杏河西部化学调剖技术应用与评价

摘 要：安塞油田杏河西部初期采用超前注水方式开发，受储层非均质性及后期开发改造等诸多因素影响，采油井表现出快速见水、多方向性见水特征。近年在加大区块渗流及储层认识的基础上，开展注水井深部调剖技术封堵高渗带和微裂缝，改善水驱剖面，扩大注入水波及体积，达到控水稳油及提高阶段采收率的目的。本文主要结合区块储层特征、投产方式以及储层后期改造等方面，在注水井调剖试验的基础上，对调剖技术的适应性进行评价，为后期该区块改善开发效果提供参考。

关键词：深部调剖 工艺技术 储层非均质性 适应性评价

一、区块开发简况

1.地质特征

杏河区是陕北三角洲前缘地带，该区块长6储层主要为三角洲前缘水下分流河道相、河口坝沉积，主河道走向为NE～SW向，整体上呈薄厚相间。砂体宽度2～3km，厚度10～25m，呈带状展布，构造上为一平缓的西倾单斜，沉积微相以酸敏为主，水敏矿物甚少，平均渗透率1.61×10-3μm2，平均孔隙度12.24%，平均含油饱和度46.74%，渗透率级差10.19，渗透率变异系数1.00，油层非均质性较强。

2.开发方式与储层改造

杏河西自1997年投入注水开发以来，采用500m×150m，井排方向NE60°菱形反九点井网，油层平均厚度23m，射孔厚度约10m，射开程度约43%。初期采用较大规模水力压裂方式投产、，同步、超前注水方式开发，初期加砂量35m3，排量2.0m3/min。

3.油井见水成因和区块开发矛盾

西部天然裂缝发育，投产初期采用较大的水力压裂储层改造，加之逐年大规模油井复压措施，致使人工裂缝体积有效增加，最终油层天然裂缝与人工裂缝相交汇，形成网状结构的微裂缝有机体；其次该区采取同步注水和超前注水技术政策，地层压力保持水平较高（大于120%），注入水沿砂体裂缝发育单向突进，主向油井快速见水后水淹，侧向油井见效程度差；再次因储层非均质性强，层间层内矛盾突出，注入水沿裂缝或高渗通道推进，油水井的初期措施改造时引起次生裂缝沟通，形成新的裂缝性渗流体系，从而降低了注入水的波及面积和体积，造成水驱控制和动用储量损失，最终导致了部分油井在5-10个月内见水，产能下降。

对该区块地质规律认识和措施改造因素影响综合分析，认识到裂缝线逐渐贯通延长，是油井水淹增多，且呈多向性的直接原因。目前仅依靠配注调整难以控制含水，因此需要对注水井剖面调整来改善水驱效果，动用剩余油，提高采收率。

区块现有油井185口，含水大于50%油井38口，含水大于100%油井18口，见水比高达30%，平均见水周期397天，见水方向表现为NE32 °、NE60 °和NE90°，经过近几年动态监测结果显示该区块地层存在大孔道及水驱存在绕流现象。

二、现场试验与应用

1.技术原理

采用具有抗温、抗盐，较好的粘弹性等特性的堵剂封堵强度高、填充大孔道后，降低注入水在在高渗透条带上的渗流能力，提高注入水向其它方向的波及能力，增大注入水驱替体积，增大地层存水率，提高水驱劣势方向油井见效程度。

2.井组概况

调剖井组平均油层厚度20.56m，平均渗透率1.91×10-3μm2，平均孔隙度12.93%，平均含油饱和度43.69%。2008～2009年选取含水100%的油井、见水周期小于150天的井组现场试验3口，主要是单对单调剖。2010～2012年在以往试验和效果基础上，进行连片堵水和油水井双向堵水，共实施17口。

3.工艺技术及效果

结合长6储层物性特征及流体特性，开展堵剂的注入性、封堵强度、延缓交联等动静态性能指标进行研究和评价，在前几年试验基础上选用“低浓度凝胶+水驱流向改变剂+有机胶粉颗粒堵剂 +无机颗粒调剖剂+多颗粒调剖剂+强凝胶封口” 的堵剂体系，进行“调、暂堵、初堵、堵、封、清”相结合的调堵思路，确定了裂缝油藏冻胶型调剖剂和颗粒分散型体系，其主要成分是聚丙烯酰胺+交联剂+调节剂和粘土+氧化钙，可有效降低油水粘度比，改变注入水水驱方向，并与先期注入的聚合物发生絮凝反应，对地层初步封堵。结合前期效果进行施工排量、施工压力、堵剂用量、段塞设计和调剖时机选择等施工参数优化，加大了冻胶型调剖剂及整体堵剂用量，现场应用取得了一定的开发效益和经济效益，为安塞油田裂缝储藏开发提供了有利的技术支撑。

堵剂用量主要取决于井组控制范围内的地层渗透率及裂缝、大孔道分布情况。根据渗透率的分布情况，结合不同渗透率对应的吸水厚度，按照水驱体积对调剖剂总用量及各段塞的用量大小进行定量计算。

堵剂用量按下式计算：V=πR2Hφ

式中V堵剂用量，m3；R处理半径，m；H处理层厚度，m；φ处理层孔隙度，小数。

为提高封堵强度，延长堵水有效期，考虑堵剂间协同作用，采用多段塞注入工艺。施工过程中，当注入堵剂达到设计最大压力后，停止泵入，开始注水，至压力降低1MPa后再延续泵入堵水调剖剂，若注入堵水调剖剂100 m3后，压力仍未上升，可适当加大浓度。

通过跟踪与分析17口注水井化学堵水效果，得出注水井深部调剖能有效地改善地层水驱状况，降低注水优势方向油井含水，促使侧向油井受效，减缓区域递减趋势。

3.1改善水驱

调剖前测试吸水剖面6口，均匀比例33.3%，水驱储量动用程度59.9%，调剖后吸水剖面测试7口，吸水均匀5口，均匀比例71.4%。

3.2降区块内递减

堵水井组堵水后自然递减率相比堵水前下降了近4个百分点，其中2007～2008年单井堵水自然递减率略大于上年同期水平，基本控制在2%之内。2009～2012年采取连片和油水井双向堵水后，实施区域自然递减率下降明显，从2010年的15.2%下降到2012年的7.9%，有效地减缓了递减趋势。

3.3增油效果

堵水井组对应油井68口，见效27口，平均日增油1.79t，年累积增油3473t，增油效果较好。连片实施井组平均单井日增油较单井实施提高0.1吨，见效比是其的2倍。

三、适应性评价

1.区块储层非均质性较强，时期采用较大水力压裂方式改造，导致注水井后水驱不均，且存在绕流现象，油井表现多方性见水。单一的注采调整已不能缓解油田这一开发矛盾，采取注水井化学调剖技术能有效控制水线油井含水继续上升，达到控水稳油将递减的目的。

2.通过近五年注水井深部调剖试验，实施单点堵水措施效果较差，更不适应存有绕流和多方向性裂缝性油藏堵水。采取注水井连片化学调剖措施，能有效促使对应油井受效，主向水淹油井降水效果突出，同时减缓绕流现象和多方向水驱见水井进一步扩大。

3.为提高区块开发水平，下步在加强地质规律，裂缝规律，见水见效规律研究的基础上，从油水井双向调剖的角度再探索新区优势见效、优势水淹矛盾的治理方法，最终提高区块水驱储量动用程度。

参考文献

[1]《化学剂堵水调剖渗流理论研究与应用》 朱维耀、祝俊峰等编1997年4月第2版，油气采收率技术。

[2]《注水井化学堵水调剖新技术》周宏编著 2004年第12期，中国石油报。

作者简介：白玉军（1982-）：采油工程师，2007年毕业于重庆科技学院石油工程专业，现主要从事采油工程管理工作。