長慶姬塬油田羅1長8油藏調(diào)剖工藝技術(shù)研究與應(yīng)用

馬紅星，胥元剛，魏江偉，李曼平，姚春林

（1.西安石油大學(xué)，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田公司第五采油廠，陜西西安 710016）

羅1 長8區(qū)塊所轄長慶姬塬油田，于2007年開始進(jìn)行先期試驗開發(fā)，2008年規(guī)模化開發(fā)。儲層平均孔隙度10.6%，平均滲透率0.85 mD，中值半徑0.2 μm，平均儲層有效厚度10.5 m。羅1區(qū)長8油藏中部、中北部局部裂縫較為發(fā)育，目前中部小范圍連片見水，北部及西南部個別井組油井見水，截至2011年底共有見水井38口，占全廠20.5%，單井產(chǎn)能損失2.2 t。見水主要有以下兩個特征：一是見水井見水后日產(chǎn)液量、含水、動液面上升，動態(tài)調(diào)整后部分井含水有所下降，但注水井復(fù)注后含水再次上升，二次停注后油井含水一直居高不下，調(diào)整難度大；二是部分井見水后，動態(tài)調(diào)整反應(yīng)不明顯，油井持續(xù)高含水，見水方向復(fù)雜，分析認(rèn)為存在多方向見水特征。羅1 長8區(qū)塊受儲層微裂縫、滲流優(yōu)勢通道等因素的影響，部分油藏局部不同程度的出現(xiàn)裂縫性見注入水井，突出表現(xiàn)在油井注水開發(fā)一段時間后，含水快速上升，日產(chǎn)液量、動液面大幅上升，分析水型為Na2SO4，動態(tài)調(diào)整后部分井含水下降明顯。油井見水后，造成油藏局部平面矛盾突出，油井產(chǎn)能損失嚴(yán)重，油田水驅(qū)開發(fā)效果變差。

1 調(diào)剖實施方案

調(diào)剖技術(shù)由20 世紀(jì)80年代逐漸發(fā)展至今，為油田高含水開發(fā)階段的穩(wěn)產(chǎn)、控水及綜合治理發(fā)揮了重要作用。研究及應(yīng)用表明，調(diào)剖可以有效降低油田遞減速率、含水上升速率，提高區(qū)塊采油量和階段采出程度，改善區(qū)塊注水開發(fā)效果，取得較好的經(jīng)濟(jì)效益[1～5]。針對羅1區(qū)長8油藏中部、中北部局部裂縫發(fā)育，局部見水特征明顯，2012年對該區(qū)裂縫見水區(qū)域?qū)嵤┱{(diào)剖綜合治理，旨在為該區(qū)油藏長期穩(wěn)產(chǎn)夯實基礎(chǔ)。

1.1 調(diào)剖劑選擇

針對該區(qū)裂縫普遍存在的特點，在調(diào)剖體系的選擇上突出了其封堵性能和封堵強(qiáng)度，采用以弱凝膠（強(qiáng)度可調(diào)）、高強(qiáng)度預(yù)交聯(lián)體膨顆粒為主、水玻璃和氯化鈣等無機(jī)體系為輔的調(diào)剖體系進(jìn)行優(yōu)勢水流通道的封堵。

1.1.1 弱凝膠體系 弱凝膠（Thin Gel）主要采用低濃度聚合物和交聯(lián)劑形成的以分子間交聯(lián)為主、分子內(nèi)交聯(lián)為輔的三維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)的弱交聯(lián)體系。弱凝膠體系的成膠時間、成膠強(qiáng)度可調(diào)，流動性好，且成膠后在后續(xù)水的推動下整體“漂移”，具有深部調(diào)剖和驅(qū)油的雙重作用。羅1 長8油藏屬中低溫油藏，在調(diào)剖劑優(yōu)選上重點考慮抗鹽性、抗剪切性強(qiáng)的體系。

實驗室分別用清水和污水配制弱凝膠，待其成膠后測定凝膠的粘度。實驗測得清水配制的弱凝膠的粘度為2850 mPa·s，污水配制的弱凝膠的粘度為2480 mPa·s（見圖1）。污水配制的弱凝膠強(qiáng)度比清水配制的弱凝膠強(qiáng)度略低，仍能滿足實際的需求。

圖1 清水和污水配制弱凝膠的強(qiáng)度對比

將成膠的弱凝膠體系進(jìn)行剪切實驗，從圖2可看出，隨著剪切時間的延長，弱凝膠在剪切早期粘度下降較快，后期下降較為緩慢，90 min 后，其粘度保留率在86%以上。

圖2 弱凝膠的抗剪切性實驗曲線

1.1.2 預(yù)交聯(lián)顆粒 從圖3可以看出，預(yù)交聯(lián)顆粒8 d左右膨脹倍數(shù)達(dá)到最大值，80 d以后膨脹倍數(shù)保留率98%以上，說明該顆粒的長期穩(wěn)定性好。

圖3 預(yù)交聯(lián)顆粒的穩(wěn)定性

1.1.3 無機(jī)體系 無機(jī)體系具有施工簡單、安全可靠、封堵效果好、成本低的優(yōu)勢。采用以硅酸鹽為主劑，引入懸浮劑、增強(qiáng)劑，使得硅酸鹽水化后生成的Ca（OH）2有較強(qiáng)的吸收力，形成發(fā)育良好的硅酸鈣凝膠，大大提高硅酸鹽的強(qiáng)度，能夠延長調(diào)剖有效時間。

1.2 工藝設(shè)計

通過油藏地質(zhì)和開發(fā)動態(tài)的認(rèn)識，結(jié)合動態(tài)監(jiān)測技術(shù)和數(shù)值模擬，認(rèn)為裂縫溝通是該區(qū)含水上升加劇的主要原因，對裂縫帶的治理成為該區(qū)穩(wěn)油控水的關(guān)鍵。段塞設(shè)計以“預(yù)交聯(lián)體膨顆粒+高濃度弱凝膠+無機(jī)體系”為主，施工排量控制在2.7 m3/h 左右，無機(jī)體系可根據(jù)現(xiàn)場施工適當(dāng)調(diào)大，現(xiàn)場注入根據(jù)動態(tài)變化靈活調(diào)整。

2 調(diào)剖效果評價

2.1 注水井調(diào)剖效果

2.1.1 注水壓力變化 2012年在羅1 長8區(qū)塊實施整體調(diào)剖17口井。17口注水井調(diào)剖后注水壓力不同程度上升，上升幅度0～4.9 MPa，平均上升1.6 MPa。注水壓力的升高表明注入調(diào)剖劑對優(yōu)勢水流通道形成了有效封堵。

圖4 地193-45 井調(diào)剖前后吸水指示曲線對比

2.1.2 吸水指示曲線從吸水指示曲線資料看（見圖4），調(diào)剖后注水壓力明顯升高，說明吸水能力有了改變，長8 層段收到了較好的調(diào)剖效果，反映了該調(diào)剖工藝封堵該區(qū)的優(yōu)勢水流通道是可行的。

2.1.3 壓降曲線 在注水量保持不變的情況下，調(diào)剖后注水壓力升高，關(guān)井后壓力降落起點就較高，也反映調(diào)剖封堵了高滲層。由于高滲層和優(yōu)勢水流通道被封堵，壓力降落的速率變得緩慢。這正是利用注水井調(diào)剖前后壓力降落曲線判斷和分析調(diào)剖效果的基本原理所在。

圖5 地193-45 井調(diào)剖前后壓降曲線對比

3 油井及區(qū)塊開發(fā)效果評價

17口調(diào)剖井對應(yīng)93口油井，見效36口，見效比例38.7%。累計增油2733 t，累計降水1894 m3。

3.1 存水率

圖6 區(qū)塊存水率曲線

調(diào)剖前區(qū)塊月平均存水率0.75，調(diào)剖后月平均存水率上升至0.83，提高了0.08，在一定程度上反映調(diào)剖提高了注入水的利用程度，降低了無效注采循環(huán)。

3.2 含水上升率

圖7 含水上升率變化

調(diào)剖后，含水上升率由4.6%下降至3.1%，降低了1.5%。表明區(qū)塊整體調(diào)剖顯著控制了含水和含水上升速度。

3.3 自然遞減

調(diào)剖后，區(qū)塊平均月自然遞減由13.5%下降至13.0%，2012年底自然遞減開始增大，應(yīng)該說，調(diào)剖對區(qū)塊自然遞減起到了較好的控制作用。對于后期自然遞減開始增大需要進(jìn)一步評價和分析。

圖8 區(qū)塊月自然遞減曲線

從調(diào)剖前后油水井的測試資料和生產(chǎn)動態(tài)看，調(diào)剖有效封堵了優(yōu)勢水流通道，提高了注水壓力有利于啟動非優(yōu)勢油流通道，提高了注水的利用效率，擴(kuò)大了水驅(qū)波及面積。整體調(diào)剖對區(qū)塊注水開發(fā)狀況起到了較好的調(diào)整作用。

4 結(jié)論及認(rèn)識

（1）羅1 長8油藏中部、中北部區(qū)域裂縫發(fā)育，開發(fā)過程中油井見水快，造成油藏局部平面矛盾突出，油井產(chǎn)能損失嚴(yán)重，油田水驅(qū)開發(fā)效果變差。

（2）調(diào)剖后，注水井注水壓力平均上升1.6 MPa。吸水指示曲線和壓降曲線等測試資料對比表明優(yōu)勢水流通道帶得到了有效封堵，為擴(kuò)大水驅(qū)波及體積奠定了基礎(chǔ)。

（3）調(diào)剖后油井陸續(xù)見效，取得了較好的增油降水效果。區(qū)域的存水率、含水上升率和自然遞減等開發(fā)指標(biāo)變好。說明整體調(diào)剖改善了該區(qū)注水開發(fā)效果。

［1］馮其紅，陳月明，姜漢橋，等.盤223 塊油藏整體調(diào)剖設(shè)計及效果評價［J］.石油勘探與開發(fā)，1999，26（4）：82-84.

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