程 卓，劉 林，呼伯尹，王揚林

(1.西安石油大學，陜西 西安 710065；2.長慶油田分公司第八采油廠，陜西 西安 710201；3.長慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750006)

Y214長4+5長6油藏沉積環(huán)境主要為三角洲前緣相沉積[1]，2008年規(guī)模開發(fā)，主力開采長4+522、長612層。

低滲透油藏在開發(fā)過程中面臨著很多問題。例如，采出程度高、含水上升風險大、局部剖面水驅狀況不佳、油井水淹增多、套破井逐年增多并伴隨著產能損失等等。姬塬油田地處鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部[2]，是典型的三低油田，具有低壓、低滲、低飽和度的特點。姬塬油田因裂縫或高滲帶，引起油井快速見水或暴性水淹；動態(tài)裂縫逐步開啟，導致油藏見水井逐年增多；注水壓力升高，導致增注效果差；油井含水上升速度快，使高含水油井比例增大；油藏低產、低效井占比較高；油田開發(fā)形勢嚴峻，穩(wěn)油控水難度大；老井穩(wěn)產基礎薄弱，剩余油富集較多等等，影響最終采收率。因此，對高含水井堵水技術從見水原因、治理思路、堵劑體系研發(fā)、工藝參數設計等方面開展技術攻關研究，加大低產、低效井治理力度，對提高剩余油殘余油開采效果、油田穩(wěn)產及支撐二次加快發(fā)展均具有重要意義。

Y214長4+5、長6油藏，屬于典型的多層系疊合發(fā)育油藏，主力開發(fā)層系長4+522、長612層，沉積期屬于三角洲前緣相沉積，物源來自西北和東北方向，砂體呈北東南西向條帶狀展布，屬于巖性油藏[3]。長4+52層排驅壓力較高，達到 0.8 MPa；中值半徑較小，只有 0.29 μm，屬于小孔-微細喉道。長61層排驅壓力達到 0.9 MPa，相對更高；中值半徑更小，屬于細小孔微細喉型。長6油層組巖芯平均孔隙度11.9 %，巖芯平均滲透率為 1.18 mD，平均喉道半徑為 0.02～0. 54 μm，平均有效厚度在 14.3 m 左右。長4+52巖芯平均孔隙度為12.2%，巖芯平均滲透率為 0.83 mD，平均最大喉道半徑為 0.9119 μm，平均有效厚度為 12.4 m。原始地層壓力低，滲透率低，物性差，屬于典型的低滲低壓油藏。

1 開發(fā)中的主要問題

姬塬油田Y214區(qū)塊屬于典型的超低滲透油藏，2008年采用 480 m×160 m 菱形反九點井網實施注水開發(fā)。該區(qū)縱向疊合發(fā)育層系多，橫向油層變化快，注采關系復雜。一是小層砂體連續(xù)性差，疊合度僅35%，單井開發(fā)層系變化快，油水井對應關系復雜。二是油藏30口合采井產液結構不清、層間干擾大，注采調整缺乏針對性，其中部分合采井水淹后判識見水層位、來水方向周期長，難度大。三是剖面水驅受效不均，水驅矛盾突出。部分油藏剖面吸水狀況較差，吸水不均井比例較高(占比47.1%)。2020年以來，新增含水上升井5口(含水由41.8%上升88.4%)，影響油量 7.8 t/d，常規(guī)調剖有效率低(37.5%)。全油藏因儲層高水飽的低產、低效井及水淹井93口，占總井數 39.6%；剖面指狀、尖峰狀所占吸水比例較高，油井含水上升快，見水井逐年增多。

2 調剖體系及治理思路

21世紀初，對見水井治理思路主要是以堵水為主，調剖為輔，處于一個試驗探索階段。2020年，經過十幾年的現(xiàn)場試驗，治理思路轉變?yōu)榫植窟B片調剖加上整體微球調驅，注重油藏整體治理，深淺結合，預防性調剖和水淹區(qū)挖潛同時進行。在裂縫性見水油藏的治理上，改變以往凝膠堵水思路，設計形成了多級復合段塞堵水、堵水轉向壓裂和堵水定點射孔壓裂等3種堵水增產工藝技術。從堵水半徑、堵劑體系配方、段塞復合、堵水規(guī)模等方面，對以往堵水工藝進行了全方位改進，增加了聚合物微球/PEG遠端裂縫和基質封堵，堵水規(guī)模由 10 m3增加到 500 m3以上，形成了“多段塞、大劑量、小排量、小砂量、小壓裂、多向調驅”的堵水、堵水壓裂工藝技術體系。分別通過優(yōu)化堵水半徑、注入工藝、工藝參數，來達到加大封堵半徑，是提高裂縫封堵強度以及封堵遠端的目的。

Y214區(qū)長4+5、長6油藏；儲層垂向疊置，多油層同時開發(fā)，層間非均質性強，注水井剖面矛盾突出；分層疊合開發(fā)，分注合采、層間干擾大，水驅規(guī)律復雜；全油藏低產低效井儲層高水飽及水淹井93口，占總井數 39.6%。2009-2016年間，以單井調剖+油井堵水為主要治理手段，主要解決單井見水問題，但措施效果受來水方向驗證等因素限制，且剖面治理缺乏整體概念，油藏開發(fā)矛盾加大，開發(fā)形勢變差，遞減持續(xù)上升。2017-2018年間，實施第一輪微球調驅，注入83個注采井組(覆蓋率84.7%，粒徑 100 nm，濃度0.2%)。由于微裂縫發(fā)育，加之多年注水沖刷、優(yōu)勢通道發(fā)育，見效率較低。2019年開始進行第二輪注入，體系為聚合物微球+常規(guī)調剖+大劑量調驅+投球調剖，微球89個井組(覆蓋率90.8%，粒徑 100 nm、濃度0.10%)，調剖54+14口，此工藝技術逐步成熟，取得初步的效果。根據區(qū)塊見水特征、見水類型，通過系統(tǒng)總結分析、持續(xù)優(yōu)化，形成了適應于Y214油藏的孔隙裂縫型見水特征的“常規(guī)調剖、PEG調剖、微球調驅、深部調驅”四類堵劑體系(如圖1)。

圖1 優(yōu)化工藝參數

近年來，通過精細注采調整、聚合物微球調驅、連片調剖、精細措施挖潛等工作，Y214調剖區(qū)的治理思路也日益成熟，各項指標變好，整體開發(fā)形勢穩(wěn)中向好。全廠自然遞減由9.2%下降為7.9%，水驅儲量動用程度由74.5%上升到76.2%，壓力保持水平由92.6%上升到93.1%。

3 調驅劑分類及性能

近些年來，國內外廣泛運用的調驅劑就是聚合物凝膠類調驅劑，也被稱為交聯(lián)聚合物。由于原料來源廣泛，種類較多，強成膠時間及強度可調控等，這類調驅劑是國內外調剖調驅措施中用量很高的藥劑，也是研究區(qū)塊Y214的主要調驅劑。其主要是由聚丙烯酰胺聚合物和酚醛中加入有機鉻等交聯(lián)劑構成。根據其強度不同又分為凍膠(即強膠)、弱凝膠和教態(tài)分散凝劑。凍膠在國內外油田中應用最廣泛，主要用于層間非均質嚴重，或者層間存在高滲透層或者裂縫的近井調剖(達到調整近井地層吸水剖面的效果)，也可用于具有嚴重非均質厚油層的深部調剖主要作用機理是對厚油層深部吸水剖面進行調整來改善液流方向。弱凝膠具有讓存在高滲透通道和天然裂縫油藏以及籠統(tǒng)注水等油藏中的厚油層保持長期穩(wěn)定的能力[4]，技術原理是通過改變油藏深部非均質性(是深部流體轉向)，類似于聚合物驅油。膠臺分散凝膠主要用于滲透率級差不高的非均質油層，其可以降低流度比，提高聚合物的利用率。由于它的封堵強度不連續(xù)，這幾年逐漸淡出研究與應用。

另外，一種運用廣泛的制劑聚合物微球，通常在現(xiàn)場與聚合物凝膠類調剖劑配合使用。它主要是采用微乳聚合合成技術制成的初始尺寸為納米級的活性微球。通過調整微球的水化時間和吸水倍數[4]，經過吸水膨脹并且吸附在孔隙中。由于微球本身具有較強的彈性張力，遇到不同孔喉地層可自行控制粒徑大小，在多孔介質中具有逐級調剖性，實現(xiàn)深度調剖。它與其他制劑一起使用的融合性也較好，可以封堵地層孔喉，達到改變液流流動方向的目的，但由于微球的尺寸常為納米級、微米級，因此對使用地層滲透率范圍有一定要求。

4 Y214油藏堵水調剖效果

4.1 堵水調剖效果顯著

2018年，開始規(guī)模實施調剖調驅。2019年9月份，油藏開始見效：見效注采井組46個，見效率51.7%；油藏日產油由 127 t/d 上升至131t/d；綜合含水由58.9%下降至54.8%，累計增油1.4萬噸。2019-2021年，共實施調剖130口，調驅83口，自然遞減從9.0%下降到6.8%，含水上升率從0.8%下降到0.3%，水驅可采儲量增加232.05萬噸。通過兩輪次調剖+微球調驅治理，累計見效注采井組58井次，見效油井110口，見效程度55.1%，有效期6.7個月(見表1、圖2)。

表1 長4+5、長6油藏調剖堵水見效圖

圖2 Y214油藏主要開發(fā)指標對比柱狀圖

4.2 水驅狀況明顯改善

兩輪次調剖+調驅治理后，對吸水剖面進行測試，共測試成果32口，明顯改善15口，剖面改善率56.8%。對比2016年數據，平均單井吸水厚度由 9.2 m 上升到 10.5 m，水驅控制動用程度由 72.8 %上升到 73.5%，基本處于穩(wěn)定。水驅儲量控制程度也穩(wěn)中有升，2020年已到到94.3%，并且措施后注水井壓力由 16.7 MPa 下降到 13.4 MPa，注入壓力下降明顯，注水呈現(xiàn)裂縫滲流特征，近井地帶滲流能力得到有效改善。(對比井吸收剖面變好)或穩(wěn)定(3口)，說明油藏剖面水驅好轉，整體平面水驅形式趨于穩(wěn)定?？梢钥闯?，連片調剖+整體微球調驅能明顯改善油藏剖，有效提高水驅效率。

4.3 調剖區(qū)綜合含水降低

Y214 區(qū)長4+5、長 6 油藏由于儲層非均質性強，動態(tài)裂縫逐年開啟，投產即水淹，見水井逐年增多。2013年以前進行單井見水井治理，堵水為主，調剖為輔，效果可觀。2017年開始實施連片調剖，優(yōu)先封堵大孔道微裂縫，壓力快速上升，含水上升速度得到了有效減緩。較 2013年12月，調剖區(qū)綜合含水由 61.8 %下降到57.4 %，調剖區(qū)綜合含水下降明顯。根據Y214調剖區(qū)采出程度與含水關系曲線(圖3、圖4)看出，油藏整體開發(fā)形式趨于好轉。

圖3 元214長4+5長6油藏生產狀況曲線

圖4 元214長4+5長6含水與采出程度關系曲線

5 典型井組分析

Y214區(qū)塊油藏沿主應力方向儲層局部裂縫發(fā)育，注入水易沿微裂縫及高滲帶突進，造成油井水淹、累計注水量大、動態(tài)縫頻繁開啟、裂縫主向井水淹嚴重、側向油井長期不見效等問題，措施后側向井也見效，主向井與側向井受效程度基本一致。井組特征表現(xiàn)為：1)動態(tài)特征表現(xiàn)為投產后即水淹，投產一段時間后油井含水突升，含鹽明顯下降。2)結合吸水剖面測試、示蹤劑監(jiān)測結果，對主側向見效不均、合采井水淹后見水方向判斷困難，來水方向周期長。3)堵水調剖后水淹井液量下降，含水明顯下降，局部水驅滲流情況好轉，注入剖面改善效果明顯，注水一段時間后側向井同樣見效 。

1)典型井組1：T88-92區(qū)域

該區(qū)域于2017年 9 月實施化學堵水，對6口注水井首先實施單點調剖，對應油井24口(水淹6口)。措施后日產油水平明顯上升，井組綜合含水基本在50%左右，缺點是有效時間短。2019年9月實施連片調剖后，日產液與日產油明顯上升，綜合含水由56.6下降到35.2%，恢復油量 5 t/d，實現(xiàn)凈增油，穩(wěn)產效果明顯。充分利用深部調驅改變滲流方向，消減層間矛盾，在水淹區(qū)實施長停井復產。近三年累計實施調剖32井次、調驅23井次、長停井復產6井次，累計增油1.8萬噸，見效周期3個月，受效率54.9%，表現(xiàn)為凈增油32口，降遞減15口。

2)典型井組2：T81-29區(qū)域

T81-29井位于Y214區(qū)長6油藏中部，2021年7月動態(tài)表現(xiàn)為液量穩(wěn)定在 10.32 m3，含水從72.9%下降到47.3%。該井2021年1月出現(xiàn)液量、含水上升動態(tài)變化。開線圖上對應兩口注水井，T51-30于2021年1月強化注水 2 m3，配注 27 m3，注水強度 2.21 m3/(m·d)，測吸水指示曲線注水達到 24 m3后曲線呈正常型。T51-30目前配注 30 m3，注水強度 4.17 m3/(m·d)，吸水指示曲線呈正常型，2021年測吸剖面正常。分析認為，該井含水下降原因為對應注水井2021年5月深度調剖+微球驅油見效。

3)典型井組3：X71-66井組

X71-66井組，受初期高注水量影響，注水量達到 40 m3/d 以上，X71-65、X73-65水淹高含水停井。2018年9月、2019年11月，對X71-66井實施PEG調剖。2019年9月，X73-65井堵水壓裂復產，日增油 1.5 t/d。2019年12月，X71-65井套返油，檢泵復產，日增油 2.6 t/s。分析認為調剖見效，裂縫得到有效封堵，井組水驅狀況顯著改善?？梢钥闯?調剖調驅區(qū)長停水淹井復產效果好。2018年以來，實施8井次，日增油 7.2 t，油藏深部水驅效果改善明顯。目前油藏仍有長停水淹井23口，下步依托調剖調驅，組織復產，以提高油井利用率。

6 結論與認識

Y214區(qū)經過了十余年的化學堵水調剖，取得了明顯的效果，為今后堵水調剖技術的發(fā)展與完善，積累了豐富的經驗?，F(xiàn)提出以下幾點認識和建議：

1)局部連片調剖+整體微球調驅治理體系，連片調剖優(yōu)先封堵大孔道、微裂縫，微球調驅調整層內、層間優(yōu)勢通道，深淺結合，能有效改善Y214長4+5等超低滲Ⅰ類油藏的穩(wěn)產基礎。

2)體膨(凍膠)顆粒等大顆粒調剖能封堵近井地帶高滲透層、大孔道， PEG-1(2A) 與深部調驅體系可有效消減層間矛盾，改善深部滲流方向，促進單層受效。

3)調剖調驅措施從儲層深部改善油藏剖面，緩解開發(fā)矛盾，促進地層能量平面上均衡分布，提高注水。

4)調剖與調驅相結合，調剖優(yōu)先封堵大孔喉、微裂縫，能更有效的提高微球調驅的封堵和驅油效果，提高措施成功率。

5)多輪次開展調驅、調剖工作，能更有效地鞏固前期措施效果，延長措施有效期。