注水井深部调剖技术在安塞油田的研究与应用

注水井深部调剖技术在安塞油田的研究与应用

李勇

中国石油长庆油田分公司第一采油厂杏北作业区   陕西 延安 717500

摘要：安塞油田经过多年的高强度开发，目前各主力生产区块普遍已经进入中高含水开发阶段，油藏平面、剖面矛盾日趋突出，油田稳产逐步从前期的注水调整向堵水调剖等扩大水驱波及体积、提高水驱效率方面转变。开展堵水调剖技术研究，对于提升油藏整体开发水平、实现降本增效，具有非常重要意义。本文结合安塞油田油藏特征及水驱渗流规律，总结安塞油田历年注水井深部调剖选井决策、堵剂体系及调剖工艺等方面取得研究成果，系统评价区块连片整体调剖技术应用效果，为提高油藏开发效果及持续稳产提供重要技术手段。

关键词：深度调剖；注水井；水驱效率；安塞油田

0前言

安塞油田普遍天然裂缝发育，受油藏类型、砂体展布方向、注采井网及压裂改造等因素影响，注水开发后裂缝见水特征明显，开发矛盾突出。初期表现为裂缝主向油井含水上升快，侧向油井见效程度低，随着注采井网加密调整后，裂缝侧向见水油井逐年增多。为改善水驱开发矛盾，提高油藏开发效果，近年来不断优化完善堵水调剖工艺技术，取得了一定认识。

1水驱渗流特征研究

依据量化的渗流参数，结合动态验证识别、水驱前缘测试、压降曲线测试，将安塞油田储层渗流通道分为裂缝型、裂缝一孔隙型及孔隙型3类，指导堵水调剖选井及工艺参数设计。

1.1裂缝型

通过人工取心、裂缝监测以及水驱前缘测试，注入水沿层内裂缝窜流特征明显，并很快水淹，注水井吸水剖面反映为高渗透层存在尖峰状或指状吸水，而垂直于河道方向或裂缝侧向的油井长期注水不见效，水驱效率低。

判别标准：见水周期≤3年，面积波及系数≤0．57，见水时采出程度≤4％。

1.2裂缝一孔隙型

区块存在高渗带，压力场、流线场形成定势，沿砂体主向水线推进快，采取加强注水或堵水调剖后，主裂缝压力不断上升，侧向微裂缝开启，侧向多方向见水井逐渐增多

判别标准：见水周期≥3—8年，面积波及系数O．57—0．87，见水时采出程度4％～8％。

1.3孔隙型

无明显裂缝见水特征，平面水驱基本均匀，剖面动用程度高，但由于受构造应力和微裂

缝的影响，仍有部分油井见水初期表现出明显的方向性，开发后期主要表现为存水率下降，

驱油效率变差，递减加大，含水上升速度加。

  判别标准：见水周期≥8年，面积波及系数≥0.87，见水时采出程度≥8％。

2调剖工艺选择

在三种窜流通道识别的基础上，结合不同油藏开发矛盾，通过优选堵剂体系、不断优化

调整施工参数，形成了适合安塞油田不同油藏类型的注水井深部调剖工艺技术。

2.1堵剂体系

优选4类成熟应用的堵剂体系，综合评价堵剂性能指标，强弱相配，多体系、多段塞组合应用。

（1）交联聚合物冻胶调剖剂

地下交联，注入性好，深部运移能力强，成胶强度可控，易受地层温度、矿化度影响。适用于孔隙、孔隙一裂缝型油藏主体段塞，降低油水黏度比，改变注入水水驱方向。优选出综合性能好的酚醛树脂类及酰胺类交联聚合物冻胶。

（2）体膨颗粒调剖剂

地面成胶，形变性能好，受温度、矿化度、pH值等环境因素影响小，粒径可根据封堵需要调整，充填、嵌入，形成网状堵水屏障，适用范围广，优选综合性能好的预交联体膨颗粒堵剂。

（3）颗粒分散型调剖剂

配液、施工简单，深部运移能力强，在地层孔喉处产生絮凝堵塞及积累膜，受环境因素影响小，适用范围广，优选综合性能较好的钠基膨润土絮凝调剖剂。

（4）颗粒固结型调剖剂

配液、施工简单，耐温抗盐，封堵强度高：易沉积，地层深部运移能力较差，适用于裂

缝油藏的主体封堵段塞及封口处理，可有效防止堵剂返吐、延长调剖有效期。

2.2施工参数

堵剂用量计算上根据油藏工程研究结果，一般长期注水后形成的大孔道占井组地层孔隙

总体积的1～5％，早期取下限值1％，近年来根据不同裂缝类型调整了取值，整体加大堵剂

用量。

施工排量上既要防止堵剂在近井地带堆积．保证堵剂向裂缝深部运移，又要避免主向油

井暴性水淹。通过合理变化施工排量，对应主向井施工过程中暴性水淹的现象基本消失。形成“一大一小一多一低”的施工参数设计思路。即大剂量、小排量、多段塞、低爬坡压力，但针对不同裂缝特征地层具体参数设计上也有所不同。

3技术体系优化完善及效果评价

3.1裂缝型油藏

以封堵主裂缝为主，侧向调驱为辅，扩大水驱波及体积，提高水驱效率，提升侧向井产。初期选择封堵强度大的“无机复合堵剂”作为主体封堵段塞，小剂量、大排量，开展单点堵水试验，实施5口井，平均单井组增油156t，有效期仅8个月。后为延长堵水有效期，在裂缝线两端封堵，同时加大堵剂用量，增加形变性能好、运移能力强的“预交联体膨颗粒堵剂”作为前置封堵段塞，封堵裂缝深部。

前期实施井，裂缝封堵后，主要依靠后期注水开启侧向低渗通道，措施后平均见效期为

35d。为更好地促进侧向受效，动用剩余油，后在总结前期实施效果基础上，对堵水工艺进行优化完善，在裂缝封堵后，增加驱油段塞，同时沿裂缝线实施区块整体调剖。A区裂缝发育，注入水沿裂缝窜流，侧向井受效程度低。某年度沿裂缝线堵水调剖1l口。调剖后吸水状况改善，侧向井见效，井组日产液、日产油水平提高，区块开发形势好转。

3.2裂缝一孔隙型

以堵为主，封堵主向裂缝，兼顾封堵侧向微裂缝。之前主要采用“钠土絮凝体系+体膨颗粒+无机复合堵剂”体系，侧向井含水下降，同时井组液量下降明显，影响措施效果。后增加了有机交联聚合物冻胶体系及1～2mm体膨颗粒堵剂，在有效封堵侧向见水通道的基础上，减小了油层污染。为防止侧向井含水突变，封堵微裂缝时，注入排量控制在2.5m3／h，调剖后井组增油降水效果显著。杏河西多油层开发，平面水驱不均．存在优势见水方向，主向油井暴性水淹，主侧向见效程度差异大．注采调控难度大。后连续3年连片实施90井次，对应174口，见效比39.9％。21口见水井含水由81.6％下降至69.1％。调剖井组递减率由l0.2％下降至-2.6％，含水上升率由8.0％下降至-2.6％，平均有效期350d，达到控水稳油效果。

3.3孔隙型

孔隙型油藏整体吸水较均匀，存在高渗条带，以张渠长2油藏为典型代表，油藏表现为

存水率下降，驱油效率变差，递减加大，含水上升速度加快，某年度开始共实施28井次。

实施过程中凝胶颗粒和无机堵剂段塞压力爬坡快，堵剂在近井地带堆积，未达到设计封堵半径，平均有效期6个月。后增加了堵剂用量，为保证无机堵剂深部运移，提高排量至4-5 m3／h，延长封堵半径，连片实施14口，大排量、大剂量的连片调剖引起了含水上升。后采用“交联聚合物+小粒径体膨颗粒”体系，降低施工排量，单点实施、最终连片，避免了含水上升。区块递减10.3％下降至6.1％， 区块开发效果变好。

3.4水平井区块

安塞油田老区水平井主要分布在王窑、坪桥油藏边部物性相对较差区域。水平井穿越水线或在裂缝线上，见水周期短、含水上升快，产能损失严重。针对水线穿越，含水上升水平井，在判断明确出水点及来 水方向的基础上，探索注水井调剖治理高含水水平井技术。

因水平井与对应注水井井距长，优选地层深部运移能力强的堵剂体系，通过增加堵剂用量、延迟成胶时间，加大封堵半径。同时调大水平井生产参数，引导堵剂向裂缝深部运移，封堵水平井见水裂缝。

4结语

（1）通过堵水调剖可有效降低油藏递减，控制含水上升，对于油藏稳产起着重要作用。

(2)重复调剖井提压空间逐次减小，有效期变短，措施效果变差，下步需结合调剖有效期，确定出调剖时机，根据压力提升空间，完善多轮次、周期性堵水调剖工艺技术。

(3)随着油田水驱矛盾日趋复杂化，目前成熟应用的堵剂体系少，室内研究及新型堵剂研发滞后，制约着油田后期堵水调剖工艺技术的发展，下步需在油藏工程研究基础上，加强廉价、长效深部调剖剂及其机理研究。

参考文献：

[1]刘翔.我国油田堵水调剖技术的发展与思考[J].石油科技论坛.2020(2)：42-47．

[2]吴志宇.裂缝监测技术在安塞油田开发中的应用[J]．测井技术.2019，28(1)：78-81．