安塞油田裂縫型油藏深部調剖技術評價

易永根，申 坤，賀 琦，黃戰衛，師現云，折利軍

（中國石油長慶油田分公司第一采油廠，陜西延安 716000）

裂縫對低滲透油田開發具有雙重影響，一方面裂縫起著導流作用，提高滲流量，進而提高油井產能；另外一方面，裂縫加劇了低滲透油田的非均質性[1-2]。安塞油田開發層系主要為三疊系長2、長6、長10，屬于特低滲、低壓、低產，構造平緩，屬內陸淡水湖泊三角洲沉積體系，油層非均質性嚴重，儲層普遍存在天然垂直微裂縫，主裂縫方向北東-西南向，裂縫方位與砂體走向趨于一致。微裂縫分布不均勻，在原始壓力下一般呈閉合狀態，注水后，易沿裂縫水竄，水線推進速度較快，主向油井含水、壓力上升速度快，甚至快速水淹，水驅狀況變差。同時它多采用菱形反九點井網進行注水開發，注水井多為水力壓裂投注[3-6]。目前長6、長4+5 油藏由于天然微裂縫發育，加上投產后人工壓裂改造等問題，導致注入水沿主向快速突進，主向油井見水進而水淹，側向油井難以見到注水效果，見水油井逐年增多，控水穩油難度大的問題突出。

針對裂縫發育區注入水單向突進快的特點，采取地關主向水淹井，提高注水強度的對策，增加側向井見效程度。通過幾年的實施，裂縫側向油井見效后能夠穩產，但沒有明顯的增產，見效程度相對于孔隙型滲流區有較大差距。

1 深部調剖技術研究與完善

1.1 堵劑體系適應性評價

在低滲透油田裂縫型油藏開展堵水調剖，不僅要有效封堵大裂縫出水通道，而且要有效驅替中小裂縫中的原油[7]。常用的適合于孔隙性油藏的單一深部調剖技術不太適合于低滲透裂縫型油藏，為了達到深部流體轉向和驅油的雙重目的，采用多種堵劑體系復合應用的深部調剖技術體系，考慮堵劑之間的協同作用，采用多種體系多段塞組合注入，用預交聯體膨顆粒+凝膠顆粒堵劑封堵大裂縫出水通道，使注入水發生流向改變，顯著提高波及效率，丙烯酰胺凝膠的強度適中，能夠主要發揮“調”和“驅”的作用，有效驅替小裂縫中的原油[8-9]。

1.1.1 顆粒堵劑的選擇與性能評價 顆粒的選取主要依照該顆粒的膨脹倍數和封堵強度兩方面，選取膨脹倍數大、封堵強度高的為佳。

（1）膨脹實驗：取一定量預交聯體膨顆粒（1#）和凝膠顆粒（2#）放入60 ℃的淡水、注入水、產出水中，在不同的時刻取出后待沒有水滴滴出時稱量其質量。

常溫及油藏溫度下1#及2#顆粒的膨脹速度（見圖1、圖2）。從圖可看出：（1）隨著時間的增加，兩種顆粒的膨脹倍數都有所增加，但剛開始膨脹得快，隨后則膨脹的慢；（2）淡水的膨脹倍數比注入水和產出水大，注入水與產出水的膨脹倍數基本上差不多，1#為18 倍，2#為23 倍，兩種都能滿足現場需要。

圖1 1#顆粒膨脹實驗

圖2 2#顆粒膨脹實驗

（2）顆粒裂縫封堵實驗：用1#、2#顆粒作對比，考察兩種顆粒在填砂長管模型中的封堵分布情況。室內進行堵塞率測試，對比封堵前后水相滲透率，堵塞率越大說明封堵率越強。通過實驗（見表1），1#、2#顆粒堵劑對巖心的封堵率均大于98 %，說明其對高滲巖心具有很強的封堵能力。

表1 巖心實驗數據

1.2 工藝參數優化

1.2.1 堵劑用量 目前調剖劑注入量的設計，主要結合注水井及其對應油井生產動態，結合相關測試資料，采用計算公式和經驗值的方法來確定。通過近幾年的實施，堵劑用量適當增加后，壓力爬升幅度趨于合理（見表2）。

1.2.2 施工排量 施工排量上既要避免堵劑在近井地帶堆積并向地層深部運移，又要避免主向油井暴性水淹。通過施工排量的調整，充分利用堵劑的選擇性和地層滲透率差異，使得堵劑優先進入流動阻力小的高滲出水層，采用較低排量，對應的油井主向井短期內暴性水淹的現象基本消失（見表3）。由于現場所用堵劑多為顆?；驘o機類堵劑，其強度大，濃度高，為防止在近井地帶沉積，無機堵劑采用大排量（3 m3/h～5 m3/h），有機凝膠類堵劑采用1 m3/h～3 m3/h 連續注入。

表2 不同施工方式調剖劑用量統計表

表3 歷年含水上升20 %調剖井組統計表

表4 注水井調剖工藝參數優化對比表

通過近幾年的優化調整，對于安塞油田裂縫型油藏注水井深部調剖，逐步形成了“一大一小一低”施工參數，即大劑量、小排量、低注入壓力（見表4）。

1.3 裂縫型油藏調剖方式選擇

安塞油田儲層微裂縫發育，由于裂縫的存在，注水政策一般采取轉注主向高含水、地關油井，實施沿裂縫線加強注水，提高側向加密油井見效。隨著注水時間的延長，動態上表現出側向水驅前緣不規則，主側向油井見效差異性大，側向油井見效慢、主向油井較早的水淹。注水井調剖方式可分為裂縫線單點調剖、裂縫線中部調剖、裂縫線兩端調剖等三種類型。

通過三種調剖方式對比，一條較長裂縫線上多口注水井同時深部調剖時，采取“先兩端、后中間”的調剖方式，對應井組油井見效比較好，裂縫線兩端整體調剖效果好于裂縫線一端或中部調剖，裂縫線整體效果會隨著調剖注水井的增加而愈加明顯（見表5）。

表5 裂縫線調剖效果對比表

2 深部調剖技術應用效果評價

2.1 實施效果評價

近幾年注水井調剖立足油藏整體治理，按照“單井試驗、擴大實施、連片推廣”的實施思路，針對不同區塊滲流特征及開發矛盾，開展現場工藝試驗及優化，總實施井數達313 井次，調剖區塊吸水剖面得到有效改善，水驅效率顯著提高，區塊遞減減緩，穩產形勢明顯好轉（見圖3）。

2.1.1 影響調剖效果因素分析 滲透率的非均質性反映了油層的滲透能力，高滲透部位流體流動阻力小，水驅油流動速度快，這些高滲透層通常都是高含水期的高含水層。在注水開發過程中，注入水就沿著這些高滲透層突進，造成注入水不均勻推進，滲透率差別越大，注入水推進的不均勻程度就越高，剩余油也就相對越集中在低滲透部位。井組中不同油井滲透率、孔隙度存在一定差異，堵劑進入地層后流動能力也存在差異，在高滲透層流動性能好與低滲透層。

圖3 歷年注水井調剖工作量

圖4 油層厚度與增油量關系曲線

圖5 孔隙度與增油量關系曲線

圖6 滲透率與增油量關系曲線

以坪17-0015 井為例它屬于裂縫-孔隙型見水特征，該油層物性較差，且存在明顯的水驅方向（NE67）。主向油井含水上升至100 %，為提高井組產能，擴大水驅波及體積，提高水驅效率，2013 年對該井實施堵水調剖措施，采用“泡沫+顆粒分散+水膨體+凍膠”型堵劑體系，堵劑用量2 100 m3/35.5 t。

圖4、5、6 表明：地層孔隙度越大、滲透率越大、油層厚度越厚，實施堵水調剖措施后增油效果越明顯。

2.2 經濟效益評價

通過試驗及不斷優化調整，共在裂縫型油藏坪橋、杏河、南梁西和王窯塞107 開展注水井堵水調剖49口，累計增油12 906 t，累計降水13 537 m3（見表6）。

3 結論

（1）注水井堵水調剖措施能解決層間矛盾，堵劑注入后，可以改變地下流體分布，優先進入滲透率高的高滲帶，達到降低主向油井含水，而后進入滲透率相對較差的孔道，從而改變水驅方向，提高側向油井見效程度，達到動用剩余油的目的。

（2）裂縫型油藏采取“先中間、后兩端”的連片調剖方式，經過室內篩選評價應用弱凝膠/預交聯體膨顆粒體系、預交聯體膨顆粒/顆粒分散型堵劑體系，能滿足裂縫型油藏堵水調剖要求，有效改善地下水驅狀況，提高水驅動用程度。

（3）施工過程中應該嚴格控制注入速度和壓力，采取1 m3/h～3 m3/h 的低排量注入，施工壓力不超過地層破裂壓力的80 %，優化堵劑用量和施工段塞設計可以實現對油藏深部的封堵。

（4）對于裂縫型油藏，油井孔隙度、滲透率越大，油層厚度越厚，增油效果越明顯。

（5）地層存水量大、開發時間長的區塊，油井水淹時間較長，由于裂縫貫通程度較高，水淹時間超過4 年的通過復產后調剖，注水井調剖效果不是很明顯，今后需進一步攻關裂縫型油藏油井堵水技術，達到雙向調整的目的。

表6 2013 年裂縫油藏油井堵水整體實施效果

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