靖安油田C1油藏重復調(diào)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）

靖安油田C1油藏重復調(diào)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(diào)剖次數(shù)增加后，部分注水井壓力上升空間變小、調(diào)剖效果逐次變差的問題，在分析歷年深部調(diào)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(diào)剖效果變差的原因。并對重復調(diào)剖下的堵劑體系、堵劑用量、段塞組合等施工參數(shù)提出了新的設計方法，現(xiàn)場多輪次調(diào)剖效果表明：對于水驅(qū)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(diào)剖堵劑用量，同時采用鋁鉻交聯(lián)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(diào)剖效果較好。現(xiàn)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(chǎn)出比1：1.78，取得了很好的經(jīng)濟和社會效益。

重復調(diào)剖；失效原因；堵劑體系；堵劑用量

注水井深部調(diào)剖技術已成為低滲透油藏控水穩(wěn)油、提高水驅(qū)效率的重要技術手段[1-4]。C1油藏非均質(zhì)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(cè)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(diào)剖技術，但隨著油藏開發(fā)時間的延長，近年來調(diào)剖失效井增多，調(diào)剖后高壓欠注現(xiàn)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(diào)剖41井次，與第一次調(diào)剖相比，二次、三次調(diào)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(diào)剖井堵劑體系、堵劑用量、調(diào)剖時機等工藝參數(shù)，提高多輪次調(diào)剖實施效果，延長調(diào)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(wǎng)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(chǎn)油水平949 t，單井日產(chǎn)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(cè)向井長期不見效，油藏中部非均質(zhì)性強，平面水驅(qū)不均，油井見水類型以孔隙-裂縫性為主，水驅(qū)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(nèi)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(jīng)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(diào)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(diào)剖時，主向井已水淹關井，井組進入中含水開發(fā)階段，水驅(qū)前緣推進，井組呈現(xiàn)面積見水。較前一次調(diào)剖相比，水驅(qū)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(diào)+驅(qū)”轉(zhuǎn)變，調(diào)剖后井組開發(fā)動態(tài)也由“降水增油”變?yōu)榭刂坪仙俣取⒕馄矫娌梢簽橹鞯目厮€(wěn)油。

2.3 重復調(diào)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(diào)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(diào)剖所能夠驅(qū)替的原油減少，作用半徑逐次遞減，導致堵劑封堵強度變?nèi)酰聞w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(diào)剖后堵劑在地層殘留封堵近井地帶，導致重復調(diào)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(xiàn)對優(yōu)勢通道的封堵難度較大；另一方面，堵劑經(jīng)注入水長期沖刷、運移，初次調(diào)剖后導致水驅(qū)優(yōu)勢方向發(fā)生偏轉(zhuǎn)，重復調(diào)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(diào)剖工藝優(yōu)化

3.1 堵劑體系

堅持“差異化調(diào)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(xiàn)為化堵失效后，主向水淹井含水回升，側(cè)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(diào)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(xiàn)為化堵失效后，邊井、角井油井含水上升，主向油井穩(wěn)定，側(cè)向井液量穩(wěn)定或下降，井組水驅(qū)不均，水驅(qū)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(jīng)驗公式法、吸水指數(shù)法、用量系數(shù)法等[8，9]，但對于重復調(diào)剖尚未有準確科學的計算依據(jù)。結(jié)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(jù)不同類型堵劑材料的封堵機理，建立相應的數(shù)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(qū)不均嚴重，地層深部竄流通道復雜。考慮重復調(diào)剖期間井組累計注水量、累計產(chǎn)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(diào)剖能驅(qū)替到的原油與一次調(diào)剖相同時所用堵劑為重復調(diào)剖堵劑用量（式 1）。

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

3.3 段塞組合

對于油藏中部三輪次以上調(diào)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(xiàn)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(diào)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(diào)剖。第一次調(diào)剖：主向井P5、P3裂縫性水淹，2006年5月化學調(diào)剖，聚合物+凝膠顆粒堵劑，入地液量1 500 m3（見圖4），措施后側(cè)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(diào)剖：主向井P3調(diào)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(diào)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(qū)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(jié)論

（1）C1油藏化學調(diào)剖效果變差的主要原因是：重復調(diào)剖后堵劑體系適應性變差、封堵強度變?nèi)酢⒅卫矸较蜃兓⑺?qū)滲流通道發(fā)生改變。

表4 P1井歷次調(diào)剖施工參數(shù)對比表

圖4 P1井組歷次調(diào)剖生產(chǎn)曲線

（2）考慮重復調(diào)剖期間井組累計注水量、累計產(chǎn)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(diào)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(diào)剖時應分析水驅(qū)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。

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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(zhì)專業(yè)，獲學士學位，現(xiàn)從事老油田穩(wěn)產(chǎn)技術研究與應用工作，郵箱：ljs62_cq@petrochina.com.cn。