CB油田整體調剖工藝研究

唐生虎，蔣小慶，潘 義

（江蘇油田分公司采油一廠，江蘇揚州 225265）

CB油田儲層非均質性嚴重，注入水優先沿高滲透層和大孔道形成指進流動，使油田迅速進入高含水和特高含水開發期。隨著注水開發時間的延長，注入水對地層的沖刷作用導致油藏非均質狀況進一步加劇。結合CB油田油藏地質特征和開發狀況，選取了C3K2t11+2和C3E1f11兩個開發單元4個注采井組開展整體調剖工藝的研究與應用，通過同一區塊兩個井組的同時調剖，發揮協同作用，起到油藏整體調剖的效果。

1 調剖選井

1.1 調剖選區研究

針對CB油田非均質性強的特點，根據油藏開發動態，梳理出因平面和層間矛盾突出而導致水驅方向單一的開發單元。同時為了保證調剖工藝的有效性和增油效益，將區塊的剩余可采儲量也作為主要的參考指標。篩選出了CB油田的C3斷塊K2t11+2和C3斷塊E1f11的兩個開發單元。

1.2 調剖選井研究

1.2.1 選井原則 油藏決策是調驅井層篩選、調驅優化設計的重點，根據PI決策理論，并結合以往調剖經驗，確定選擇原則為[1]：

（1）以水淹或水竄井區注水井為主，對應油井含水上升快。

（2）油水井對應關系好、調剖井組之間儲層具有良好的連通性，有較低的PI值。

（3）層間矛盾突出，部分層段存在高滲層或大孔道，注入水單層突進嚴重。

（4）措施井筒井況完好，儲層具有良好吸水能力，滿足正常注水及調剖注入需要。

（5）油水井挖潛難度增大，常規措施手段效果不明顯，井區剩余儲量較豐富。根據以上選井原則篩選出4個目標井組，分別為 C3-115、側 C3-17、C3-108、C3-19井組。

1.2.2 井組調剖潛力分析

1.2.2.1 井組有一定的剩余油 根據生產動態分析計算，4個目標井組控制儲量采出程度均低于區塊采出程度，且井組剩余可采儲量均大于5.0×104t。分析認為剩余油主要富集在注采井間水驅滯留區以及油藏高部位，通過調剖堵劑封堵井間優勢通道，促使后續注入水改向或擴邊，將有利于剩余油的產出。

1.2.2.2 注采井連通性較好 目標井組油水井間連通性均較好，注采對應率達95.7%，有助于發揮調剖封堵優勢通道，達到注入水改向的效果。

1.2.2.3 注水壓力較低，有較大升壓空間 4口注水井注水壓力都不高，小于或等于10.0 MPa，表明儲層注入性較好，能夠滿足堵劑的注入條件，相比干線壓力19 MPa，具有較大注入升壓空間。

1.2.2.4 層間矛盾突出，水驅方向性明顯 根據油井生產動態，并結合注水井吸水剖面和示蹤劑測試等資料分析，4個注采井組存在明顯的水竄現象，水驅方向性明顯。

1.2.2.5 具備有利的調剖井網 調剖目標井位置好，井距適合，雙效對應油井多，更有利于發揮整體調剖的多向協同受效的作用。

（1）C3-115井、側C3-17井均為內部注水井，對應油井數多，井距100 m～300 m。C3-115井對應9口油井，側C3-17井對應7口油井，其中雙效受效井5口。

（2）C3-19井、C3-108井處于構造中高部位，面積井網注水，注水外溢少。C3-19井對應油井8口，C3-108井對應油井5口，其中雙效受效井3口。

總體來看，4個目標井組控制區域儲量較大，剩余油較豐富，井組含水均處于高含水期，水驅方向性比較明顯，通過實施調剖封堵優勢通道，可以起到緩解注水矛盾，改善水驅效果，實現降水增油的作用。

2 調剖配方體系研究

結合陳3斷塊地層溫度（80℃）和注入水礦化度（38 669 mg/L）的條件及油藏高孔高滲的特征，篩選了預交聯顆粒與凍膠復合的調剖體系。兩者依靠堵劑類型、堵劑強度的組合封堵水井的高滲優勢通道。

2.1 靜態成膠性能評價

通過兩種溫度下的實驗，開展靜態成膠性能評價。80℃的樣品用來測試黏度，110℃的樣品用來觀察高溫下的穩定性，實驗方案設計（見表1、表2）。從表中實驗得出，以上配方均可交聯，成膠效果較好。80℃穩定性好，30 d內都未脫水；110℃條件下SD-107的加入量越低穩定性越好。

2.2 預交聯顆粒

為封堵中高滲竄流通道，加入預交聯顆粒增加封堵強度。預交聯顆粒為有機、無機物質反應復合加工材料，吸水易膨脹，具有一定的強度、韌性，進入地層后通過擠壓破碎能繼續移動。顆粒與聚合物凝膠復合體系，既保證顆粒的懸浮運移，又能增強主體堵劑的強度。本次調剖，顆粒濃度設置（0.1%～0.2%），并根據實際注入壓力上升情況，適當調節。

3 調剖工藝參數的優化[2]

3.1 調剖劑的用量

一般采用調剖半徑公式：

式中：V′-調剖劑的估算用量，m3；R2-調剖劑在高滲透層外沿半徑，m；R1-調剖劑在高滲透層內沿半徑，m；h-注水地層厚度，m；φ-注水地層的孔隙度；α-高滲透層厚度占注水地層厚度的分數，取10%～30%；γ-調剖劑注入的方向系數，取0.25～1。

通過分析地層壓力梯度分布及其余井組動態數據，在近井地帶3 m～15 m壓力梯度大，設置封堵能力較強的強凍膠調剖段塞；15 m～25 m壓力梯度較小，壓力梯度曲線變平緩，設置能夠進入深部進行液流轉向的弱凍膠段塞，實現深部調剖。

3.2 調剖劑的注入壓力

調剖劑的注入以正常注堵劑的壓力上升1 MPa～3 MPa為宜，設計本輪次最高注入限壓19 MPa。

表1 凍膠配方優化設計表

表2 80℃條件下黏度數據

3.3 調剖劑的注入速度

調剖劑的注入速度應接近注水井的注水速度，同時也需考慮注入設備的條件和施工時間的要求，結合注水量要求，井口調剖泵注入凍膠注入速度為1.5 m3/h～3 m3/h。

4 現場應用

采用復合凍膠體系實施了C3-115、側C3-17、C3-108及C3-19四個注采井組調剖，累計注入7 554 m3調剖液，注采井組高部位油井見到較好增油效果，截至2018年12月底累計增油771 t，目前井口日增油8.1 t。

（1）調剖后PI值大幅上升：從調剖前后4個井組的壓降曲線來看，PI值大幅上升，大孔道得到有效封堵，達到了調剖的目的。

（2）注水剖面得到明顯改善：主吸層9號層相對吸水量由75.29%下降到24.28%，12號層吸水量從4.8%上升到41.12%，其他各小層也有所增加。

（3）對應油井降水增油效果明顯：①C3K2t11+2：C3-115、側C3-17調剖后C3平9、C3平19兩口井含水下降，日增油 4.1 t，C3-27 井日增油量 1.9 t。②C3E1f11：C3-108、C3-19井調剖后，C3-100井含水下降，日增油0.9 t，C3-5井日增油1.2 t。

5 結論與認識

（1）結合油藏特征、生產動態，從縱向上、平面上對調剖井組進行了全面分析，找出開發上的主要矛盾，提高了整體調剖工藝的針對性和有效性。

（2）形成了適合CB油田油藏特征的堵劑體系，從現場應用效果來看，復合型的堵劑能滿足大孔道高滲流通道的封堵作用。

（3）調剖堵劑沿低壓井區方向性明確，低壓井呈現液量下降態勢。注采井組高部位油井相對低部位受效好，物源主要集中于構造高部位。

（4）從調剖效果來看，整體調剖工藝總體起到了改善注水剖面，縮小平面矛盾的目的，起到了控水增油的效果。