胡鵬程

中國石油遼河油田分公司興隆臺采油廠，遼寧盤錦124010

為充分動用黃金帶油田儲量，提高原油采收率，開展了調(diào)剖堵水一體化的研究，并將調(diào)剖堵水一體化配套工藝措施進行了現(xiàn)場應(yīng)用。該技術(shù)是通過封堵高滲透吸水層、水竄段，啟動中低滲透層，達到調(diào)整注入剖面、擴大波及體積的目的。為此，通過選擇改性淀粉與不飽和烴(B)接枝聚合再交聯(lián)，以實現(xiàn)封堵的預(yù)期目標(biāo)。

1 油藏概況

黃金帶油田位于遼河盆地東部凹陷黃金帶—歐利坨子斷裂背斜構(gòu)造帶的南部,北與于樓構(gòu)造相接,南與桃園構(gòu)造相望。黃金帶油田有油井67口，開井44口，日產(chǎn)液200 m3，日產(chǎn)油58 t，綜合含水62.05%，地質(zhì)儲量采油速度0.21%，采出程度17.72%，注水井20口，開井13口，日注水402 m3，月注采比1.96，累積注采比1.28。

2 目前開發(fā)中存在的主要問題

1)注采系統(tǒng)不完善

受高含水井關(guān)井、地面占壓、上返采氣等因素影響，注水區(qū)塊注采井網(wǎng)不完善。黃4塊8口井因為地面占壓和井況問題而停關(guān)，導(dǎo)致井組所在區(qū)域剩余油未得到有效開采。黃5塊北部由于大部分油井上返采氣，導(dǎo)致注水井3口，采油井只有1口，井網(wǎng)極其不完善。

2)水驅(qū)波及體積小，突進嚴(yán)重

黃金帶油田注水區(qū)塊水驅(qū)波及體積系數(shù)僅為12.4%，注入水突進受非均質(zhì)性及平面采出程度影響明顯，明顯呈現(xiàn)“高產(chǎn)出、高含水”特點，造成堵水困難，呈現(xiàn)“低產(chǎn)”或“高含水”的極端現(xiàn)象。

3)主力油層S1中下段大面積水淹，潛在巖性體及S3段具有一定潛力

黃金帶油田黃4塊是注水較為完善的區(qū)塊，儲層單一穩(wěn)定，連通性好，水驅(qū)波及面積大，累積注采比0.9，但受儲層非均質(zhì)性及平面采出程度影響明顯，仍存在部分井間剩余油。但是,根據(jù)近兩年投產(chǎn)的8口側(cè)鉆井、新井效果來看，以“完善注采井網(wǎng)，挖潛井間剩余油”的思路挖潛剩余油效果較差，黃3-7、黃01-7、黃1-7C、黃4-5C、黃4-4C2、黃15C2均以完善注采井網(wǎng)為目的挖潛剩余油，但由于水淹嚴(yán)重，儲層單一，均呈現(xiàn)初期產(chǎn)量較好，穩(wěn)產(chǎn)期短，含水上升快，累產(chǎn)油低的狀況，總體效果較差。但是黃01-5、黃4-6C這些開采巖性體以及S3段油層卻達到較好效果，因此，黃4塊剩余油潛力主要位于巖性透鏡體以及S3段，應(yīng)在這些剩余油富集區(qū)域進行措施挖潛。

3 調(diào)剖堵水一體化技術(shù)實施

3.1 技術(shù)原理

油水井調(diào)剖堵水技術(shù)涉及油藏、工藝、調(diào)剖堵水劑、測井和完井5個方面。國內(nèi)外對油水井調(diào)剖堵水技木的研究主要在出水機理、堵水工藝(工具)和調(diào)剖堵水劑3個方面。國內(nèi)外調(diào)剖堵水劑(簡稱調(diào)堵劑)發(fā)展迅速，品種繁多。但是國內(nèi)各油田的發(fā)展并不均衡，總體可以分為2類，即選擇性和非選擇性調(diào)堵劑。非選擇性調(diào)堵劑主要有以下幾種類型：沉淀型、樹脂類、分散顆粒類、固結(jié)體類；選擇性堵劑包括凍膠類、凝膠類、水膨體類[1]。

黃4塊高強度調(diào)堵劑體系屬于高性能堵劑體系，黏度達200 000 mPa·s，具有以下優(yōu)點：抗剪切；與基質(zhì)材料黏附性強；受黏土影響?。蛔⑷胄院?；堵劑配制方法簡單，成膠前黏度較高(120 ～140 mPa·s)，有良好的注入選擇性；成膠后呈高彈性凍膠狀，成膠時間可以調(diào)整；有較強的抗鹽能力，礦化度較高的地層水對成膠時間略有影響，但對成膠后的強度無明顯的影響(耐鹽達15×104mg/L)；耐溫性能好，溫度30～90 ℃下，動態(tài)成膠時間為10～70 h，且可調(diào)，室內(nèi) 120 ℃時，其黏彈性仍然保持；耐油、耐酸、耐堿性強，在配制水中混入大量原油，對其成膠時間和成膠強度沒有明顯的影響；封堵效果較好，具有耐水沖刷性。

黃4塊調(diào)剖堵水劑體系選擇原理：根據(jù)前期積累及廣泛的篩選實驗，選擇改性淀粉與不飽和烴(B)通過接枝聚合再交聯(lián)；單體丙烯酰胺(AM)與淀粉分子接枝共聚后因未水解也具有良好的抗鹽性能，該體系經(jīng)過交聯(lián)即可得到高彈性的強力封堵膠結(jié)體系，因此利用結(jié)合黃4塊注入水的狀況對現(xiàn)有體系各劑用量進行調(diào)整，以適用于黃4塊堵水調(diào)剖措施。

最終優(yōu)選出凝膠體系配方為：將0.25%改性淀粉和0.25%不飽和烴(B)進行接枝聚合再交聯(lián)。

3.2 方案設(shè)計

3.2.1 堵水井方案

1)現(xiàn)場采用反擠工藝流程，籠統(tǒng)選注工藝，地面控制壓力，低排量注入。

首先井口裝好防噴管，連接反擠工藝和油管排污流程，管線試壓21 MPa，不刺不漏為合格；打開套管、油管閘門，反替污水，待油管返液后，關(guān)閉油管閘門，反擠堵水劑，達到設(shè)計量后頂替污水，確保堵劑完全進入地層，關(guān)套管閘門，關(guān)井3 d后開井生產(chǎn)。

2)調(diào)堵劑用量計算方法：

W=Qρ=KπR2HФρ

(1)

其中,W為調(diào)堵劑用量，t;Q為計算用量，m3；K為注入系數(shù)(K=1)；R為處理半徑，m；Ф為有效孔隙度，%;H為油層厚度，m；ρ為堵劑密度，t/m3。

3.2.2 調(diào)剖井方案

1)停止注水，按施工流程連接好施工設(shè)備及電器電路，調(diào)剖泵出口與井口用硬管線連接好正注流程，上緊上齊各承壓螺栓。

2)用污水試壓20 MPa，確保地面管線及井口承壓部分不刺不漏。

3)打開油管閘門及套管閘門，正替污水待套管返液后，關(guān)閉套管閘門；先注污水,測試初始注入壓力。

4)用2個攪拌池逐池交替攪拌均勻堵水調(diào)剖劑，并用柱塞泵逐池注入井內(nèi)，累計注入500 m3。

5)注入完畢后，頂替污水 25 m3，關(guān)井候凝3 d。

6)按配注要求恢復(fù)注水，注水正常5 d以后測試吸水剖面。

7)調(diào)剖劑用量計算方法與調(diào)堵劑計算方法相同，參見公式(1)。

4 現(xiàn)場應(yīng)用情況

黃4塊共有水井5口，其中1口停注，2口井的注水量較小，只有10 m3。結(jié)合油藏特性、連通情況、生產(chǎn)動態(tài)等數(shù)據(jù)進行選井論證。選出水井黃06-6 實施調(diào)剖。根據(jù)調(diào)堵一體化的原則，為在同一井組對高滲透水層實現(xiàn)調(diào)剖和堵水聯(lián)動作用，取得在大孔道的兩端同時封堵的效果，在與水井黃06-6連通的油井中選取黃32為堵水措施井。

水井黃06-6對應(yīng)油井含水上升較快，該井吸水剖面不均，層間矛盾突出，水線突進較快，水驅(qū)效果較差,所以對該井實施水井調(diào)剖。累計注劑509 m3，調(diào)剖施工過程中注入壓力由5.5 MPa上升到7.7 MPa，啟動壓力升高了2.2 MPa，目前日注水100 m3，注入壓力5.6 MPa，措施前吸水層為3號層和4+5號層(4號層與5號層層間距僅為0.3 m，未分開測試)，相對吸收量分別為4.6%和95.4%，措施后吸水層為3號層和4+5號層，相對吸收量分別為42.9%和57.1%，吸水剖面改善程度100%，改善效果良好。

黃32井生產(chǎn)井段2 487～2 896 m，地層溫度68 ℃，油層厚度51.6 m，滲透率差異大，小層滲透率為(42.1～729.4)×10-3μm2，非均質(zhì)性強。堵水措施前日產(chǎn)油0.2 t，日產(chǎn)水11.9 m3，含水98%，目前日產(chǎn)油1.3 t，平均含水88.2%，平均含水下降9.8%。措施取得了較好的增油降水效果。

從效果上看，措施井對應(yīng)受效井組日增油7 t，含水下降4%，調(diào)堵聯(lián)動作用效果顯著。

5 結(jié)論與建議

1)該項目研究應(yīng)用的堵水技術(shù)有利于封堵非均質(zhì)油藏高滲透水層, 保護低滲透油層，便于有效恢復(fù)油井產(chǎn)能。

2)針對興隆臺采油廠非均質(zhì)油藏開發(fā)過程存在油井高含水問題，通過開展黃4塊調(diào)剖堵水一體化研究與試驗來實現(xiàn)選擇性堵水過程中對富集油層的有效保護，最大限度發(fā)揮油井產(chǎn)能，為興隆臺采油廠“雙高期”水驅(qū)老油田提高采收率開辟了一條新的途徑。

3)建議在同一井組對高滲透水層實現(xiàn)調(diào)剖和堵水聯(lián)動作用，實現(xiàn)在大孔道的兩端同時封堵的效果，提高注入水的利用率，改善開發(fā)效果；并通過封堵高滲透吸水層、水竄段，啟動中低滲透層，以達到調(diào)整注入剖面、擴大波及體積的目的。