年～1998年)：以天然能量开发为主开发阶段

该阶段基础井网17口井实施后，1991～1998年陆续在构造较高部位加密井16口，同时转注低部位5口井，加强边水能量，总体上仍以天然能量开发为主。阶段末年产油2.9×10⁴t，综合含水77.7％，采油速度达到0.87％，采出程度12.66％，年注水7.0×10⁴m³。该阶段生产的特点是：

①边水能量较充足，波及范围广

统计基础井网及加密井依靠天然能量生产情况，油井产液量基本不递减，日产液量均在130t/d以上，保持了较旺盛的生产能力，这其中强大的边水能量起了重要的作用。

②无水采油期短，含水上升较快

从生产情况看出，该块的无水采油期很短，仅半年～2年的时间，海10-32井1991年4月时含水已达到25.3％，表现出随构造变低，边底水锥进速度快，无水采油期缩短。

③压力下降缓慢

该块原始地层压力为17.15MPa，根据历年的压力测试情况分析，从1990年到1997年末，地层压力从17.15MPa降为15.85MPa，压力仅下降了1.3MPa。

(2)第二阶段(1999年～目前)：注水开发阶段

1999年至目前，又部署加密及侧钻井27口，同时实现了细分层系调整与全面注水开发，目前东二、三段共分为5套层系，其中东2段共分为3套层系，即d₂ ¹I～d₂ ²I为一层系、d₂ ²II为二层系和d₂ ³III～d₂ ⁴IV为三层系，共转注水井18口。

截至2007年6月，本阶段共开发9年，阶段累积产油37.68×10⁴t，阶段采出程度8.37％。

该阶段生产的特点是：

①油井全面见效，断块产量趋于平稳；

②含水上升缓慢；

③地层压力保持稳定并有所回升。

海31块东二段的三套层系生产简况如下，见表4。

表4

一层系地质储量为21×10⁴t，可采储量为6.7×10⁴t，目前累积产油3.28×10⁴t，累积产水13.94×10⁴m³，综合含水93.2％，采出程度15.64％，可采储量采出程度48.96％；二层系地质储量为165×10⁴t，可采储量为52.8×10⁴t，目前累积产油37.94×10⁴t，累积产水为106.52×10⁴m³，综合含水为89.9％，采出程度为23.00％，可采储量采出程度为71.86％；三层系地质储量为147×10⁴t，可采储量为47×10⁴t，目前累积产油30.96×10⁴t，累积产水为74.13×10⁴m³，综合含水为85.3％，采出程度为21.06％，可采储量采出程度为65.87％。整个东二段地质储量为333×10⁴t，可采储量为106.5×10⁴t，目前累积产油72.19×10⁴t，累积产水为194.59×10⁴m³，综合含水为88.61％，采出程度为21.68％，可采储量采出程度为67.75％。

通过上述分析，海31块东二段中：

①二层系(d₂ ²)砂体、油层分布最为稳定，连通系数大(90％以上)，储层物性最好(

K＝3226×10^-3μm²)；

②二层系储量、可采储量最大，共165×10⁴t，占东二段储量50％；

③二层系综合含水、累积产量较高，采出程度最大，但仍有接近30％的可采储量未被采出。

可见二层系是d₂的主力层系，其开发效果好坏直接影响d₂的开发效果。因此，本次研究的“2+3”采油目的层确定为d₂ ²II二层系。

海31块随着注水开发程度的不断加深，断块已进入“双高”期开发阶段，开发矛盾日益突出，主要表现为以下三个方面：

一是层间矛盾较为突出，油层纵向动用程度差异大，主力油层d₂ ²II油层组已采出地质储量的23.00％，比非主力油层高出7.43％；

二是油层水淹不均匀，波及系数低。主力油层d₂ ²II油层组综合含水达90％，而非主力油层综合含水最低仅53.3％，油藏总体水驱波及系数为0.55；

三是原油较稠，d₂段油层组非均质性强(渗透率极差达1145)，注入水舌进、指进严重，导致含水上升快，常规水驱效果变差。

从图2中可以看出，1993年海31块进入内部全面注水开发以后，由于东二段的非均质性强，使注入水产生严重的舌进、指进现象，导致含水迅速上升，两年内含水上升率超过40％，使部分油层水淹，常规水驱效果明显变差。

海外河油田海31块潜力分析：

(1)提高采收率的潜力

通过精细地层对比，深化剩余油认识，主力层d₂ ²II油层组是一个发育稳定、连通性好、渗透强，油井初期产能较高的一个油层组，目前油井15口，注水井12口，注采井数比1∶1.3，注采井网极完善。但目前日产油量只有29t，累积产油38.03×10⁴t，采出程度23.05％，可采储量仍有14.9×10⁴t，将近30％未采出，因此，通过注水调整、调剖、采油等方式来提高注水波及系数、水驱油效率仍有较大的潜力。

(2)海31块油藏适合“2+3”采油

海外河油田海31块油藏在储层条件、流体性质等方面，都具有非常有利的条件适合开展化学驱提高采收率，见表5。通过利用凝胶体系调剖，可以改善吸水状况，提高注入水波及体积，增加储量动用程度；加入驱油剂体系，降低油水界面张力，可以提高微观洗油效率。

表5

海31块“2+3”采油可动凝胶+活性水调驱体系的研制

“2+3”采油技术是二次采油和三次采油相结合的一项过渡技术，它从三个方面提高油田采收率，首先通过可动凝胶改变吸水剖面，对地层中的高渗透通道产生一定封堵作用，使后续注入水绕流至中低渗透层，起到调剖作用；其次还充分利用凝胶的可动性，起到在油层深部运移的作用，增加波及体积；最后注入活性水降低油水间的界面张力，增大毛管数，提高洗油效率。对改善油层深部矛盾有很好的效果。

1凝胶调剖体系的研制

实验选用2种凝胶类调驱体系，一种用于封堵大孔道，一种用于调驱。试验温度为70℃，试验用水为海1联注入水，总矿化度2169mg/L。根据弱凝胶驱油机理并结合海31块的实际情况，在室内对调驱剂体系进行了筛选和评价。

1)体系中聚合物分子量选择

根据海31块地层渗透率匹配关系，选择分子量在2300～2500万之间的抗盐、抗剪切的聚合物。

2)聚合物浓度对体系粘度的影响

当体系中聚合物浓度在600～2000mg/L之间时体系均能成胶。

3)交联剂浓度对体系成胶的影响

实验中交联剂浓度分别为0.06％、0.08％、0.1％、0.15％、0.25％、0.3％(聚交比是6∶1、4∶1、3∶1、2∶1、3∶1、2∶1)。在聚合物浓度3000mg/L条件下，向聚合物溶液加入不同浓度交联剂，观察交联剂浓度对体系成胶的影响，如图3所示。可以看出，随着交联剂浓度增加，成胶时间缩短，体系黏度增加，长期稳定性好。考虑到体系成本，交联剂浓度选为0.05％。

4)封堵效率

采用石英砂制作人造岩心，注入适量的化学体系，在70℃下保持恒温48海后进行水驱，对比渗透率变化情况，评价可凝胶体的封堵效果。实验结果表明，凝胶在岩心中均能起到较好的封堵效果，且封堵效率高于90％。

2驱油体系的筛选与评价

根据海31块油藏特点和原油性质，对用于提高采收率的20种驱油剂进行溶解性、配伍性及抗盐性和耐温性等理化性能，以及界面活性、长期热稳定性和洗油效果等使用性能进行综合评价，最终筛选出适合海1块原油特点的驱油剂。当驱油剂浓度为0.075％时界面张力达超低值(10^-3mN/m数量级)，同时考虑注入地层后吸附损失等影响，最终确定使用浓度为0.2％的驱油体系，如图4所示。

3“2+3”采油调驱体系室内驱油试验

以上述研究确定的调驱体系为基础，在室内开展了双管驱油试验，双管驱油试验中，当采出液含水98％以后，先后注入0.3PV凝胶和驱油剂调驱体系，共提高驱油效率18.9％，其中较好启动低渗层，低渗层提高驱油效率32％，高渗层驱油效率增加了7.8％，如图5所示。

试验丼组的选择及丼组概况：

1方案设计原则

①选取储层分布稳定、储量大、采出程度高，继续水驱潜力小的二层系为调驱目的层；

②尽量利用现有注采井网，减少投资；

③以断层、边部注水井为调驱区域边界，确保注剂利用率；

④选择砂层发育、连通系数高、井网完善，油水井对应关系清楚、井况合格的井作为注剂井；

⑤保证绝大多数中心井双向受效，力争多向受效，提高水驱控制程度；

⑥以经济效益为中心，同时力争提高区块的最终采收率。

2试验井组的选择

根据上述设计原则，共部署了6个注剂井组，6口注剂井，14口采油井，试验目的层位为东二段二油层组。六个试验井组的含油面积为1.2km²，地质储量为165×10⁴t，注采井数比为0.43。

如表6、表7所示，试验井组内有注水井6口，其中海13-38井由油井转为注水井，截止2007年6月，6口注水井已经累积注水44.45×10⁴m³，井况良好，注水正常。井组内处于一线受效的油井有14口，平均单井日产液23.1m³，日产油2.1t，综合含水90.95％，累计产油38.5×10⁴t，累计产液155.5×10⁴t。油井生产正常，井况好，可保证“2+3”采油试验顺利开展。

表6

表7

实施方案的设计

1注入配方设计

1.1调剖剂体系

根据室内试验结果，设计凝胶体系如下：

(1)前置段塞

前置段塞配方体系组成为：0.25％聚合物+0.05％交。

(2)主段塞

主段塞配方体系组成为：0.2％聚合物+0.05％交。

1.2驱油剂体系

前置段塞：0.4％驱油剂A(有效含量按100％计算)；

主段塞：0.25％驱油剂A(有效含量按100％计算)。

1.3注入程序

整个调驱现场试验的注入程序为先注入凝胶体系前置段塞，后注主段塞，再注入驱油剂体系，最后注水。

在调剖剂段塞与驱油剂段塞的注入过程中，根据油井含水、注入井压力等生产参数变化情况，进行调剖剂与驱油剂段塞的转换。在调剖剂段塞注入过程中，当注入井注入压力超过13.0MPa时，表明吸水剖面已得到改善，结合该井组动态生产情况，转为注驱油剂段塞；在驱油剂段塞注入过程中，与注驱油剂初期相比，当注入压力明显下降，降幅超过2.0MPa或压力降至调驱前的注水压力时，同时，产出液中药剂检测浓度增大，井组含水上升，此时应转为注入凝胶段塞。

2单井配产配注

根据试验区的具体情况，对注入井和生产井分别进行了配产配注。配产配注的主要遵循的原则是：

(1)根据各井井况及实际采出、注入能力进行配产配注；

(2)配产配注要达到注采平衡，以保持油层压力。

具体油水井的配注、配产情况见表8、表9。

表8注剂井配注表

表9生产井配产表

3注入段塞设计

根据技术思路获室内物模结果，并参考以前相似油藏条件区块的数模结果，在合理计算试验区有效控制孔隙体积基础上，确定试验化学药剂用量。优化的注入倍数为0.3PV，其中，调剖剂注入0.2PV，共计109000m³，前置段塞40000m³，主段塞69000m³，注入时间约450天；驱油剂注入0.1PV，共计67000m³，注入时间约220天。并根据单井配产配注结果，设计了3口中心井和3口边部井注入井调剖剂及驱油剂的累计注入量等注入参数，结果见表10、表11、表12和表13。

表10调剖配方注入方式及配方注入段塞设计

表11调剖剂用量和注入时间预测表

注：边部3口井海10-31、海10-35、海10-37井主段塞根据井组产油量和含水变化情况实施段塞式注入，段塞大小根据注入压力来定。

表12驱油剂配方及注入段塞设计

表13驱油剂用量和注入时间预测表

4效果预测

根据先导试验井组实际生产情况，同时结合室内试验驱替结果，对“2+3”采油的开发效果进行了预测，结果见图6、表14。

指标预测结果表明，海31块先导试验井组实施“2+3”调驱后，可较大幅度提高原油采收率，最终采收率为35.68％，比水驱预测最终采收率32％提高了3.68％。实施调驱后(14年)阶段累产油20.55万吨，阶段采出程度12.45％。从开发指标曲线上可以看出，调剖体系注入后，会出现含水下降、产油量增加、产液量略降的调驱生产特征，增油期集中在体系注入后的2至4年，2010年产油量达到峰值3.38万吨。

表14海31块“2+3”调驱实施效果预测表

本发明技术针对性强，施工工艺简单；调、堵成功率高；降水增油幅度大；措施成本低。针对性强，构造高部位井实施连续采油，边部井实施间歇封堵，针对注采关系的变化灵活制定施工方案，提高封堵成功率；科学性强，高部位井逐步增加日注入量，边部形成相对稳定的挡水“墙”，迫使边水绕流，利用边水自身能量驱出剩余油，扩大波及体积提高扫油面积和油田采收率。

海31块2007年8月开始了“2+3”采油先导试验。2008年4月1日，边部3口井利用增加的注入设备在井口单独注药，实施间歇注入；构造高部位3口井日注量由150m³提高到240m³，实施连续注入。

1、注水井压力上升

通过对调驱后注入压力进行监测及对比发现，调驱后水井注水压力均有不同程度的提高，6口水井平均上升2.9MPa，见表15。

表15海31块“2+3”采油试验设计与完成情况表

2、注水井吸水指示曲线得到改善，高渗透层被封堵

6口水井注水压力平均上升3.1MPa。调驱后对不同时期的水井吸水指示曲线进行监测，水井调驱后测得的吸水指示曲线与调驱前对比均向下平移，曲线斜率变缓，表明吸水启动压力上升，相同注水量下注水压力上升，地下流体流动能力变差，但各层吸水更均匀，调驱调剖起到堵塞高渗透层段的作用(见图7、图8)。

3、递减减缓

自2007年8月开展调驱试验以来，海31块呈现出“产液量上升，产油量上升，含水稳定，递减减缓”的开发特征。自然递减率由2007年6月份的17.21％下降到9.61％。(见图9)。

4、增油降水效果显著

海31块6个调驱井组共对应14口油井，措施前日产油27.9t，日产液297m³，综合含水90.6％，平均液面602m，措施后最高日产油54.9t，日产液294m³，综合含水81.3％，平均液面575m，最高日增油27t，综合含水降低9.3％，平均液面下降27m，目前日产油32.6，日产液269m³，综合含水87.9％，累计增油25789t。

5、区块开发水平改善

油田进入中高含水期后，在生产压差和井网条件基本不变的条件下，产量将按照一定的规律开始递减，海外河油田按照指数递减规律变化的，在井组日产油随时间变化曲线上做出措施前产量递减趋势线。截止2009年6月，累计增油19317t，不算递减海31块累计增油6935t。

6、水驱动用程度与水驱采收率提高

调驱井组措施后直线斜率比措施前斜率变小，相同采出液下采出油量增加，表明水驱动用程度与水驱采收率得到提高。

7、单井注采情况

(1)海10-31井组

海10-31井组2007年8月17日～10月16日注入第一段塞后，井组产量开始上升，措施前日产油4.2t，日产液71.6m³，综合含水94.2％，措施后日产油7.1t，日产液56m³，综合含水88.2％，日增油2.9t，综合含水降低6.2％。2007年12月井组含水上升，产量下降，监测发现对应油井海10-32井采出聚合物浓度达到100mg/L，有突破现象，决定海10-31改用井口单独注药的方式，并提高凝胶注入浓度和注入量，缩短海10-31凝胶成胶时间，增大处理半径，提高封堵强度，2008年5月8日在井口注高强凝胶5000m³。2009年10月15日在井口注高强凝胶4165m³。措施实施后井组产量上升，日产油7t左右。

(2)海10-35井组

海10-35井组2007年10月17日因初期注入压力高，直接注入凝胶的主段塞。共实施4个段塞凝胶和1个驱油剂段塞，井组日产油由措施前9.1t，上升到措施后最高日产油17.9t，日增油8.8t，综合含水91.6％下降到81.1％，降低10.5％。

(3)海10-37井组

海10-37井组2007年11月15日开始注入，共实施3个段塞凝胶，井组日产油由措施前7.3t，上升到措施后最高日产油14.7t，日增油7.4t，综合含水90.2％下降到70.8％，降低19.4％。

(4)海11-34井组

海11-34井组2007年8月17日开始采取连续注入，井组日产油由措施前17.3t，上升到措施后最高日产油30.4t，日增油13.1t，综合含水91.8％下降到84.3％，降低7.5％。

(5)海13-35井组

海13-35井组2007年8月17日开始采取连续注入，井组日产油由措施前11.3t，上升到措施后最高日产油22.1t，日增油10.8t，综合含水90.5％下降到74.1％，降低16.4％。

(6)海13-38井组

海13-38井组因初期注入压力高，达到10.5MPa，比其他井高出2.5MPa，不注凝胶前置段塞。2007年10月17日开始采取连续注入凝胶的主段塞。2008年3月24日为提高调剖剂在地下成胶效果，关井反应。2008年4月9日13-38井注入压力达到11.5MPa，符合方案转注驱油剂的要求，开井试注驱油剂，注驱油剂后，井组产量下滑，2008年4月20日改注凝胶主段塞，2009年3月30日，H13-38井压力均达到12.0MPa，转注驱油剂。井组日产油由措施前10.8t，上升到措施后最高日产油23.7t，日增油12.9t，综合含水86.4％下降到76.0％，降低10.4％。

本发明实施例的有益效果在于：

“2+3”调驱技术有效改善了海31块层间、平面及层内矛盾，提高水驱动用程度，提高区块开发水平。

根据油、水井生产、注入情况，结合各井构造位置调整调驱方式，可降低措施成本，提高调驱效益，同时开辟了“2+3”采油新思路，促进了“2+3”采油技术在海外河油田的发展，为辽河油田同类油藏实施三次采油积累了经验，具有较高的借鉴价值。

根据油、水井动态生产情况，进行调驱剂和驱油剂段塞的转换及配套措施调整，可有效提高调驱效果。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (4)

1.一种稠油油藏采油方法，其特征在于，所述的方法包括：

凝胶体系调剖步骤：配置前置段塞配方的组成为0.25％聚合物+0.05％交，配置主段塞配方组成为0.2％聚合物+0.05％交，先注入凝胶体系前置段塞，后注入凝胶体系主段塞；

调驱步骤：前置段塞配置0.4％驱油剂，主段塞配置0.25％驱油剂，先注入驱油剂前置段塞，后注入驱油剂主段塞；

注水步骤；

转换步骤：根据包含油井含水、注入丼压力的生产参数变化进行凝胶体系段塞注入和驱油剂段塞注入的转换；在凝胶体系段塞注入过程中，当注入井注入压力超过13.0MPa时，转为驱油剂段塞注入；在驱油剂段塞注入过程中，当注入压力降幅超过2.0MPa或压力降至凝胶体系调剖步骤前的注水压力，同时产出液中药剂检测浓度增大，井组含水上升，转为凝胶段塞注入。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述的方法还包括：对注入丼和生产丼进行配产配注。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，凝胶体系段塞注入0.2PV，前置段塞40000m3，主段塞69000m3，注入时间为450天。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，驱油剂段塞注入0.1PV，注入时间为220天。

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