劉振華 張進(jìn)平 (長慶油田分公司第二采油廠，甘肅 慶陽 745100)

1 地質(zhì)概況

華池油田悅22區(qū)隸屬于長慶油田，地處鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東段，為一向西傾伏的鼻褶構(gòu)造，構(gòu)造軸向東西，長約6Km，寬約4Km，隆起幅度30m，閉合面積2.0Km2。鄂爾多斯盆地從晚三疊世進(jìn)入內(nèi)陸湖盆沉積，先后經(jīng)歷了早期湖盆形成、中期發(fā)展擴(kuò)大，后期消亡階段，延長世末期的印支運(yùn)動使盆地抬升，形成了溝谷縱橫、高低起伏的侵蝕地貌。在此之上沉積了侏羅系河流相地層。

悅22區(qū)勘探始于1974年10月，主要儲層為延8和延9，地質(zhì)儲量357×104t，動用地質(zhì)儲量357.15×104t，動用可采儲量156.45×104t。埋藏深度1194.2-1407.2m，油層平均厚度7.7m。延8油藏為局部有邊底水驅(qū)動的低飽和構(gòu)造巖性油氣藏，為分流河道亞相與湖沼相沉積，長石石英砂巖，巖性下粗上細(xì)，由含礫粗砂巖到細(xì)砂巖。砂體成層狀條帶分布，范圍局限。主要含油層為延83，延81零星分布，主要分布于東南部。延83油藏平均有效厚度8.0m，有效孔隙度Ф：17.1%，滲透率為135.8×10-3um2，原始地層壓力10.2MPa壓力系數(shù)0.86，地飽壓差8.62 MPa。延9油藏為邊底水驅(qū)動的高飽和構(gòu)造巖性油氣藏，為分流河道亞相沉積，長石質(zhì)石英細(xì)-中粒砂巖，分布范圍廣，延91-3砂體多為相互粘連的連通體，其間夾粉、細(xì)砂巖或泥質(zhì)砂巖薄層。平均有效厚度5.7-5.8m，有效孔隙度Ф：9.6-16.9%，滲透率為39.8-111.2×103um2，原始地層壓力10.4MPa，壓力系數(shù)0.81，地飽壓差1.82 MPa。

2 開發(fā)歷程

自然能量開發(fā)階段：該區(qū)始探于1974年10月，開發(fā)層系為侏羅系延安組延8、延9油層，首先在華92井獲油層14.6 m，壓裂試油日產(chǎn)油128t。1980年進(jìn)一步詳探，1982年以正方形井網(wǎng)開始鉆開發(fā)井，1984年以400m正方形井網(wǎng)反九點(diǎn)面積注水投入全面開發(fā)。

注水穩(wěn)產(chǎn)階段：1984年7月—1987年12月為注水穩(wěn)產(chǎn)階段，1985年開始見效，地層壓力由8.58MPa上升到9.32MPa，到1987年產(chǎn)油已穩(wěn)定在3.75×104t。1988年—1990年為注水高產(chǎn)階段，產(chǎn)量逐年上升。

調(diào)整階段：1994—1996年，擴(kuò)邊加密調(diào)整，延9層新增油井16口，日產(chǎn)液增加135m3。但油井總數(shù)增加到27口，而水井總數(shù)僅8口，只能采取提高現(xiàn)有水井注水量的辦法來保持地層能量，結(jié)果造成一線油井含水上升速度加快，二、三線油井能量到不得有效補(bǔ)充，產(chǎn)量下降。

遞減階段：1997年10月，為促進(jìn)水線側(cè)向油井受效，將華9-33井轉(zhuǎn)注，構(gòu)成局部排狀注采井網(wǎng)。1997年11月底北部華11-30井轉(zhuǎn)注，對應(yīng)油井華12-30動液面上升，華10-291井措施后增產(chǎn)幅度較大，且有效期長。1998年12月，以延8、延9為目的層滾動擴(kuò)邊和局部加密調(diào)整，部署鉆井15口，建油井12口，注水井3口。設(shè)計(jì)井距300m左右，采油井合理流壓5-6MPa，單井日產(chǎn)能5.3t，建產(chǎn)能1.5×104t。1999年，實(shí)際鉆井15口，平均單井鉆遇油層有效厚度5.7m，油水層有效厚度5.2m，試油14口，平均單井日產(chǎn)油5.1m3，日產(chǎn)水4.3m3。投產(chǎn)油井13口，平均單井日產(chǎn)油3.2t，建產(chǎn)能1.2×104t。

加密調(diào)整階段：2007年，以延8、延9為目的層滾動擴(kuò)邊和局部加密調(diào)整，側(cè)鉆更新16口油井，平均單井日產(chǎn)油2.6t。

經(jīng)過十幾年的加密調(diào)整和擴(kuò)邊，至2011年11月共開油井39口，水井16口，日產(chǎn)液580m3，單井平均日產(chǎn)液14.79m3；日產(chǎn)油56.6t，單井平均日產(chǎn)油1.45t，綜合含水89.9%，平均動液面930m,采油速度1.33,采出程度36.4%,注采比1.22。

3 堵水調(diào)剖機(jī)理

采收率的影響因素可用下式表示：

ER——采收率；

ED——驅(qū)替效率(水驅(qū)過后剩余油飽和度與原始含油飽和度之比)

EV——體積波及系數(shù)(注入液體占油藏總孔隙體積的百分比)。

影響體積波及系數(shù)的因素很多，如層系井網(wǎng)對注入水的面積波及系數(shù)和縱向波及系數(shù)，均有較大的影響。另外油藏砂體的沉積環(huán)境與分布形態(tài)及油層縱向上平面上滲透率分布的不均勻性，對Ev值的高低也有很大影響。上述的油層非均質(zhì)性是客現(xiàn)存在，通過對油藏的研究，選擇適當(dāng)?shù)膶酉?、井網(wǎng)，可以在一定程度上提高波及面積和縱向波及系數(shù)。使油田采收率保持在較高的水平。

影響體積波及系數(shù)的另一個主要因素是流度比。流體的流度定義為巖石對該流體的滲透率除以流體的粘度；

M—油水流度比

Kw—水相滲透率

Ko—油相滲透率

Uw—水的粘度

Uo—油的粘度

所選擇的增粘劑為水溶性，在常規(guī)注入壓力下總是優(yōu)先進(jìn)入高滲透出水大孔道，依靠高分子鏈上為數(shù)眾多親水基團(tuán)的充分伸展而阻擋水流，相對而言增粘劑對低滲透出油小孔道的污染較少，加之進(jìn)入出油孔道的高分子鏈遇油緊縮，對油流的阻擋作用較弱，故增粘劑又稱為“選擇性堵水材料”。鑒于生物聚合物和植物膠具有高度腐敗性和難以進(jìn)入地層深部等缺點(diǎn)，目前普遍使用的增粘劑是合成聚丙稀酰胺。在高礦化度油藏使用低水解度聚丙稀酰胺，在低礦化度油藏使用高水解度聚丙稀酰胺。當(dāng)?shù)貙訚B透率高或存在裂縫時(shí)，還需在聚合物溶液中加入微量交聯(lián)劑使之在地層深部形成弱凍膠來增大調(diào)剖劑的封堵強(qiáng)度。綜合考慮了悅22區(qū)地層溫度較低，礦化度較低，非均質(zhì)性較強(qiáng)等地質(zhì)特點(diǎn)，選用高分子量、高水解度的聚丙稀酰胺。

4 悅22區(qū)堵水調(diào)剖的必要性

延8油藏1982年投入正式開發(fā)，平均空氣滲透率135.8×10-3um2，屬中滲油藏，延8油藏長期高速開發(fā)，砂體主向油水井之間已形成高速滲流通道，目前已步入“雙高”開發(fā)階段。悅22區(qū)延9油藏因?qū)觾?nèi)非均質(zhì)性，層間及層內(nèi)儲量動用狀況不均，致使“死油區(qū)”的剩余油用正常注水方式難以驅(qū)替；延9油藏因地層堵塞造成部分井產(chǎn)能下降幅度較大：延8油藏在油水井間形成高滲通道，無法波及到低滲區(qū)剩余油，水驅(qū)效率低，部分井含水上升，實(shí)施控水措施難以達(dá)到預(yù)期的效果；使得悅22區(qū)的開發(fā)形勢變差。

通過實(shí)施堵水調(diào)剖，一是堵塞沿砂體主向大孔道，降低油井含水；二是平衡平面產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，增加側(cè)向油井見效程度，提高水驅(qū)效率。

5 調(diào)剖技術(shù)在悅22區(qū)的實(shí)施

5.1 調(diào)剖堵水

悅22區(qū)延83油藏經(jīng)過長期高速開發(fā)，采出程度和綜合含水較高，砂體主向油水井之間已形成高滲段，水驅(qū)效率低，為提高注水波及體積和水驅(qū)效率，分別于06、07、08、10年實(shí)施堵水調(diào)剖。

5.2 措施實(shí)施

5.2.1 華9-33井

華9-33井1984年4月投產(chǎn)，1997年10月為完善注采井網(wǎng)轉(zhuǎn)注，注水層位為延8。華9-33與華8-32、華8-33對應(yīng)關(guān)系明顯。華9-33井1997年10月轉(zhuǎn)注后，華8-32含水由70.5%上升至87.1%，華8-33含水由66.4%上升至85.5%，1999年5月控制注水后含水上升速度均減緩。井組內(nèi)油井平面矛盾突出，注水方向性強(qiáng)，油井含水上升速度快。華9-33井通過堵水調(diào)剖，堵塞大孔道，改變注水方向，提高水驅(qū)波及體積，降低對應(yīng)油井含水，提高單井產(chǎn)能。2006年8月、2007年5月、2008年10月開展堵水調(diào)剖，調(diào)剖后井組產(chǎn)能見到一定的效果（見圖1）。

圖1 華9-33井組注采曲線圖

2010年因華7-32井措施故障注水量達(dá)不到地質(zhì)配注，使得華9-33井注水單向突進(jìn)，華8-33井含水上升，如下圖2所示。

圖2 華8-33井組開采現(xiàn)狀圖（2010年3月）

2010年4月10日至5月22日對該井再次堵水調(diào)剖。調(diào)剖后華8-33井生產(chǎn)曲線如下圖所示，調(diào)剖效果不明顯（見表1）。

表1 華9-33井組生產(chǎn)數(shù)據(jù)

5.2.2 華7-32井

華7-32井2007年6月開展堵水調(diào)剖。通過堵水調(diào)剖，堵塞大孔道，改變注水方向，提高水驅(qū)波及體積，降低對應(yīng)油井含水，提高單井產(chǎn)能。

圖3 華7-32井組注采曲線

由圖3可以看出，該井組調(diào)剖后液量下降，含水下降（87%↓82%），調(diào)剖效果較好。

6 幾點(diǎn)認(rèn)識

6.1 悅22區(qū)經(jīng)過長期的高速開發(fā)，目前已步入“雙高”開發(fā)階段。油藏內(nèi)砂體主向油水井之間已形成高速滲流通道，注水能量無法波及到低滲區(qū)剩余油，水驅(qū)效率低，部分井含水上升，實(shí)施控水措施難以達(dá)到預(yù)期的效果。

6.2 通過在悅22區(qū)實(shí)施堵水調(diào)剖，堵塞沿砂體主向大孔道，降低油井含水，同時(shí)平衡平面產(chǎn)液結(jié)構(gòu)，增加側(cè)向油井見效程度，能一定程度上提高水驅(qū)效率、增加單井產(chǎn)油量。同時(shí)在調(diào)剖過程中要加強(qiáng)過程監(jiān)控，保證調(diào)剖過程按照既定的工藝方案實(shí)行，才能保證注水調(diào)剖的效果。

6.3 堵水調(diào)剖都有一定的作用周期，在老油田開發(fā)中，要根據(jù)區(qū)塊內(nèi)各井組的動態(tài)變化，不斷的調(diào)整調(diào)剖思路，才能指導(dǎo)生產(chǎn)，起到控水增油的效果。

[1]陳明月.油藏工程研究進(jìn)展.石油大學(xué)出版社，2000.

[2]徐振峰.向忠遠(yuǎn) 低滲透油田地層堵塞因素分析.西安，2005.

[3]高生偉.低滲油田調(diào)剖技術(shù)與研究.石油工業(yè)出版社，2000.