油水井雙向治理技術提高整裝特低滲高含水裂縫型油藏單井產量

關鍵詞/主題詞：特低滲；裂縫性油藏；中高含水；深部調剖；調堵壓裂；采收率；油藏地質；重復改造；單井產能

0引言

在石油開采領域，整裝特低滲高含水裂縫型油藏的開發一直是一個技術難題。特別是在進入中高含水期后，單井產量急劇下降，給油田的穩產和提高采收率帶來了巨大壓力。這類油藏的地質特征復雜，滲透率在縱向、橫向上差異懸殊，致使注入水沿著高滲通道快速“突進”，形成水流優勢路徑，部分區域過早水淹，大量注入水未有效驅替原油就被采出，含水率急劇攀升，產量急劇下降［1］，開發形勢極為嚴峻。因此，如何解決整裝特低滲高含水裂縫型油藏進入中高含水開采階段單井產量低的問題，成為當前油田開發中的重要課題。

特低滲透裂縫型儲層由于多年的高壓注水開發，注采比高，注采壓差大，注采井間憋壓嚴重，導致儲層中的天然裂縫處于張開狀態，同時由于天然裂縫的分布不均勻，進而增加了儲層的非均質性。在油藏開發過程中，起初主要靠裂縫中儲存的彈性能量和與基質相連通部分的流體提供能量進行開采，隨著不斷地開發，這種天然能量不斷被消耗，導致地層壓力保持水平低［2］。

早期，注水開發策略成效斐然，借助注入水補充地層能量，大量原油流向生產井，實現了可觀的原油采收率。但隨著注水的持續推進，問題接踵而至，含水上升導致油井產量快速下降，高含水、水淹導致很多生產井長期停產，嚴重影響了油田的持續、高效穩產。水淹井采出程度普遍較低（小于2.0%），產量小，大量剩余油未被采出，措施挖潛潛力大［3］。因此中高含水時期特低滲裂縫型油藏如何建立有效的驅替體制來挖掘剩余油尤為關鍵。

針對整裝特低滲高含水裂縫型油藏中高含水期單井產量低的問題，國內外學者和油田技術人員進行了大量的研究和探索，提出了多種治理技術，其中注入端堵水調剖、采出端轉向重復壓裂是目前兩種主要的治理手段。注入端堵水調剖旨在通過封堵高滲通道，提高波及體積及水驅效率，從而提高采收率［4］；而采出端重復壓裂則是通過再造新縫，重建滲流場，改善儲層連通性，給剩余油采出提供了優勢通道，重新提高油井產能［5］。

在儲層開發過程中，地層受注水的長期沖刷作用、壓裂改造、酸化等常規措施后，注入水沿儲層高滲條帶突進與人工裂縫竄通，使得水驅效率大幅降低，引起油井快速水淹。水淹后呈現油水井貫通、井筒高壓特征，則需要實施堵水調剖措施，提高波及體積及水驅效率。

近年來，裂縫型油藏的堵水調剖技術取得了顯著進展。然而，堵水措施往往面臨復雜的油藏地質問題，常規堵水工藝大多采用弱凝膠或者弱凝膠+水泥封堵［6］，絨囊流體利用自身的親油親水變化，用于高含水油井堵水提高采收率，并在高礦化度地層水中得以證明可行性［7］，用于新疆油田兩個井區的輔助聚合物深部調驅［8］。在地層壓力高的條件下注入困難，施工壓力普遍較高，堵劑難以進入裂縫深部，主要在近井地帶堆積，封堵距離短，且堵劑材料主要采用鉻交聯，體系穩定性較差，在地層高壓、高礦化度條件下，易水解破膠，失去封堵作用，隨著常規堵水工藝因注入困難、封堵距離短、體系穩定性差等缺點逐漸難以滿足日益增長的調剖要求，化學調剖堵水技術應運而生。

化學調剖工藝，即利用調剖劑在地層條件下凝結后對高滲透層或大孔道進行有效封堵，迫使后續進入的注入水轉向中、低滲透層，提高注入水波及體積［9］。依據油層與水層的差別，化學堵水試劑分為選擇性堵水劑和非選擇性堵水劑兩種；依據油田堵水劑形式進行劃分，可以分為凝膠型堵劑、凍膠型堵劑以及沉淀型堵劑3種［10］；依據施工環境條件進行劃分，又分為高溫型堵劑、高礦化型堵劑以及低滲地層堵劑等多種類型［11］。張巖等通過在低滲透裂縫型區塊開展無機礦聚調堵試驗，取得了較好的降水增油效果，證明該項技術適合低滲透裂縫型油藏，為同類油藏水驅后期有效開發提供了借鑒［12］。雖然化學調剖技術能夠有效提高石油的收采率，但仍面臨注入與封堵性矛盾，難以實現深部調剖［13］。因此，開發新型化學堵水劑和提高深部調剖能力成為當前研究的重點。化學材料很多，如以6.0%改性鋰藻土為主體的高強度堵水劑在樁西邊底水稠油油藏研究與應用［14］。由于大分子材料無法進入地層，小分子凝膠因子能夠在油水界面上自發形成界面凝膠，也被用于堵水［15］。

以納米二氧化硅、水溶性非離子表面活性劑、油溶性非離子表面活性劑、礦物油和去離子水等為原料，通過機械乳化法研制了一種具備優良油水選擇性的水包油型微乳液，也有應用［16］。納米材料［17］、瀝青類材料也被用于堵水［18］。

在非堵水改變流場技術方法，也出現了一些有建設性的研究成果，例如重復壓裂技術等。長期注水開發的油田，由于油藏平面和縱向的非均質性以及油水黏度差異，注入水易沿高滲透帶向生產井突進竄流，從而造成注入水的低效或無效循環［19］。特低滲高含水油藏的采出端，重復壓裂技術是提高整裝特低滲高含水裂縫型油藏產量的有效手段［20］。初期油井進行過大規模壓裂，單井日產油迅速上升，但受儲層非均質性影響，整體水驅不均、注水見效差，裂縫閉合，開發效果逐年變差［21］，須依靠重復壓裂來提高產量。所謂“重復壓裂”，就是指在一次裂壓結束后，再進行二次或三次以上的壓裂，以提高產量［22］。

重復壓裂工藝的提出，對有效地增加原油產量起到了重要作用。然而常規重復壓裂后受地層等原因的影響，經常出現有效期短，產量遞減快，含水上升等問題［23］，并且重復壓裂施工工藝在成功率等各方面都有較大的缺陷，無法從根本上解決油田生產中的難題。為解決這些問題，研究人員提出了多級暫堵重復壓裂技術，旨在封堵老裂縫并再造新縫，降低油井含水率，恢復或提高油井產能［24］。樊慶軍等在致密油區塊選取井開展水平井多級暫堵重復壓裂試驗，試驗取得了較好效果，為致密油井重復壓裂提高單井提供了新的技術思路。但是在實際施工過程中裂縫的存在對壓裂效果影響較大，這導致多級暫堵重復壓裂在實際應用中對見水及水淹井的治理效果較差，治理井含水變化得不到有效控制。

為此，研究人員在施工工藝中引入更先進的裂縫監測技術，如微地震監測和光纖傳感技術，以更精確地了解裂縫形成和擴展情況，優化壓裂效果。基于這些監測數據，以重復壓裂時機和流動系數等參數，建立了適用于重復壓裂開發效果評價的波前快速推進法，可以快速有效地定量評價重復壓裂前后頁巖氣藏的儲層動用體積，優選了重復壓裂時機，研究了重復壓裂方式對儲層動用體積的影響［25］。研究表明，重復壓裂設計的關鍵是確定合理的布縫位置和重復壓裂的新縫數量［26］。同時，滲吸液作為輔助液的壓裂技術，也得以應用［27］。

總的來說，單純深部調剖堵水，只是對水的流動進行封堵控制，沒有對油的流動通道進行有效改善。在封堵水流通道后，油藏中的油由于沒有新增或優化的滲流通道，依然難以有效動用，導致油井產量的提升效果有限，還可能會導致油藏內部的壓力分布失衡，進而影響油藏的自然能量補給和流體的正常驅替，不利于油藏的長期穩定開發。

單純壓裂時，裂縫的延伸方向和擴展范圍較難精準把控。裂縫可能會沿著地層中阻力最小的方向延伸，如果油藏存在水層或者高含水區域，壓裂后由于沒有對水進行有效隔離，很可能會造成地層或注入水沿著壓裂裂縫快速突進，使油井的含水率快速上升。這不僅不能增加原油產量，反而可能因為產出更多的水而增加了處理成本。這是導致不同投產時間水平井組初次壓裂和重復壓裂的效果不同的根本原因［28］。

此外，隨著時間的推移，壓裂形成的裂縫可能會因為地層壓力變化、巖石顆粒的運移等因素而逐漸閉合。一旦裂縫閉合，油氣的滲流通道就會減少，單井產量就會下降，導致增產效果不能持久保持。盡管注入端堵水調剖和采出端重復壓裂技術在一定程度上提高了特低滲高含水裂縫型油藏的開發效果，但仍未能從根本上解決產量低、含水高的問題。原因在于這些技術往往只針對油藏的某一端或某一局部進行治理，而忽略了油藏整體的非均質性和復雜性。因此，提出油水井雙向調堵、綜合治理的技術，一方面，可多向溝通油氣儲集區，極大拓寬了油氣滲流通道［29］，讓油氣更順暢地匯聚至井筒；另一方面，為油氣開辟新出路，最大程度激活油藏潛能，有效提高單井產量，成為解決這一難題的關鍵。

中國針對水淹油井開展了系列技術研究與試驗，主要采用選擇性深部堵水技術和轉向壓裂工藝對油藏高含水油井進行重復改造。

對油藏高含水油井進行重復改造，結合選擇性深部堵水壓裂工藝，首先對見水油層進行選擇性深部堵水，封堵原有老裂縫深部和儲層的微裂縫發育帶或者含水飽和度升高的部位，然后運用轉向壓裂技術在近井地帶或裂縫深處實施轉向壓裂，達到造新縫的目的，從而實現降低油井含水，恢復或提高油井產能。康少飛等通過對儲層地質特征，油田開發等因素進行深入剖析，明確見水特征。配套研發了新型化學堵水劑，形成了“有機多段塞封堵+無機封口”的堵水工藝，通過與暫堵轉向壓裂技術相結合，實現了堵水，壓裂聯作，形成了堵老縫壓新縫的化學堵水轉向壓裂技術［30］，近一步延長了堵水周期。郭陽凱等針對HS油田Z36區C8儲層油井“微裂縫+高滲帶”水淹的現狀，采用“堵水-原層補孔壓裂”結合的改造方法，充分發揮油藏潛力［31］，取得了非常不錯降水增油的效果。這些技術的成功應用，為特低滲高含水裂縫型油藏的高效開發提供了新的思路和途徑。鄭力會等用絨囊暫堵液實現油井原縫無損重復壓裂技術，并在遼河油田得以應用［32］。利用絨囊流體的封堵范圍廣、封堵強度穩定，應用于煤層氣鄭X井日產氣量是作業前2倍以上，解決了重復壓裂傷害原縫導致供氣體積少的難題［33］；應用于塔河油田A1井，使得開采碳酸鹽儲層A1井增產效果明顯［34］；應用于煤系地層致密砂巖氣穩氣控水中，相比鄰井延長無水氣井時間［35］，但是絨囊流體同樣存在如何高效起壓和降低使用性難題。

綜上所述，整裝特低滲高含水裂縫型油藏的開發面臨諸多挑戰。通過深入分析油藏特征、優化治理技術、加強技術研發和創新，有望實現這類油藏的高效、可持續開發。陜123-DP10區長6油藏屬三角洲前緣水下分流河道控制的巖性油藏，平均孔隙度12.6%，測井滲透率平均2.7mD，區域裂縫、高滲帶呈北東向發育，注入水沿裂縫和高滲條帶突進，注水有效率低，裂縫型見水井平面上主要表現為天然裂縫走向與人工裂縫一致，縱向上受儲層非均質性影響，水洗狀況差異較大，人工裂縫與天然裂縫溝通后，導致油井過早水淹，水井和周圍水淹油井反應敏感，目前已判識清楚裂縫26條，高滲帶41條，主向油井易水淹，側向見效慢，油井低產低效。根據地質特征和出水情況分析，該區域屬于典型的特低滲、高含水裂縫型油藏。針對該區域油藏過早見水，單井采出程度低等情況，試驗注入端深部調剖、采出端調堵壓裂技術，以期提高單井產量。

1方法過程

為了高效實施陜123-DP10區長6油藏注入端深部調剖、采出端調堵壓裂措施，提高單井產量，在區域見水情況識別基礎上，全面分析剩余油分布規律和油水滲流特征，確立相應實施方案和技術參數。

1.1成果研究過程

搜集陜123-DP10區長6油藏資料，在結合見水特征和剩余油分布規律的基礎上，構建油藏數值模擬模型，精準預測剩余油分布。同時，針對高滲帶水淹問題，建立“基質－初次人工裂縫－注水動態裂縫”耦合模型進行定量描述，研究油藏滲流場，總結低滲透、非均質性等特征對開發效果的影響，模擬對比不同方案油水井治理效果。最后，選擇最優方案，并在實施過程中對裂縫參數進行優化，增大油氣滲流面積，以期實現對陜123-DP10區長6油藏的有效開發和剩余油潛力的挖掘。

1.1.1剩余油分布規律研究

油藏數值模擬模型是精準預測剩余油分布規律的關鍵技術手段。它整合地質、油藏、開采等海量信息，構建貼近真實油藏環境的數學模型，以此還原復雜的流體滲流場景。首先，將油藏精細劃分網格，錄入孔隙度、滲透率、含油飽和度和凈毛比等地質參數，精準刻畫油藏非均質性；其次，結合油、氣、水的物理特性，設定初始及邊界條件。黑油模型常用于常規油藏，解析三相流動。組分模型適配復雜凝析氣藏，考量多組分相間傳質；最后，基于構建的油藏數值模擬模型，模擬油藏在不同開發階段滲流動態，可精準分析流體隨時間的運移、相態變化，從開采初期的驅替走向，到中后期剩余油再分布，全方位可視化呈現。綜上，數值模擬技術可精準定位油藏剩余油富集區，針對井間未波及地帶、低滲層死角，可精準調整注采方案，助力老油藏煥發新生，大幅提高采收率、挖掘剩余油潛力。

選取陜123-DP10區長6油藏典型井組，結合歷年剩余油測試成果，進行分開發單元、分井組剩余油定量描述，計算出各開發單元、各井組剩余油地質儲量、剩余油可采儲量，進而得出剩余油分布規律及潛能。分析認為，陜123-DP10區長6油藏各主力單砂體整體采出程度較低，非主力層儲層連續性較差，剩余油呈連片及帶狀分布；斷層附近剩余油分布較多，原因為斷層會阻礙流體流動，使斷層附近原油難以驅替，從而富集剩余油；高滲通道，滲透率差異大導致注入水沿高滲帶突進，低滲區則難以波及，形成剩余油富集區，像河道砂體的側翼、砂體尖滅或變薄區，剩余油飽和度較高。

1.1.2滲流場特征分析及治理方案制定

在油田勘探與開發進程中，精確掌握滲流場的變化對于揭示油藏內部流體動態具有至關重要的作用。

基于陜123-DP10區長6油藏的滲透率、孔隙度、試井數據等詳盡資料，總結區域滲流場核心特征。

一是，顯著的低滲透性。陜123-DP10區展現出典型的低滲透特征，其儲層滲透率偏低，孔隙結構緊湊，流體在此類儲層中的流動阻力顯著增大，流速減緩，直接導致油藏的整體產能受限。

二是，高度的非均質性。儲層在平面與垂向上均展現出顯著的物性差異，包括滲透率與孔隙度的顯著變化。這種非均質性導致注水開發過程中，注入水易于沿高滲透帶快速推進，形成所謂的“優勢滲流通道”，加速了油井的水淹進程，嚴重影響了油田的開發效率與效益。

三是，壓力變化的敏感性。由于滲流阻力大，地層壓力下降，采出端能量得不到供給。隨著開發時間的延長，油藏壓力的降低進一步引發原油脫氣，流體性質發生變化，反過來又深刻影響著滲流場的特征。此外，壓力波動還會引發巖石變形，導致孔隙度、滲透率等關鍵參數發生變化。

四是，裂縫對滲流場的深遠影響。人工壓裂作為陜123-DP10區增產的關鍵手段，雖有效提升了儲層的導流能力，但同時也顯著改變了滲流場的特征。裂縫的存在促進了注入水或油氣的定向流動，使得滲流場更為復雜多變，致使產出井產量下降。隨著含水飽和度的上升，油相滲透率下降，水相滲透率上升，油水滲流關系愈發復雜。針對上述滲流場特征制定以下治理策略。

對策一，封堵高滲通道。利用調堵劑精準封堵高滲通道，調整吸水與產液剖面，引導后續流體轉向低滲層，擴大波及體積，提升油藏整體動用程度。例如，一些凝膠類調堵劑能夠進入高滲層，在孔隙中形成堵塞，改變流體滲流方向，讓后續注入的流體轉向低滲層，從而擴大波及體積。

對策二，造縫與溝通。通過壓裂作業開辟新的裂縫，增強油藏內部的連通性，特別是針對原本孤立或連通性差的油層部分。雙向調堵技術可確保壓裂液更有效地作用于目標層，促進裂縫在有效區域內延伸，構建更多油流通道。

對策三，滲流場重塑。通過調堵措施改變油藏內部的壓力分布與滲流場特征。封堵高滲層后，流體被迫流向低滲層，促使油藏各部分壓力重新分布，從而激發原油從難以流動區域流向井筒，提高油井產量。同時，在水井端優化注水策略，提升注入水的波及效率，增強注水開發效果。

基于此，對陜123-DP10區長6油藏L35-A井組開展單純堵水、堵水+不受效井重復壓裂與堵水轉向壓裂+不受效油井重復壓裂3種措施方案的模擬對比，分析優劣勢。結果表明，油井單純堵水后，改變流線方向，擴大波及體積20%，水線沿側向推進，改變壓力波傳播方向，重新動用裂縫附近側向剩余油，但由于儲層物性差、壓裂規模較小，堵水后水驅效果略有改善，但整體未建立有效驅替體系。堵水+不受效油井重復壓裂與模擬前相比，滲流能力顯著增強，井組重新構建側向有效驅替，波及范圍較單純堵水擴大2倍，井組重新構建側向有效驅替，但水淹井改善效果較小。堵水轉向壓裂+不受效井重復壓裂與前兩種方案相比，滲流能力顯著增強，促進裂縫側向延伸，改變流線方向，水淹井近井波及范圍擴大1倍，有效動用裂縫兩側剩余油。

1.1.3方案裂縫參數優化

壓裂裂縫參數優化具有極其重要的意義，通過優化裂縫長度、寬度和高度等幾何參數，可增大油氣滲流面積，提高裂縫導流能力，讓油氣更順暢地流入井筒，顯著提升油氣產量。合理的裂縫間距與展布能充分動用油氣藏儲量，避免部分區域未被有效開采，實現油氣資源的高效開發。裂縫參數優化還能降低油氣在開采過程中的流動阻力，使更多的油氣被采出，減少油氣在儲層中的殘留。優化后的裂縫系統能有效溝通油氣儲層的天然裂縫和孔隙，改善油氣流動通道，提高油氣驅替效率，從而提高油氣采收率。根據工程經驗，在特低滲油藏中，優化裂縫參數可使采收率提高10%至30%［36］。

為了提高方案的針對性、有效性，最大限度的提高單井產量，對壓裂裂縫參數進行優化，整個過程用框圖表示，如圖1所示。

從圖1中可以看出，注入端深部調剖采出端調堵壓裂技術整個成果的形成有數據收集、數據治理、滲流描述、參數優化等四個步驟。

第一，數據收集。從已有的油氣田開發數據庫中收集與見水井相關的生產數據，包括見水時間、轉向角度、水線寬度以及對應的裂縫參數等。

第二，數據治理。對收集到的數據進行篩選，剔除異常數據和不完整數據。此步驟是后續計算的關鍵，特別是在治理數據時采用的方法，關系數據的可靠性和計算的準確性。

第三，滲流描述。基于油藏滲流力學理論，對油氣水三相滲流過程進行簡化和假設，并建立滲流模型、數學模型，以便為后續優化打下基礎。

第四，參數優化。根據實際油藏情況和裂縫參數范圍，設定包括油藏滲透率、孔隙度、流體黏度、裂縫長度、寬度、導流能力等裂縫參數，并設計不同的裂縫參數優化方案。通過數值模擬軟件進行模擬計算，最終得出，陜123-DP10區長6油藏典型井組見水井的裂縫轉向角度為25°，裂縫帶寬為45～60m，裂縫半縫長為70m，效果不好井的裂縫帶寬為50m，裂縫半縫長為80m。注入端深部調剖采出端調堵壓裂技術形成流程針對特低滲高含水陜123-DP10區長6油藏，整合裂縫特征、歷年吸水、注水效率等資料，利用剖面、試井、取心等特殊檢測資料精細劃分油藏網格，建立數學模型，并進行數值模擬，預測剩余油分布規律。在預測剩余油分布的基礎上，進一步建立“基質-初次人工裂縫-注水動態裂縫耦合模型”，更準確地描述油藏內部的滲流特征，為分析井組剩余油分布規律和區域滲流場特征提供了有力的工具。最后，對比不同壓裂裂縫參數優化方案，優選最佳方案，以達到提高單井產量及采收率的目的。

1.2成果應用過程

立足陜123-DP10區長6油藏地質特征、開發動態特征及剩余油分布特征，結合模擬方案確定注入端深部調剖采出端調堵壓裂雙向治理技術方案。

1.2.1試驗井組情況

按照“示范性、代表性”的原則，選擇陜123-DP10長6油藏中部加密區典型井組L35-A，主力層位長612，2002年采用菱形反九點井網開發；2014年井網加密調整（井距由520m調整為173m），改排狀注水井網，加密后井間干擾大（老井遞減17.7%，加密井遞減21.1%），日產油由初期23.3t下降至目前4.69t，含水59.8%。2019年1月至2020年3月微球調驅，含水由33.7%上升50.3%，效果不佳。目前該井組水驅不均，高滲帶及裂縫發育，井組內油井含水上升，單井產能低，急需提高單井產量，改善開發效果。

1.2.2試驗流程

結合試驗井組地質、開發情況，對試驗流程進行確定，主要包括地質資料分析、施工方案制定及現場應用三個步驟。

第一步，地質資料分析。收集目標油氣層的地質資料，包括地層巖性、滲透率、孔隙度、油藏壓力等參數，以及斷層、裂縫分布等構造信息，明確油氣層的地質特征和非均質性，為后續施工提供依據。

第二步，施工方案制定。根據地質資料分析結果，確定雙向調堵壓裂的施工參數，如調堵劑類型、用量、注入壓力、排量等，以及壓裂液配方、支撐劑類型和用量等。

第三步，現場應用。主要包括注水井深部調驅和油井重復壓裂兩項工藝，進而建立較佳的油氣滲流通道，提高油井采收率。

（1）注水井自聚集深部調驅。施工過程分為5個環節。前置保護段塞，排量為20m3/h，注入量為20m3，濃度為10%，為了防止近井成膠；自聚集深部調剖劑體系段塞，排量為20m3/h，注入量為10m3，濃度為10%，為了封堵裂縫；隔離段塞，排量為20m3/h，注入量為10m3，體積分數為10%，助推深部運移；自聚集深部調剖劑體系段塞，排量為20m3/h，注入量為10m3，體積分數為10%，為了封堵裂縫；后置保護段塞，排量為20m3/h，注入量為20m3，體積分數為10%，為了防止近井成膠。總注入量為70m3。

（2）油井重復壓裂。以L34-A井為例，根據收集的資料對施工參數進行設計，并對裂縫形態進行模擬，以期達到改善壓裂效果和效率的目的。本次壓裂工程分兩層，第一層對長62層（1610.0～1616.0m/6.0m）進行壓裂。施工過程分為2個環節。

封堵階段。凝膠堵劑為80m3，70～140目石英砂為10m3，涂覆顆粒為5.0m3，排量為0.5～1.5m3/min，總液量為166.3m3。

壓裂階段。20～40目石英砂為20m3，40～70目石英砂為10m3，排量為1.8m3/min，砂比24.1%，攜砂液為124.3m3，壓裂入地總液為144.3m3。

投球打開第二層滑套。對第二層長612層（1593.0～1598.0m/5.0m）進行壓裂。施工過程分為2個環節。

封堵階段。凝膠堵劑為80m3，70～140目石英砂為10m3，涂覆顆粒為5.0m3，排量為0.5～1.5m3/min，總液量為166.3m3。

壓裂階段。20～40目石英砂為23m3，40～70目石英砂為12m3，排量為1.8m3/min，砂比為25.1%，攜砂液為139.4m3，壓裂入地總液為159.4m3。

壓裂施工結束后，關閉井口，測試關井壓力，反演裂縫形態。測試完畢后，打開井口返排壓裂液，并取全取準相關資料，根據數據分析和評價結果，對油水井采取相應的措施進行調整，如調整生產制度、進行補充增產措施等。

一般來講，儲層壓裂時，巖石會因壓力作用產生破裂和變形，從而引發微小的地震活動，微地震會產生地震波，在鄰井下入測試儀器監測微地震波信號，分析處理后，可確定微地震位置、強度和時間等，了解壓裂裂縫擴展情況。

L34-A井壓裂過程中在鄰井LJ34-4X對其實施了實時裂縫監測，包括裂縫的起裂和擴展方向，以及裂縫的長度、高度和寬度等裂縫的幾何參數，結果顯示縫長為152～242m、縫寬為43～73m、縫高為21～34m。調堵壓裂后裂縫走向改變明顯，達到了預期效果。注入端深部調剖采出端調堵壓裂施工過程，如圖2所示。

從圖2中可以看出，地質資料是整個施工過程的基石，為后續施工方案設計及現場施工提供了關鍵數據信息。施工方案設計是整個施工過程的綱領性文件，主要基于地質資料分析，制定了雙向治理方案，明確了調堵劑類型及用量、注入壓力及排量、壓裂液配方、支撐劑類型等關鍵施工參數。現場施工過程中，結合數值模擬結果，對注水井深部調驅、油井重復壓裂進行了細致規劃。在注水井深部調驅階段，通過精細設計段塞注入，確保調剖效果。在封堵和壓裂階段，通過精確控制注入參數，并監測井下微地震活動，掌握裂縫擴展情況，確保原裂縫的有效封堵和壓裂的順利進行。施工結束后，通過測試關井壓力并反演裂縫形態，驗證了壓裂效果。整個流程環節緊密配合和協同作業，確保了整個施工過程順利和最終效果達成。

2結果現象討論

從單井產量和提高采出程度兩個分面，深入分析油水井雙向治理技術提高整裝特低滲高含水裂縫型油藏單井產量的可行性和實際意義。

2.1提高單井產量分析

水力壓裂效果的評價，實際上是一個壓裂設計的優化過程，目前壓裂提高單井產量分析方法有經濟分析法、大數據法、模糊評價法、模糊綜合理論法等，這些方法在評價效果時不直觀，較為復雜。產量對比法只對比了壓裂前后的產量及含水變化能直觀的反映出壓裂效果的優劣。

選取試驗井組內典型井L34-A，對措施后的單井生產動態變化進行跟蹤分析。L34-A井措施前后一個月內，日產液、含水率和日產油等均迅速上升。含水率在壓裂初期增長趨勢明顯，后經過波動，逐步下降。措施后3個月后日產油，日產液也基本趨于穩定，措施單井日增油1.4t，含水趨于穩定后較措施前降低10.3%。前置調堵壓裂改變了油藏中流體的滲流路徑，使得液量與油量增加，含水率下降，扭轉了開發形勢。

統計了實施前置調堵壓裂的L34-A、L34-B等7口井3個月內日增油及含水變化效果，對比之前區域內常規壓裂井的效果，如圖3所示。

從圖3中可以看出，在陜123-DP10區長6油藏實施的7口前置調堵壓裂井上，提高單井產量和控制含水上升方面都有效，表明了前置調堵壓裂技術在該油藏的適應性較強。

前置調堵壓裂的日增油量達到1.1t，最高增油量達到1.4t，顯著高于常規壓裂的0.6t。這表明前置調堵壓裂在提高單井原油產量方面具有明顯優勢，能夠更有效地挖掘油井的生產潛力（圖3a）。

前置調堵壓裂的含水上升率為?1.3%，L34-A含水率變化控制最佳達?10.3%，與常規壓裂高達19.2%的含水上升率形成鮮明對比。這一數據充分體現了前置調堵壓裂在控制油井含水上升方面的卓越性能。較低的含水變化率意味著前置調堵劑在油藏裂縫系統中形成了有效的屏障，改變了注入水的流動方向和滲流路徑。保證了油井在較長時間內保持較高的產油能力和較低的含水率（圖3b）。

常規壓裂提高單井產量、控制含水率效果不佳的原因主要有儲層非均質性較強、剩余油分布復雜、缺乏針對性設計等三方面。

一是特低滲高含水油藏具有較強的儲層非均質性，包括滲透率在縱向上和平面上的差異較大。常規壓裂過程中，壓裂液往往會優先沿著高滲通道或天然裂縫擴展，導致裂縫主要集中在高滲區域，而難以有效進入低滲含油區域。雖然形成了裂縫，但并沒有顯著增加原油的流動通道和動用范圍，無法有效提高原油產量，反而可能進一步加劇了注入水沿高滲通道的突進，使含水率上升更快。針對這些問題，需要采用如前置調堵壓裂、轉向壓裂等技術，以提高高含水油藏的壓裂效果和原油采收率。

二是經過長期注水開發后，剩余油分布變得極為復雜，多呈分散的、局部富集的狀態，且主要分布在低滲區域、斷層遮擋區域、井間未波及區域等。常規壓裂的裂縫網絡難以精準地溝通這些剩余油富集區，無法有效地將剩余油驅替出來，導致壓裂后油井產量增加有限，甚至在短期內因含水上升而使產油量下降。

三是缺乏針對性設計，常規壓裂工藝往往采用較為通用的設計方法，沒有充分考慮特低滲高含水油藏的特殊地質條件和流體特性。鑒于常規壓裂的局限性，需對壓裂裂縫參數進行優化，以改善裂縫形態和流體的流動狀態。

堵轉控一體化前置調堵壓裂工藝的形成。開采后期，油藏滲流場紊亂，水流優勢通道明顯，原油采出愈發困難。堵轉控一體化前置調堵壓裂工藝針對性地解決了這些痛點。

“堵”是關鍵起始環節，利用先進的封堵材料，精準定位水淹區域或高滲水流通道，像給肆意流淌的水流套上“緊箍咒”，強力遏制注入水的無效突進，穩定油藏內部壓力分布。

“轉”是動用剩余油的關鍵，借助特殊設計的轉向壓裂工藝，在地層深部巧妙引導壓裂裂縫走向。不再是隨機或常規的裂縫延展，而是依據剩余油富集區規劃路徑，讓原本分散、低效的滲流路徑向剩余油富集地帶扭轉。

“控”則貫穿全程，通過實時監測系統，緊密把控施工壓力、裂縫擴展動態以及各層段流體流量變化等關鍵參數。基于反饋數據動態調整注入量、壓裂節奏，確保整個改造過程穩而有序，保障新構建滲流場的長效穩定性，防止短期內再次失衡。總體來看，前置調堵壓裂技術有精準調控裂縫擴展、提高儲層動用程度、改善生產剖面等三方面優勢。

一是可精準調控裂縫擴展，前置調堵壓裂能夠根據油藏的非均質性和滲流特征，精準地調控裂縫的起裂、延伸和轉向，形成更為復雜且有效的裂縫網絡體系。相比常規壓裂，它可以更好地適應油藏的地質條件，提高裂縫對油藏的適應性和改造效果，從而實現更高的原油產量和采收率。

二是可有效提高儲層動用程度，通過前置調堵劑對高滲區域的封堵，迫使壓裂液和后續的驅替流體進入原本難以動用的低滲區域和剩余油富集區，顯著提高了儲層的整體動用程度。

三是可改善油井生產剖面，從生產動態角度看，前置調堵壓裂能夠降低油井的含水率上升速度，減少無效產水，有效平衡油井的產油和產水關系，實現油井生產的高效、穩定和可持續。

2.2提高采出程度分析

針對陜123-DP10區長6油藏存在的高滲帶水淹、側向增產效果不顯著等問題，采取了一系列的如注水井深部調剖、堵水+轉向壓裂、不見效井重復壓裂等三項措施。統計并預測了措施前后采出程度變化，水淹井近井波及范圍可擴大1倍，有效動用裂縫兩側剩余油，15年累產油量增加16205t，采出程度提高3.8%，如圖4所示。

從圖4中可以看出，采用注入端深部調剖技術與采出端壓裂技術，試驗井采出程度相較于之前提高了3.8%，充分證明了技術的有效性和實用性。在對油藏的地質特征、滲流場特征、剩余油分布規律認識的基礎上制定的注入端的深部調剖技術與采出端的堵-轉-控前置調堵壓裂技術合理有效。其核心在于針對遠井地帶的竄流問題采用的深部調剖技術，和針對油藏深部的高滲透層或大孔道的封堵技術。它巧妙地結合了堵水、轉向壓裂與裂縫控制等多種手段，旨在進一步優化油藏的流體流動路徑。這些創新措施的實施不僅提高了油井的采收率，還為油藏的進一步開發提供了有力支持。

首先，面對見水及水淹井的問題，深入剖析其成因，并采取了堵水與調堵壓裂的雙向治理技術。一方面，注入端深部調剖技術與采出端壓裂技術的有機結合，是解決高滲帶水淹和側向增產效果不顯著等問題的核心策略。通過深部調剖技術，我們可以有效地控制注入水的流動方向，避免其在高滲層中的無效循環。而采出端的調堵壓裂技術，則通過優化裂縫方向和增加滲透率，提高了油井的單井產量及采收率。另一方面，堵水與調堵壓裂技術的雙向治理策略不僅解決了平面矛盾問題，還重塑了地層滲流場，展現出了強大的問題解決能力。兩者相輔相成，從而顯著提高了油藏的波及體積，實現了提高油井采收率的目的。

此外，重復壓裂技術的應用也彰顯了其獨特價值。在制定重復改造技術方案時，充分考慮了油藏的地質特征和剩余油分布規律，以確保技術的針對性和有效性。對于側向增產效果不顯著的油井，通過重復改造打開新的裂縫，可以有效地解決裂縫閉合或堵塞導致長期低產低效的問題，為油井的進一步增產提供了可能，不僅解決了側向增產效果不顯著的問題，還為油藏的進一步開發提供了有力支持。

這些措施的實施，使得見水、水淹井近井的波及范圍得以擴大一倍，側向不見效井成功受效，成功激活了裂縫兩側的剩余油。

3結論建議

（1）本文針對整裝特低滲高含水裂縫性油藏中高含水期油井見水產能低的問題，選取陜123-DP10區長6油藏進行室內數值模擬，獲取不同堵水壓裂組合方案在模型上的應用效果，綜合研究復雜油水關系油藏雙向治理技術，總結形成注入端深部調剖+采出端調堵壓裂雙向治理技術。現場應用后，單井日產提高1.1t以上，含水率保持穩定，采出程度預估提高3.8%。

（2）實際應用結果表明含水下降幅度未達預期，調剖體系還需進一步調整。建議下一步研究優化現有的堵水工藝，研發新型材料，多種工藝聯作，增長封堵周期，增大封堵強度。

（3）建議開展物理模擬研究，建立油水井雙向堵水模型，在模擬真實地層條件下進行雙向調堵壓裂后的物理驅替模擬實驗，分析裂縫封堵后注水驅替效果，模擬實驗中獲取的關鍵參數建立公式，現場面臨的問題因地制宜的優化堵水工藝與壓裂工藝的施工參數，壓力驅替滲流場的變化規律以及驅替效果量化堵水見效的預測等，推動雙向調堵壓裂工藝進一步完善。