楊 勇，李 鋒，張 偉，謝日彬，李小東

中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518000

引言

南海東部地區(qū)流花油藏為基巖隆起上發(fā)育起來的生物礁灰?guī)r油藏，溶孔溶洞發(fā)育，并有少量裂縫，儲(chǔ)層非均質(zhì)性和孔隙結(jié)構(gòu)等非常復(fù)雜，開發(fā)難度非常大。油田雖然儲(chǔ)量大，但經(jīng)過多年開發(fā)開采，油藏采出程度也僅達(dá)到12.0%，且含水率高達(dá)96.0%。油田先后嘗試過多種增產(chǎn)措施技術(shù)，包括常規(guī)的微粒環(huán)空充填技術(shù)，但各種增產(chǎn)措施均未出現(xiàn)明顯效果，部分措施甚至出現(xiàn)增液減油，降液減油的情況。

本文綜合裂縫特征、滲流力學(xué)、油藏工程、完井工藝、數(shù)值模擬等研究，在常規(guī)的微粒環(huán)空充填技術(shù)的基礎(chǔ)上，首次創(chuàng)造性提出“微粒過飽和充填”技術(shù)及其“控水、堵縫、儲(chǔ)層改造”三重作用機(jī)理，進(jìn)行了作用機(jī)理的全面論證以及數(shù)值模擬表征研究。該技術(shù)成功應(yīng)用在流花油藏的3 口井，取得很好的應(yīng)用效果。

1 研究背景

1.1 油藏特征及開發(fā)特征

1.1.1 油藏簡述

南海東部地區(qū)流花油藏為基巖隆起上發(fā)育起來的生物礁灰?guī)r油藏，儲(chǔ)層厚度40～70 m，孔隙度21.3%，滲透率651 mD，原油黏度50～150 mPa·s，儲(chǔ)層孔隙類型以次生孔隙為主，包括粒間溶孔、粒內(nèi)溶孔、井間溶孔、鑄?？椎?，其次為原生孔隙包括原生粒間孔和生物體腔孔等，另外，局部發(fā)育較多溶洞，并有少量裂縫，儲(chǔ)層非均質(zhì)性和孔隙結(jié)構(gòu)等非常復(fù)雜[1-3]。

流花油藏已開采20 多年，主要采用水平井在油層頂部B1 層開采，油藏采出程度僅12.0%，調(diào)整井及增產(chǎn)措施效果極差，后續(xù)挖潛無技術(shù)無目標(biāo)，老設(shè)施面臨廢棄。由于礁灰?guī)r地質(zhì)特征復(fù)雜，缺乏有效開發(fā)手段，因此，礁灰?guī)r的開發(fā)也成為了亟待解決的世界難題。

1.1.2 歷史增產(chǎn)措施及效果說明

2013 年以來，流花油藏開始陸續(xù)嘗試了酸化、最大油藏接觸技術(shù)（MRC）、化學(xué)堵水及流入控制裝置（ICD 篩管）控水等各種增產(chǎn)措施，均未出現(xiàn)明顯效果，而且部分措施甚至出現(xiàn)增液減油，降液減油的情況[4-6]。

1.2 微粒環(huán)空充填技術(shù)及應(yīng)用效果

1.2.1 技術(shù)簡介

常規(guī)的微粒環(huán)空充填技術(shù)是利用可滲透的微粒加ICD 篩管、自動(dòng)流入控制裝置（AICD 篩管）、復(fù)合自動(dòng)流入控制裝置（C-AICD 篩管）等控流管柱，來實(shí)現(xiàn)控水增油的技術(shù)[6-13]。

通過在全井段控流管柱外充填微粒，來替代傳統(tǒng)的封隔器，限制水軸向竄流，對(duì)生產(chǎn)流動(dòng)單元的劃分比封隔器更細(xì)，控水效果更好（圖1）[14-19]。

圖1 微粒+ICD 篩管技術(shù)示意圖Fig.1 Schematic diagram of particles and ICD screen

1.2.2 應(yīng)用效果

流花油藏的A44H 井水平段物性差異大，非均質(zhì)性強(qiáng)，且A44H 井產(chǎn)油量低、含水率高達(dá)99.5%，且采液指數(shù)遠(yuǎn)高于鄰井，產(chǎn)能無法釋放。而且A44H井裸眼完井，措施實(shí)施難度低，因此，在A44H 井嘗試使用微?？厮?/p>

通過井筒容積和充填的微粒體積，計(jì)算得到A44H 井微粒充填率為108%，考慮到擴(kuò)徑，基本上只對(duì)井筒內(nèi)部進(jìn)行了充填。A44H 井措施前后對(duì)比見表1，措施后含水率降低1.2%，日產(chǎn)油增加24 m3，產(chǎn)液量基本沒變，采液指數(shù)明顯降低，由2 294 m3/（d·MPa）降低到599 m3/（d·MPa），壓差變?yōu)? 倍，說明在軸向方面起到了較好的均衡控水作用，對(duì)出水高的井段進(jìn)行了抑制。

表1 A44H 井2017 年1 月措施前后對(duì)比Tab.1 Before and after pack-off comparison of Well A44H in January 2017

2 微粒過飽和充填技術(shù)作用機(jī)理

2.1 三重作用機(jī)理

在流花油藏中，包括基質(zhì)、溶孔及裂縫三重介質(zhì)，裂縫不確定性分布，并且有較多孤立溶孔存在。通過實(shí)施“微粒過飽和充填技術(shù)”，產(chǎn)生控水、堵縫和儲(chǔ)層改造三重作用（圖2）。其中，以“控水”和“儲(chǔ)層改造”為主要作用，“堵縫”根據(jù)天然裂縫發(fā)育情況起到一定作用。

圖2 三重作業(yè)機(jī)理示意圖Fig.2 Schematic diagram of triple mechanisms

（1）控水。充填環(huán)空，減少管外竄流，結(jié)合流入控制閥限制高滲段出水，起到均衡供液剖面控水作用。

（2）堵縫。顆粒部分進(jìn)入天然裂縫，起到一定程度的抑制底水作用。

（3）儲(chǔ)層改造。近井儲(chǔ)層微裂縫被擴(kuò)張后充填顆粒，產(chǎn)生“樹根效應(yīng)”，溝通更多基質(zhì)，并將裂縫進(jìn)行延伸來溝通孤立的溶孔，以達(dá)到改造儲(chǔ)層、增大波及范圍、即開源節(jié)流的作用。

2.1.1 均衡控水作用

高分子顆粒充填環(huán)空，軸向流受限、徑向流無阻，ICD 通過孔徑設(shè)定流量上限，限制管外躥流、抑制高滲段，起到均衡供液剖面作用，以達(dá)到控水（降低高滲段產(chǎn)水量）增油（提高低滲段產(chǎn)油量）的效果。

A44H 井水平段長度為586 m，井筒實(shí)測(cè)容積為14.48 m3，充填量15.70 m3，多出1.22 m3。說明對(duì)井筒內(nèi)進(jìn)行了充分的充填。

通過表1 中的A44H 井措施前后對(duì)比，采液指數(shù)由2 294 m3/（d·MPa）降低到599 m3/（d·MPa），說明起到了明顯的均衡控水作用。

A45H 井和C34H 井（井位見圖3）水平段約700 m，都對(duì)井筒進(jìn)行了充分充填。結(jié)合ICD 控水閥限制高滲段出水，起到均衡供液剖面控水作用。

圖3 井位構(gòu)造圖Fig.3 Structural map

2.1.2 堵縫抑制底水作用

流花油藏礁灰?guī)r儲(chǔ)層裂縫形態(tài)多樣，尺度差異大。通過掃描電鏡實(shí)驗(yàn)、鑄體薄片實(shí)驗(yàn)、CT 掃描實(shí)驗(yàn)，可觀察到不同尺度下的裂縫：微裂縫（寬度小于0.15 mm）、中等裂縫（寬度在0.15～2.00 mm）、大裂縫（寬度大于2.00 mm），如圖4 所示。

圖4 流花油藏裂縫發(fā)育類型Fig.4 Liuhua reservoir fracture types

裂縫級(jí)別小、規(guī)模不成片，且裂縫內(nèi)被灰泥充填，裂縫主要在致密層發(fā)育，B1、B3、D 層主要發(fā)育溶蝕孔和孤立，縫薄片裂縫開度主要為0.04～0.06 mm。通過巖芯觀察，發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)層局部發(fā)育較多溶洞，并有少量裂縫；儲(chǔ)層非均質(zhì)性和孔隙結(jié)構(gòu)等非常復(fù)雜（圖5）。

圖5 流花油藏各井GVR 分層平均裂縫密度Fig.5 Liuhua reservoir fracture density based on GVR analysis

采用高清GVR 測(cè)井對(duì)裂縫發(fā)育情況進(jìn)行研究，能識(shí)別縫寬超過0.10 mm 的裂縫。最終解釋未發(fā)現(xiàn)縫寬、縫長特別大、規(guī)模成片的裂縫并且鉆井過程中井筒幾乎無漏失。

利用巖芯描述、鑄體薄片分析以及掃描電鏡實(shí)驗(yàn)等資料，對(duì)儲(chǔ)層的孔隙類型進(jìn)行了系統(tǒng)研究，研究區(qū)儲(chǔ)層中發(fā)育大量粒間孔和粒內(nèi)孔，連通性差，導(dǎo)致產(chǎn)能受限。

通過過飽和充填，將裂縫進(jìn)行延伸，溝通其中的孤立溶孔，達(dá)到提高產(chǎn)能的作用。

采用的微粒顆粒粒徑為0.20～0.40 mm 通過高壓充填，將顆粒擠入裂縫，可以對(duì)中等裂縫和大裂縫進(jìn)行封堵，堵塞水竄通道，降低裂縫導(dǎo)流能力。

2.1.3 儲(chǔ)層改造作用

（1）微壓裂擴(kuò)張裂縫可能性分析

破裂壓力一般通過地漏實(shí)驗(yàn)獲取，壓裂施工后也可以獲取。

另外，也可以通過公式計(jì)算，這需要知道最大水平主應(yīng)力σH、最小水平主應(yīng)力σh，巖石拉伸強(qiáng)度St。延伸壓力目前一般壓裂后通過曲線判斷；閉合壓力（最小水平主應(yīng)力）均質(zhì)地層可以認(rèn)為等于最小主應(yīng)力?？梢酝ㄟ^壓裂施工數(shù)據(jù)判斷，或者利用測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)計(jì)算，需密度、橫波和縱波3 條測(cè)井曲線。

根據(jù)該油藏定向井測(cè)井資料，采用StimPlan 和GOHFER 軟件計(jì)算分層動(dòng)態(tài)楊氏模量、動(dòng)態(tài)泊松比和最小水平主應(yīng)力（圖6）。

圖6 StimPlan 和GOHFER 計(jì)算得到的儲(chǔ)層物性Fig.6 Reservoir physical properties calculated by StimPlan and GOHFER

根據(jù)油藏鉆井已知巖石抗拉強(qiáng)度為2.2 MPa，結(jié)合式（1）計(jì)算破裂壓力，通過計(jì)算得到A45H 井垂深1 236 m，最小水平主應(yīng)力梯度0.016 MPa/m，破裂壓力梯度0.018 MPa/m，破裂壓力21.0～23.0 MPa，最小閉合壓力19.0～20.8 MPa。

式中：

pf--破裂壓力，MPa；

σh--最小水平主應(yīng)力，MPa；

σH--最大水平主應(yīng)力，MPa；

α--畢奧特系數(shù)，無因次；

pp--延伸壓力，MPa；

St--巖石拉伸強(qiáng)度，MPa。

利用壓裂施工摩阻計(jì)算軟件，計(jì)算A45H 井鉆桿內(nèi)沿程摩阻為1.5～3.5 MPa，C34H 井鉆桿內(nèi)沿程摩阻為1.9～4.8 MPa，井底壓力超過最小水平主應(yīng)力，但是低于破裂壓力，因此，A45H 井主要產(chǎn)生微裂縫擴(kuò)張作用。根據(jù)A45H 井充填前期井底壓力高于閉合壓力低于破裂壓力，充填前期高于閉合壓力會(huì)開啟微裂縫。

模擬實(shí)際下入工具串施工時(shí)的井底壓力，得出井底壓力與充填時(shí)間關(guān)系，如圖7 所示。

圖7 A45H 井充填井底壓力變化圖Fig.7 Bottom pressure change during pack-off process of Well A45H

采用MFrac-Suit 軟件進(jìn)行微粒充填注入模擬，注入13 m3砂，514 m3液，排量1 m3/min，砂液比3%～8%，井底壓力最高設(shè)置在22.2 MPa。液體黏度低，縫高可以有效控制在儲(chǔ)層內(nèi)，設(shè)置裂縫高度為10 m，計(jì)算13 m3加砂量條件下，A45H 井開啟不同數(shù)量不同寬度裂縫條數(shù)下裂縫半長，裂縫延伸方向?yàn)樽畲笏街鲬?yīng)力方向。裂縫延伸方向與水平井方位一致，水平井方位角110°～120°，裂縫延伸方向（最大水平主應(yīng)力方向）為125°，兩者夾角5°～15°。

從現(xiàn)場(chǎng)的清水試驗(yàn)結(jié)果可以看出，壓力與入地排量之前呈線性關(guān)系，隨排量持續(xù)上漲，在施工中無下降拐點(diǎn)。井底壓力大于近井眼裂縫閉合壓力時(shí)，多級(jí)裂縫張開，高分子顆粒進(jìn)入裂縫中。當(dāng)井底壓力大于多級(jí)裂縫的延伸壓力時(shí)，高分子顆粒進(jìn)入下一級(jí)裂縫，例如從第2 級(jí)進(jìn)入第3 級(jí)裂縫（圖8）。

圖8 多級(jí)微裂縫擴(kuò)張展布圖Fig.8 Multi-stage fracture extension

（2）動(dòng)態(tài)分析

①油藏產(chǎn)液能力分析

通過對(duì)比不同井的采液指數(shù)（圖9），A44H 井采用只充填井筒的方式，微粒充填后采液指數(shù)約為充填前的30%～50%，降幅明顯。A45H 井和C34H 井采用過飽和充填的方法，控水后采液指數(shù)與控水前接近。說明進(jìn)行過飽和充填后，采液指數(shù)高于僅充填井筒的方式，也證明了通過過飽和充填，微裂縫擴(kuò)張，儲(chǔ)層得到一定程度的改善，采液指數(shù)增加。

圖9 微粒充填后產(chǎn)液能力對(duì)比圖Fig.9 Comparison before and after pack-off

但是，通過對(duì)比流花油藏和其他類似油田的產(chǎn)能情況，認(rèn)為流花油藏的產(chǎn)能較低，溝通底水的大裂縫較少。

因此，微粒對(duì)于裂縫的作用，應(yīng)該還是以擴(kuò)張微裂縫、擴(kuò)大基質(zhì)產(chǎn)能為主。

②含水上升曲線分析

如果以縱向上深度充填裂縫降低導(dǎo)流能力、抑制底水作用為主，縱向上在儲(chǔ)層深部形成一個(gè)相對(duì)均勻低滲體（圖10），A45H 井含水率不會(huì)從20%快速上升至60%（圖11），而是較穩(wěn)定上升。底水通過高滲帶錐進(jìn)，到達(dá)近井地帶后，“樹根效應(yīng)”會(huì)有一定抑制作用（抑制程度取決于充填顆粒后的滲流能力），還是存在快速上水可能性。

圖10 底水錐進(jìn)示意圖Fig.10 Bottom water coning

圖11 累產(chǎn)油與測(cè)試含水率關(guān)系圖Fig.11 Test water cut versus cumulative oil

（3）裂縫導(dǎo)流能力計(jì)算

采用縫流及滲流原理公式，對(duì)充填前后的流量進(jìn)行計(jì)算，充填前為微裂縫適合縫流計(jì)算，過飽和充填使裂縫擴(kuò)張且被微粒充填后適合滲流計(jì)算?？p流流速計(jì)算公式為

滲流流速計(jì)算公式為

式中：Q1--縫流流速，m3/s；Q2--滲流流速，m3/s；l--端口長度，m；b--縫寬，m；L--縫高，m；p--壓力，MPa；μ--黏度，mPa·s。

參數(shù)設(shè)定：端口長度為20 m，縫高為40 m，壓差為1 MPa，流體（地層水）黏度為0.47 mPa·s，顆粒滲透率為80 000 mD，基質(zhì)滲透率為200 mD，縫寬為0.01～1.00 mm，開展流量計(jì)算。如表2 所示，天然裂縫寬度為0.05 mm，縫流流量為0.96 m3/d；充填微粒后裂縫擴(kuò)張，寬度1～5 mm，滲流流量為7.35～36.77 m3/d。裂縫擴(kuò)張充填后導(dǎo)流能力不但未降低，反而有所增加。

表2 流量計(jì)算表格Tab.2 Flow rate calculation table

（4）充填作業(yè)曲線特征分析

A45H 及C34H 井均實(shí)現(xiàn)了過飽和充填，假如地層發(fā)育天然較大裂縫，同等排量時(shí)，后期低壓充填時(shí)，出現(xiàn)壓力不變、甚至下降，顆?？梢栽丛床粩噙M(jìn)入地層，說明地層吸液能力與注入量持平，但早期注入壓力持續(xù)上升，地層吸液能力小于注入量（圖12）。因此，顆粒進(jìn)入天然裂縫不是主導(dǎo)因素，可能有一定程度進(jìn)入天然裂縫，但也并非主導(dǎo)因素。

圖12 A45H 井微粒過飽和充填曲線圖Fig.12 Over-saturated particles pack-off process of Well A45H

2.2 作用效果擬合及表征

2.2.1 油藏工程法

假定井筒為裸眼水平井生產(chǎn)，參考鄰井給定特定液量、油量及生產(chǎn)壓差。

在此基礎(chǔ)上，先假設(shè)3 段含水且采液指數(shù)高的優(yōu)勢(shì)通道段，優(yōu)勢(shì)通道段貢獻(xiàn)98%含水和其他段為低含水進(jìn)行分段配產(chǎn)，計(jì)算比采水指數(shù)及比采油指數(shù)。

結(jié)合單根ICD 篩管過流量與壓降關(guān)系，計(jì)算優(yōu)勢(shì)通道段和低含水段米采液指數(shù)，回算在ICD 篩管作用下、環(huán)空微粒作用下及環(huán)空微粒組合ICD 篩管共同作用下3 種情況對(duì)比裸眼完井方式的采液指數(shù)，分析控水強(qiáng)度及產(chǎn)能限制情況（圖13）。

圖13 環(huán)空微粒與ICD 作用產(chǎn)能劈分示意圖Fig.13 Production separation of different mechanisms

該方法采用比采油指數(shù)與比采水指數(shù)作為固定值，采用油藏工程方法模擬不同完井方式對(duì)于壓差限制作用，還原裸眼、ICD 篩管、微粒及微粒組合ICD篩管的作用機(jī)理。采用該比采油指數(shù)模擬方法，計(jì)算低含水期及中高含水期各完井方式控水強(qiáng)度及采液指數(shù)抑制情況。結(jié)果顯示目標(biāo)井低含水期中ICD 篩管孔眼作用較小，基本依靠初期過飽和充填微裂縫擴(kuò)張，高含水期下ICD 篩管控水相對(duì)增大，環(huán)空微粒作用增大，微裂縫擴(kuò)張也有一定作用。對(duì)比實(shí)際生產(chǎn)動(dòng)態(tài)來看，采液指數(shù)與實(shí)際相較吻合，趨勢(shì)一致。模擬出C34H 井ICD 篩管孔眼作用較小，ICD 篩管控水降低含水8%，環(huán)空微粒降低含水30%，整體降低含水42%。A45H 井ICD 篩管控水降低含水2%，環(huán)空微粒降低含水19%，整體降低含水30%（表3、表4）。

表3 “微粒充填+ICD 篩管”不同含水時(shí)期作用效果劈分表（C34H 井低含水期）Tab.3 “Particles+ICD screen” production separation of different water cut period(Production of low water cut period of Well C34H)

表4 “微粒充填+ICD 篩管”不同含水時(shí)期作用效果劈分表（A45H 井中高含水期）Tab.4 “Particles+ICD screen” production separation of different water cut period(Production of mid-high water cut period of Well A45H)

2.2.2 數(shù)值表征法

針對(duì)2.1 節(jié)提到的三重作用機(jī)理，采用數(shù)值模擬方法進(jìn)行研究。

由于數(shù)模中并無相應(yīng)的方法，因此，需要尋求等效擬合方法。

（1）井筒中ICD 篩管+微粒。采用Petrel RE 軟件，模擬ICD 篩管，并在每兩個(gè)ICD 篩管之間加封隔器，來模型微粒的“連續(xù)”封隔作用，阻擋軸向竄流（圖14）。

圖14 ICD 篩管數(shù)值模擬Fig.14 ICD screen Numerical Simulation

（2）堵水作用。顆粒充填一定程度進(jìn)入近井地帶天然裂縫，起到一定程度的堵水作用。對(duì)模型中近井地帶的裂縫滲透率進(jìn)行適當(dāng)降低，降低幅度參考實(shí)際生產(chǎn)井的擬合情況。

（3）儲(chǔ)層改造作用。高壓擴(kuò)張微裂縫，產(chǎn)生“樹根效應(yīng)”，溝通更多基質(zhì)。模型對(duì)近井地帶用多條高滲帶來等效裂縫擴(kuò)張，即擴(kuò)大滲透率，來增大基質(zhì)貢獻(xiàn)。

由于裂縫尺寸遠(yuǎn)小于網(wǎng)格尺寸，需要對(duì)井周圍網(wǎng)格進(jìn)行LGR（局部網(wǎng)格加密）來精細(xì)模擬裂縫。

3 礦場(chǎng)應(yīng)用情況

3.1 實(shí)施情況

A45H 井位于流花油藏T 井區(qū)，為一口水平井，水平段長度740 m。在微粒充填之前，首先需要進(jìn)行清水注入實(shí)驗(yàn)。

實(shí)驗(yàn)顯示，當(dāng)?shù)孛孀⑷雺毫Ω哂?.0 MPa 時(shí)，穩(wěn)定注入流量下存在明顯的波動(dòng)，與地漏實(shí)驗(yàn)對(duì)比后確定該壓力為地層破裂的臨界壓力，作為顆粒充填的起始?jí)毫Α?/p>

該井水平段平均實(shí)測(cè)井徑0.165 m，控水篩管外徑為0.120 m，需要充填的井筒環(huán)空體積為9.67 m3，充填壓差高于地層破裂壓差5.5 MPa。充填初期采用1 200 L/min 的高流量注入，地面注入壓力逐漸上升，擴(kuò)大近井地帶優(yōu)勢(shì)滲流通道孔徑，細(xì)粒高分子顆粒（直徑0.225～0.450 mm）進(jìn)入大孔隙和優(yōu)勢(shì)滲流通道，有效均衡近井地帶的孔隙度和滲透率。充填中后期逐漸降低充填壓力，增大加砂比，保證水平井段環(huán)空的有效充填，減少水平井段的橫向竄流。

根據(jù)微粒實(shí)際充填量與環(huán)空容積計(jì)算得到充填到近井地帶地層裂縫的微粒體積為12.93 m3，水平段井徑為0.165 m，水平段實(shí)鉆長度為850.000 m，地層孔隙度為24.3%，根據(jù)試井資料確定水平段有效動(dòng)用長度為實(shí)鉆長度的35.9%，即為305.150 m，假定優(yōu)勢(shì)滲流通道占儲(chǔ)層總孔隙度的比例為10%，計(jì)算得到充填顆粒進(jìn)入地層深度約0.670 m，形成以水平井為圓心，直徑1.500 m 的均質(zhì)幾何體。

幾何體共充填22.60 m3，先高壓充填微粒進(jìn)入地層13.00 m3，后充填環(huán)空容積9.60 m3，采用8.000 mm 孔徑ICD 篩管限液，最終施工曲線說明充填成功，充填率達(dá)到233.0%，達(dá)到了過飽和充填的效果。

C34H 井位于流花油藏T 井區(qū)，該井水平段長度為802.000 m，共充填35.20 m3，先高壓充填微粒進(jìn)入地層25.20 m3，后充填環(huán)空容積10.00 m3，采用8.000 mm 和6.000 mm 分段孔徑ICD 篩管限液，最終施工曲線說明充填成功，充填率達(dá)到352.0%，達(dá)到了過飽和充填的效果。

A33H 井位于流花油藏M 井區(qū)，該井水平段長度為700.000 m，共充填48.50 m3，先高壓充填微粒進(jìn)入地層20.00 m3，后充填環(huán)空容積28.50 m3，采用8.000 mm 和6.000 mm 分段孔徑ICD 篩管限液，最終施工曲線說明充填成功，充填率達(dá)到285.0%，達(dá)到了過飽和充填的效果。

3.2 應(yīng)用效果

已實(shí)施的3 口調(diào)整井均采用微粒過飽和充填作業(yè)。由累產(chǎn)油與含水率關(guān)系（圖15）可以看出，這3口井的含水率上升速度明顯慢于鄰井，說明該完井方式取得了明顯的控水增產(chǎn)效果。

圖15 開發(fā)效果對(duì)比圖Fig.15 Water cut versus cumulative oil comparison

4 結(jié)論

（1）首次創(chuàng)造性提出“微粒過飽和充填”技術(shù)及其“控水、堵縫、儲(chǔ)層改造”三重作用機(jī)理，并進(jìn)行了作用機(jī)理的全面論證，并首次實(shí)現(xiàn)“微粒過飽和充填”技術(shù)合理數(shù)值模擬表征研究。

（2）首次在流花油藏成功實(shí)現(xiàn)3 口井“微粒過飽和充填”技術(shù)的應(yīng)用，并取得很好的應(yīng)用效果。

（3）首次成為流花油藏有顯著增產(chǎn)效果的措施技術(shù)，為打破了流花裂縫性礁灰?guī)r底水油藏開采瓶頸，對(duì)流花油藏后續(xù)滾動(dòng)開發(fā)方案起到促進(jìn)作用，為國內(nèi)外水平井控堵水的難題提供了理論依據(jù)及技術(shù)支撐。