高含水油藏深部調驅技術現場應用分析

王麗 （中石化勝利油田分公司石油開發中心，山東 東營 257000）

孤南油田131塊位于孤南洼陷東部，孤南大斷層的下降盤，主要開發層系沙二段，探明含油面積2.0km2，地質儲量246×104t。構造形態為西北界受孤南大斷層切割遮擋的鼻狀構造，地層傾角12～30°。沙二段劃分為3個砂層組 （S21、S22、S23），儲層巖性主要為含礫砂巖、粗砂巖、中砂巖和細砂巖，平均孔隙度16.4%，平均滲透率74.5mD，屬中孔中低滲儲層，油藏類型為巖性構造油藏。

該區塊1986年投入開發，1989年轉入注水開發，至2011年1月，共有油井20口，單元日產油40t，綜合含水91.0%。累積產油64×104t，累積產水140×104m3，采油速度0.6%，采出程度25.9%。注水井11口，日注水平480m3，累積注水166×104m3，累積注采比0.74。目前處于高采出程度、高含水、低采油開發階段。

1 調剖的必要性

孤南油田131塊經過20多年的注水開發，油層內部形成高水相流體滲流優勢通道，導致驅油效率明顯降低。該區塊累積注采比0.74，累積虧空57×104m3，地下實際存水率15.7%。注水開發早期，存水率在80%以上，隨著開發時間的延續，油井含水上升快，注水利用率逐漸降低，至2000年以后，存水率一直維持在20%左右。在開發過程中突顯2個主要矛盾：

1）層間層內吸水不均，儲層動用不均。根據吸水剖面資料分析，該區塊的S21主力層與非主力層S22、S23之間，吸水狀況差異較大。S21厚度大儲量高，吸水狀況好，相對吸水量占50%～70%；而S22和S23吸水較差。同時，從該區塊的油井飽和度測井看，S22、S23層儲量動用較差，剩余油集中于S22、S23層。

2）水線推進速度快。該塊目前處于低采油、高采出程度、高含水開發階段，長期注水條件下，油層內部形成高水相流體滲流優勢通道，導致驅油效率明顯降低，造成注入水長期低效或無效循環，嚴重干擾了其他層段以及其他部位油層的吸水、出油狀況，使得產量急劇下降。

2 調剖現場試驗及效果評價

2.1 第1輪調剖

1）調剖思路：調＋堵＋調，由遠及近逐級封堵。首先依據1／3～2／3架橋原則［1－3］，用聚合物微球封堵遠處的優勢滲流通道，再適當選用水膨體顆粒封堵較大的竄流通道，最后用微球深部調驅，達到擴大水驅波及面積，提高采收率的目的。

2）聚合物微球調剖原理。聚合物微球是采用微乳聚合方法合成平均尺寸為幾百納米的、在水中可以均勻分散、易于進入注水地層、隨后緩慢吸水膨脹的凍膠微球。

聚合物微球深部調驅機理［4］是通過膨脹后的微球封堵高滲透條帶的孔喉，再不斷變形、運移，逐級封堵和改變水驅液流方向，擴大水驅波及系數，達到深部調驅提高采收率的目的。其中納米級微球通過水化后膨脹架橋堵塞封堵，微米級微球通過水化后膨脹電荷吸附封堵。微球均在地層滲流通道最窄的孔喉處進行堵塞，從而實現注入水微觀改向。聚合物微球具有深部調驅劑所具備的 “注得進、堵得住、能移動”的特點，表現為：①粒徑為納微米級，易于進入地層深部；②能吸水膨脹，可在孔喉處架橋滯留，改變液流方向；③為粘彈性球體，在地層壓力波動下可變形移動，產生多次封堵；④耐溫、耐鹽、耐剪切，在地層條件下長期穩定。

聚合物微球室內現場試驗指標：①在油藏溫度50～130℃，礦化度5000～300000mg／L （飽和鈣鎂離子濃度）條件下，聚合物微球能形成有效的封堵；②聚合物微球在油藏污水中可直接形成均勻分散體系，2000mg／L體系膨脹10d對1.5μm2填砂管封堵效率達到80%以上；室內試驗表明微球體系在120℃放置6mon后封堵性能仍未下降。③依據現場試驗注入水井壓力一般可上升1～1.5MPa。

3）調剖過程。①聚合物微球的選擇。該區塊流動區間孔喉半徑為1.6～6.3μm，孔喉直徑3.2～12.6μm，根據孔喉大小和1／3匹配原則，選擇聚合物微球具備以下特點：微球膨脹初始粒徑≤1.0μm，膨脹后粒徑在3～4μm左右最佳，根據水線推進速度16m／d，要求微球10～15d達到最大粒徑。根據以上選擇要求，優選D－2－10聚合物微球 （見表1）。

表1 D－2－10型聚合物微球性能指標

②堵竄劑的選擇。根據以往現場經驗［5－6］選擇水膨體顆粒堵劑封堵竄流通道，其性能指標見表2。

③調剖施工過程。由于初次施工，對地下竄流情況把握準確性較小，采用3段塞施工：第1段塞微球試注，第2段塞水膨體顆粒堵劑封堵大孔道，第3段塞微球深部調驅。

第1段塞：微球試注。微球注入濃度1000～3000mg／L，微球注入量9.42t。該井注水油壓由8.5MPa升至9.1MPa，測試井口PI值 （壓降等電點）增加了0.02MPa，FD值 （充滿度指數）增加了0.02。對應3口油井產出液微球濃度高于背景濃度。第1段塞后井組產油量下降，由4.7t／d下降至2.8t／d，含水升高，由94.8%上升至97.5%，開發形勢變差。分析油水井之間存在高滲流通道，恢復注水后優勢通道被打開，微球不能對大孔道實施有效封堵，導致開發形勢變差。

第2段塞：顆粒堵劑封堵大孔道。擠入預交聯顆粒堵劑8t，油壓達10.7MPa，對比調剖前，油壓上升2MPa左右。測試PI值 （8.02MPa），較第1段塞升高1.21MPa，說明采用預交聯顆粒堵劑，在一定程度上對油水井間的優勢滲流通道進行了封堵。

第3段塞：微球深部調驅。微球注入濃度3000mg／L，微球注入量18.125t。第3段塞實施19d、42d后分別2次測試PI值 （8.47MPa、8.94MPa），較第2段塞又有明顯升高0.92MPa，說明顆粒堵劑封堵部分大孔道后，微球又對滲流的通道形成了有效封堵。封堵30d內，產出液微球濃度小于背景濃度，分析認為堵竄有效。

4）調剖認識。①注水開發后期，儲層物性發生變化，目前孔滲值遠高于原始條件，地下優勢滲流通道較廣。利用地下流體水動力學原理，假設供給邊緣壓力不變、圓形、單層、均質油藏，根據達西定律計算井組平均滲透率為217×10－3μm2，高于原始的74.5×10－3μm2。

②在存在大的竄流通道的情況下僅靠微球封堵效果差。注微球18d該井組中某一油井首次檢測到微球，堵竄30d后又檢測到濃度較高的微球，油井含水上升快，說明地層仍存在較大的竄流通道。

表2 水膨體顆粒堵劑性能指標

2.2 第2輪調剖

為進一步改善井組水驅開發效果，本著 “深部、多輪次”調剖的原則［7－9］，分別于2010年3月、6月、8月，3次對該井組中的水井及其周圍的水井進行壓降測試，發現該井組仍處于低PI值區域。同時，基于第1輪調剖的認識，更改第2輪調剖思路，并進一步對堵劑類型進行優化組合，制定多段塞施工方案。

1）調驅思路：堵＋調。①利用高溫凍膠＋絮凝劑體系封竄，由遠及近，先封堵大孔道，逐級封堵小孔道，使PI值達到區塊平均值；②在達到以上指標后再用聚合物微球深部調驅，在先期封竄的基礎上對滲流通道進行深部封堵，達到改變儲層平衡的目的。

2）調剖過程。①堵竄劑的選擇。高溫凍膠：聚合物YG100＋交聯劑YG103，126℃下成凍時間1d就達到G級，7d后凍膠又有流動性，體積收縮率只有5%，即聚合物在高溫下降解后留下酚醛樹脂，酚醛樹脂耐溫性可達到360℃，在地層會永久存在，連續凍膠的流動性和體積稍有收縮的特點，能使凍膠運移到地層深部更有利于深部調剖。絮凝劑：絮凝劑為穩定化的納土無機顆粒，懸浮能力好、耐溫性好。利用黏土污染的不可逆性對地層孔道進行封堵，這種污染傷害能夠達到封堵地層大孔道的目的。

②調剖施工過程。孤南131－2井于2010年9月4日開始實施第2輪次堵竄施工，截止到2010年10月15日，累計注入堵竄劑1590m3。分2個段塞施工，其中2010年9月4日～2010年9月22日注入200m3MPa高溫凍膠，YG340－1絮凝劑37t，第1段塞施工后注水油壓由9.7MPa升至12.4MPa；第2段塞注入時間2010年9月27日～2010年10月15日，注入150m3高溫凍膠，YG340－1絮凝劑25t。施工過程中對GN131－2測試井口壓降，曲線及PI值如圖1所示。施工前2010.9.3的PI902.5為5.21MPa，2010.10.19的PI902.5為7.14MPa，對比調剖前增加了1.93MPa。從曲線看，PI曲線上移并且變緩。

2.3 調剖效果評價

1）經濟效益。調堵后井組平均日產油由4.7t上升至12t，峰值產油14.3t，截止2011年4月底，2輪累增油1600t，其中第1輪增油315t，第2輪增油1285t，投入產出比為1∶6。

2）水井吸水剖面。調剖前主力吸水層為一砂組，相對吸水量達70%，調剖后一砂組吸水能力降低，二砂組吸水能力增強，縱向上吸水剖面趨于平衡，層間差異得到一定的緩解。

3）注水指示曲線。2輪調剖后注水啟動壓力由7.0MPa升至8.7MPa再升至11.5MPa，視吸水指數由108降至82再降至5，水井吸水能力減弱，說明大孔道得到一定的封堵。

4）油井產液剖面。調剖后油井產液剖面有所改變，二砂組動用程度提高，層間剩余油得到挖潛。

圖1 GN131－2井調剖過程中井口壓降測試

3 結論及認識

1）由第1輪調剖認識到微球對優勢大孔道封堵效果差；水膨體堵竄升壓快，不適合深部堵竄。注微球過程中水井油壓增幅小，說明存在明顯的竄流通道，微球無法架橋吸附，封堵效果差；注水膨體堵竄后，周圍油井均呈現含水下降趨勢，但由于其膨脹時間短、粒徑大，短期內壓力升高快，影響堵竄范圍和堵竄深度。

2）由第2輪調剖認識到高溫凍膠＋絮凝劑組合堵劑對竄流通道封堵作用明顯，用量和連續性注入是提高有效期的關鍵。凍膠＋絮凝劑體系進入地層后井組含水由96.8%下降至92%，初期封堵作用明顯。但由于凍膠注入量少 （350m3），后期在地層流體的剪切及油藏溫度、壓力的綜合影響下，凍膠由連續相轉變為分散相，同時絮凝劑由于泵注困難沒有連續性注入，鈉土分散體在地下運移導致原封堵層重新竄流，進而導致注水油壓降低至調剖前水平，分析認為堵劑用量和連續性注入是提高調剖有效期的關鍵。

3）地下優勢滲流通道是逐漸形成的并且分布范圍較廣，必須經過單元整體、多輪次調剖，才能明顯改善水驅開發效果。

4）該區塊調剖技術的開展取得了顯著的經濟效益，是當前及今后控水穩油的一項重要有效的技術措施。

［1］吳琳 .高含水井調剖堵水技術及現場應用分析 ［J］.西南石油學院學報，2002，24（3）：58－60.

［2］郭雄華，馮其紅，李淑霞 .高含水期油田堵調綜合治理方法 ［J］.石油大學學報，2000，24（5）：35－38.

［3］羅沛 .注水井調剖選井方法 ［J］.油氣井測試，2005，14（5）：42－43.

［4］王濤，孫煥泉，肖建洪，等 .孤島油田東區1－14井組聚合物微球技術調驅礦場試驗 ［J］.江漢石油學院學報，2005，27（6）：779－781.

［5］李克華，趙福麟，焦翠，等 .調剖時機的試驗研究 ［J］.西安石油學院學報，2002，17（2）：30－36.

［6］馮其紅，陳耀武，郭京來 .注水井調剖效果預測統計方法研究 ［J］.石油鉆采工藝，2003（6）：63－66.

［7］胡書勇，張烈輝，余華潔，等 .油層大孔道調堵技術的發展及其展望 ［J］.鉆采工藝，2009，29（6）：117－120.

［8］趙福麟，戴彩麗，王業飛，等 .油井堵水概念的內涵及其技術關鍵 ［J］.石油學報，2006，27（5）：71－78.

［9］王振 .牛居油田高含水期開發的措施及效果 ［J］.西安石油學院學報，1996，11（4）：29－34.