宋世榮，熊立新，馮紹先，馬海洋，馬駟駒

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750001）

靖安油田C1油藏重復調剖技術優(yōu)化及認識

宋世榮，熊立新，馮紹先，馬海洋，馬駟駒

（中國石油長慶油田分公司第三采油廠，寧夏銀川 750001）

針對C1油藏化學調剖次數增加后，部分注水井壓力上升空間變小、調剖效果逐次變差的問題，在分析歷年深部調剖礦場試驗的基礎上，明確了堵劑失效、治理方向、滲流通道改變、堵劑適應性變差是油藏多輪次調剖效果變差的原因。并對重復調剖下的堵劑體系、堵劑用量、段塞組合等施工參數提出了新的設計方法，現場多輪次調剖效果表明：對于水驅優(yōu)勢通道發(fā)生變化的孔隙-裂縫性見水區(qū)域，等效劑量法能夠科學計算重復調剖堵劑用量，同時采用鋁鉻交聯凝膠+無機凝膠以小段塞交替注入，可以有效控制壓力上升幅度，提高堵劑注入性；對于堵劑失效、裂縫性見水的重復治理區(qū)域，改變堵劑類型，采用比前一輪封堵能力強的堵劑，簡化段塞組合，分段塞計算堵劑用量，提高封堵強度，調剖效果較好?，F場優(yōu)化設計18井次，壓力上升1.4 MPa，當年累計增油3 551.19 t，累計降水7 923.41 m3，井組含水率由29.7%下降到25.7%，投入產出比1：1.78，取得了很好的經濟和社會效益。

重復調剖；失效原因；堵劑體系；堵劑用量

注水井深部調剖技術已成為低滲透油藏控水穩(wěn)油、提高水驅效率的重要技術手段[1-4]。C1油藏非均質性強，油藏東北部和西南部裂縫發(fā)育，注入水沿高滲透裂縫發(fā)育段突進，主向井普遍水淹、關井，側向井壓力保持水平低，長期注水不見效。自2005年以來試驗化學調剖技術，但隨著油藏開發(fā)時間的延長，近年來調剖失效井增多，調剖后高壓欠注現象嚴重，且有效期逐年變短，效果逐輪次變差。近三年來，在油藏西南部、中部23井組共完成重復調剖41井次，與第一次調剖相比，二次、三次調剖平均見效周期由64 d上升到117 d，有效期由418 d下降到223 d。因此，如何優(yōu)化多輪次調剖井堵劑體系、堵劑用量、調剖時機等工藝參數，提高多輪次調剖實施效果，延長調剖有效期，是目前C1油藏提高注水開發(fā)效果急需解決的問題。

1 油藏概況

C1油藏位于陜北斜坡帶，為西傾單斜鼻狀隆起，三角洲前緣沉積。平均滲透率1.49 mD，菱形反九點井網開發(fā)，井排距350 m/280 m，采出程度13.75%，地層水礦化度86 260 mg/L。目前開井349口，日產油水平949 t，單井日產油2.72 t，綜合含水31.4%。油藏西南部有高角度裂縫發(fā)育，主向井水淹關井，側向井長期不見效，油藏中部非均質性強，平面水驅不均，油井見水類型以孔隙-裂縫性為主，水驅狀況復雜。

2 效果變差原因分析

2.1 堵劑失效

目前C1油藏歷次化堵所用堵劑主要為凝膠顆粒、聚合物凝膠等有機類體系，室內實驗表明，此類堵劑在清水中有效期在6個月左右（見表1），在地層水中，堵劑進入地層后運移至大孔道深處，經過地層剪切、地層水沖刷后，穩(wěn)定性變差，堵劑失效后封堵性能變差，導致注入水突破后化堵失效[5，6]。

表1 C1油藏用凝膠顆粒、凝膠主要性能統(tǒng)計表

2.2 重復調剖治理方向發(fā)生變化

隨著油藏開發(fā)階段的推進，井組進行多輪次調剖時，主向井已水淹關井，井組進入中含水開發(fā)階段，水驅前緣推進，井組呈現面積見水。較前一次調剖相比，水驅狀況更為復雜。治理對策由裂縫線“堵水”向孔隙+裂縫區(qū)域“調+驅”轉變，調剖后井組開發(fā)動態(tài)也由“降水增油”變?yōu)榭刂坪仙俣?、均衡平面采液為主的控水穩(wěn)油。

2.3 重復調剖堵劑體系適應性變差

油藏歷次化堵用堵劑體系差異小，且重復調剖堵劑用量基本不變，入地液量1 700 m3～1 900 m3，干劑用量為34 t～42 t，處理半徑相同。隨著井組采出程度提高，等量堵劑較前一輪調剖所能夠驅替的原油減少，作用半徑逐次遞減，導致堵劑封堵強度變弱，堵劑體系適應性變差[7，8]。

2.4 滲流優(yōu)勢通道發(fā)生變化

初次調剖后堵劑在地層殘留封堵近井地帶，導致重復調剖時堵劑注入性變差（見圖1），一方面注入水繞流突破后，會在地層深部形成新的滲流通道，后續(xù)堵劑如何繞過殘留堵劑進入地層深部，實現對優(yōu)勢通道的封堵難度較大；另一方面，堵劑經注入水長期沖刷、運移，初次調剖后導致水驅優(yōu)勢方向發(fā)生偏轉，重復調剖封堵二次形成的竄流通道較為困難。

圖1 注入水繞流突破堵劑示意圖

3 重復調剖工藝優(yōu)化

3.1 堵劑體系

堅持“差異化調剖”原則，對于油藏西南部裂縫性見水井，由于堵劑失效、注入水繞流導致的失效井，采用凝膠顆粒+復合無機類堵劑封堵裂縫，提高封堵強度，簡化段塞組合注入（見圖1）。此類井在井組動態(tài)上表現為化堵失效后，主向水淹井含水回升，側向油井液量下降，含水保持穩(wěn)定。

對于油藏中部孔隙+裂縫性見水井、三次以上調剖井，采用聚合物微球+聚合物凝膠+無機凝膠類堵劑，弱化封堵強度，以小段塞交替重復注入，增加入地液量（見圖2，圖3）。此類井在井組動態(tài)表現為化堵失效后，邊井、角井油井含水上升，主向油井穩(wěn)定，側向井液量穩(wěn)定或下降，井組水驅不均，水驅優(yōu)勢通道與初次化堵時有明顯不同。

圖2 西南部多輪次下不同堵劑體系效果統(tǒng)計圖

圖3 中部多輪次下不同堵劑體系效果統(tǒng)計圖

3.2 堵劑用量計算

堵劑用量常見的計算方法有經驗公式法、吸水指數法、用量系數法等[8，9]，但對于重復調剖尚未有準確科學的計算依據。結合不同油藏部位不同見水類型井，針對不同化堵失效原因，分別提出分段段塞計算法、等效劑量法。

3.2.1 分段塞計算法 郭健根據不同類型堵劑材料的封堵機理，建立相應的數學模型[9]，得到了不同段塞下的堵劑用量計算方法。對于西南部裂縫性見水井、堵劑失效井，此類井與初次化堵相比，滲流優(yōu)勢通道未發(fā)生明顯變化，因此可利用分段塞計算法得到堵劑用量，同時，封堵機理、堵劑用量可借鑒前一次化堵（見表2）。

表2 分段塞計算法原理模型表

3.2.2 等效劑量法 主要針對油藏中部孔隙+裂縫性見水井，注入水繞流、形成二次滲流通道井。此類井水驅不均嚴重，地層深部竄流通道復雜?？紤]重復調剖期間井組累計注水量、累計產液量所帶來的地層烴類孔隙體積的變化，提出等效劑量法。即二次調剖能驅替到的原油與一次調剖相同時所用堵劑為重復調剖堵劑用量（式 1）。

式中：V0-初次調剖堵劑用量，m3；Vφ-井組地層孔隙體積，m3；So-初次調剖時地層平均含油飽和度，%；Sor-重復調剖時地層平均含油飽和度，%；Winj-兩次調剖期間累注水量，m3；Bw-注入水體積系數，無因次；Wp-兩次調剖期間累產水量，m3；V-重復調剖堵劑用量，m3。

3.3 段塞組合

對于油藏中部三輪次以上調剖井，由于堵劑在地層殘留，注水井井口壓力較高，堵劑難以有效進入地層深部。在段塞組合上，將前期的大段塞分解成多個小段塞實行強弱反復交替注入，同時在前置段塞增加表活劑清洗近井地帶，提高堵劑注入性能，實現了施工過程中壓力平穩(wěn)緩慢上升（見表3）。

表3 小段塞多輪次注入表

4 實施效果

4.1 整體效果

共優(yōu)化重復調剖井18井次，措施后平均注水壓力由11.3 MPa上升到13.0 MPa，對應油井106口，見效率38.7%，累計增油3 551.19 t，含水由30.1%下降到28.0%，累計增油3 551.19 t，累計降水7 923.41 m3。措施效果明顯向好。

4.2 典型井組分析

P1井位于C1油藏中部，孔隙度11.21%、滲透率3.42 mD，P1井2001年投注，井組于2005年見水，為緩解井組開發(fā)矛盾，分別于2006、2010、2014年實施化學調剖。第一次調剖：主向井P5、P3裂縫性水淹，2006年5月化學調剖，聚合物+凝膠顆粒堵劑，入地液量1 500 m3（見圖4），措施后側向井增油明顯，目標井P5無效、P3含水率由74%下降到46%，井組含水率由21.4%下降到10.7%（見圖 4），累增油 319.56 t，效果明顯。第二次調剖：主向井P3調剖失效，屬于裂縫性失效井，2010年7月化堵單點治理，改變堵劑類型采用復合無機堵劑，入地液量1 600 m3，措施后高含水井P3未見效，累計增油116.2 t，效果不理想。第三次調剖：2014年P4、P3含水再次上升，認為注入水繞流，且邊井含水上升，地層水驅優(yōu)勢通道發(fā)生改變，復合顆粒+耐鹽性凝膠，采用等效劑量法計算堵劑用量為2 050 m3，2014年化堵后P3含水率由56.9%下降到39.8%，P4含水率上升得到控制，井組含水率由42.4%下降到24.9%，井組累計增油237.28 t（見表4）。

5 結論

（1）C1油藏化學調剖效果變差的主要原因是：重復調剖后堵劑體系適應性變差、封堵強度變弱、治理方向變化、水驅滲流通道發(fā)生改變。

表4 P1井歷次調剖施工參數對比表

圖4 P1井組歷次調剖生產曲線

（2）考慮重復調剖期間井組累計注水量、累計產液量所帶來的地層烴類孔隙體積的變化，采用等效劑量法可以科學準確的計算重復調剖所需堵劑用量。

（3）針對孔隙-裂縫性、裂縫性見水區(qū)域，重復調剖時應分析水驅優(yōu)勢通道變化情況，分別采用不同的治理手段和對策，以提高技術針對性。

［1］張兵，蒲春生，于浩然．縫性油藏多段塞凝膠調剖技術研究及應用［J］.油田化學，2016，33（1）：47-51．

［2］丁玉敬.調剖技術優(yōu)化設計［D］.大慶：大慶石油學院，2005：3-7.

［3］黃遠．安塞低滲透油田裂縫發(fā)育區(qū)深部調剖技術研究［D］．西安：西安石油大學，2007.

［4］柳博瑩，柳博瀚．注水井調剖劑性能評價［J］.石油化工應用，2016，35（11）：95-100.

［5］劉鳳霞，陳維余，吳清輝，等．綏中36-1油田F8井組多輪次調剖效果分析［J］.石油化工應用，2016，35（1）：37-40.

［6］尹文軍，王青青，王業(yè)飛．多輪次調剖效果逐次遞減機理研究［J］.油氣地質與采收率，2004，11（2）：49-52.

［7］張桂意，高國強，唐洪濤，等．勝坨油田多輪次調剖效果分析與技術對策［J］.精細石油化工進展，2006，（10）：15-19.

［8］袁謀，王業(yè)飛，趙福麟．多輪次調剖的室內實驗研究與現場應用［J］.油田化學，2005，22（2）：143-146.

［9］郭健.西峰油田長油藏堵水調剖技術研究［D］．西安：西北大學，2013.

TE357.62

A

1673-5285（2017）10-0096-04

10.3969/j.issn.1673-5285.2017.10.025

2017－10-09

宋世榮（1987-），長慶油田第三采油廠，助理工程師，2012年畢業(yè)于成都理工大學石油地質專業(yè)，獲學士學位，現從事老油田穩(wěn)產技術研究與應用工作，郵箱：ljs62_cq@petrochina.com.cn。