師曉偉，李　杰

(延長油田股份有限公司甘谷驛采油廠，陜西延安 716005)

鄂爾多斯盆地東部高含水井綜合治理
——以甘谷驛油田唐80井區(qū)為例

師曉偉，李杰

(延長油田股份有限公司甘谷驛采油廠，陜西延安 716005)

摘要：為了解決甘谷驛油田唐80井區(qū)注水開發(fā)后油井含水上升速度快、高含水井逐年增多，但采出程度低、剩余油較富集的問題，進(jìn)行了裂縫油藏深部調(diào)剖技術(shù)攻關(guān)研究。通過分析典型井組生產(chǎn)狀況，并根據(jù)該區(qū)油藏特點(diǎn)和需求研制了深部調(diào)剖技術(shù)的體系配方、設(shè)計了施工方案，最終確定采用體膨顆粒+低溫凝膠深部調(diào)剖體系和體膨顆粒+微生物深部調(diào)剖體系進(jìn)行治理，分析了不同水驅(qū)速度、調(diào)剖劑注入量、調(diào)剖劑注入速度對采出程度影響。選取唐80井區(qū)兩組典型注水井組進(jìn)行了現(xiàn)場試驗，試驗結(jié)果表明：措施注水井的視吸水指數(shù)下降，壓力指數(shù)上升，吸水剖面明顯改善，說明對裂縫和高滲透層進(jìn)行了有效封堵；對應(yīng)的井組含水下降，日產(chǎn)油量上升，水驅(qū)開發(fā)效果有所改善，取得了降水增油的效果。

關(guān)鍵詞：高含水井；深部調(diào)剖；開發(fā)效果；降水增油

Comprehensive Treatment of High-water-cut Well in Eastern Ordos Basin

——A Case Study of Tang 80 Blocks in Ganguyi Oilfield

Shi Xiaowei, Li Jie

(GanguyiOilProductionPlant,YanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan’an,Shaanxi716005，China)

Abstract:Oil wells in Tang 80 Blocks of Ganguyi Oilfield feature in rapidly rising water cut and year-on-year increasing number, yet low recovery percent and richer residual oil enrichment. To solve these problems, we probed into the deep profile control technology for fractured reservoir. By analyzing the characteristics of typical well groups, we developed the system formulation and construction scheme of deep profile control technology based on the reservoir characteristics of the area, and finally used the swellable particles + low temperature gel for deep profile control system and swellable particles + microbial deep profile control system. And we discussed the effect of different water flooding velocity, profile control agent injection rate and injection speed on the recovery degree. We selected two typical water injection wells in Tang 80 Blocks for field test. Results showed that apparent injectivity index of water wells declined, pressure index rose, and water injection profile was improved, indicating that the fractures and high-permeability reservoirs were sealed effectively; the moisture content of corresponding wells dropped, daily oil production was increased, the water flooding effect was enhanced, water cut was decreased and oil production was increased.

Key words:high-water-cut wells; deep profile control; development effect; reducing water cut and increase oil production

甘谷驛油田位于鄂爾多斯盆地陜北斜坡中部。唐80井區(qū)位于甘谷驛油田西南部，主要含油層位為三疊系延長組長6油層組，油層局部發(fā)育微裂縫，是典型的低孔、超低滲、低溫油藏。該井區(qū)自2002年開始實施注水開發(fā)，2008年實現(xiàn)不規(guī)則反九點(diǎn)面積注水，隨著注水開發(fā)面積的不斷擴(kuò)大，中—高含水油井逐年增多。部分油井含水已高達(dá)90%以上，但研究發(fā)現(xiàn)該區(qū)實際采出程度較低、剩余油仍較富集。為緩解注入水無效循環(huán)，提高水驅(qū)效率，開展了深部調(diào)剖技術(shù)研究，通過化學(xué)、微生物調(diào)剖劑實現(xiàn)對裂縫和高滲透層的有效封堵，達(dá)到在縱向上調(diào)整吸水剖面，改善層間和層內(nèi)矛盾，提高中—低吸水層產(chǎn)油的目的；在平面上迫使注入水轉(zhuǎn)向，擴(kuò)大水驅(qū)波及體積。

甘谷驛油田于2008年開始調(diào)剖技術(shù)的研究和應(yīng)用，并取得了一定的技術(shù)成果；但隨著開發(fā)時間的延續(xù)，該油田各區(qū)塊油層條件不斷發(fā)生變化，對調(diào)剖技術(shù)提出了更高的要求，需從實際問題入手，找出解決問題途徑，開展油藏深部調(diào)剖技術(shù)研究，最終達(dá)到控水穩(wěn)油目的。

甘谷驛油田前期調(diào)剖技術(shù)存在的主要問題有：調(diào)剖規(guī)模?。粚τ筒氐恼J(rèn)識具有局限性，導(dǎo)致調(diào)剖劑篩選的針對性較差；調(diào)剖參數(shù)設(shè)計與現(xiàn)場實際仍有差距；調(diào)剖工藝仍然存在一定的問題等[1-4]。針對這些問題及唐80井區(qū)的儲層特點(diǎn)，結(jié)合油田現(xiàn)場實際情況，以多年調(diào)剖技術(shù)的研究和應(yīng)用總結(jié)為基礎(chǔ)，進(jìn)行了裂縫性油藏深部調(diào)剖技術(shù)的研究，并以地質(zhì)特點(diǎn)、開發(fā)歷程、調(diào)整現(xiàn)狀及目前暴露的開發(fā)矛盾具有代表性的唐80井區(qū)進(jìn)行試驗。

1 典型井組生產(chǎn)現(xiàn)狀

叢57井組和叢58井組位于唐80井區(qū)西部，實施同步注水；長61和長62為主產(chǎn)層。

1.1 叢57井組

2002年7月投產(chǎn)。西向95.6m的叢57-2井于2003年2月含水上升， 5月含水上升到95%關(guān)井。2004年5月補(bǔ)孔壓裂恢復(fù)生產(chǎn)，2009年3月二次水淹停產(chǎn)，2011年5月再次補(bǔ)孔壓裂長63段，3個月后第3次水淹。

叢57-6井從2003年3月含水上升，6月含水上升到95%關(guān)井。2004年5月補(bǔ)孔壓裂恢復(fù)油井生產(chǎn)，2008年1月含水再次突升至99%，2008年5月補(bǔ)孔壓裂長62段，月產(chǎn)液20.44m3，含水35%。

叢57-7井2003年10月注水見效，2005年7月補(bǔ)孔壓裂增產(chǎn)，2008年6月含水上升，10月含水上升到95%關(guān)井，2009年10月機(jī)械堵水作業(yè)見效，2011年7月含水再次上升至90%，二次水淹，其余油井含水在40%以下，產(chǎn)液量平穩(wěn)，具體見效方位見圖1。

圖1　叢57井組和叢58 井組見效方位圖Fig.1　Effective direction map of Cong 57 and Cong 58 well groups

1.2 叢58井組

2002年6月30日投注，因注入壓力高，一直不能正常運(yùn)行。2003年3月通過洗井改造后，注入壓力為7MPa。注水受益井2002年7月14日投產(chǎn)。北向129.8m的叢58-1井、西向125.5m的叢58-4井、東向155.7m的叢58-5井先后見效。叢58-5井5月份含水上升至95%，5月26日關(guān)井。叢58-4井8月份含水上升至95%，8月13日關(guān)井。2004年10月這兩井補(bǔ)孔長61段恢復(fù)生產(chǎn)。叢58-6井2011年8~9月產(chǎn)液由0.21m3/d增至1.96m3/d，含水從40%上升到100%，爆性水淹，具體見效方位見圖1。

1.3小結(jié)

分析表明：叢57井組、叢58井組東西向見水快，東北向、西北向、南北向油井見效較慢。叢57-2井、叢57-6井、叢58-5井于2003年5月見效即水淹，叢58-4井見效3月后水淹，叢57-2井、叢57-7井多次改層多次水淹；截至2012年12月份叢57-2井、叢57-7井、叢58-6井水淹，叢58-2井含水上升至78%。

總體表明：叢57井組、叢58井組由于裂縫見水沒有得到有效治理，注采比比整個井區(qū)低0.7%～0.75%，綜合含水比整個井區(qū)高2.61%～4.96%(表1)。含水還有進(jìn)一步上升的趨勢。

表1　2011年1～8月叢57井組和叢58井組注采對比表

2 綜合治理方案

2.1 調(diào)剖劑篩選[5-6]

唐80井區(qū)油藏對深部調(diào)剖體系的性能要求：

(1)油藏特點(diǎn)對調(diào)剖體系要求：竄流類型以復(fù)合型竄流為主，人工裂縫、天然裂縫、孔隙性竄流程度嚴(yán)重，要求調(diào)剖體系封堵性能強(qiáng)。

(2)低滲透油藏中的裂縫既是水竄通道，又是產(chǎn)油通道，如果將這些裂縫完全封堵，處于裂縫帶外圍高含油飽和度帶的地層流體又會因巖性過于致密或地層壓力過低而失去向井底滲流的能力，造成更嚴(yán)重減產(chǎn)。所以如何做到合理控制裂縫性油藏的封堵強(qiáng)度是有效開發(fā)這類油藏的重要環(huán)節(jié)。

(3)孔喉半徑分布極不均勻，要求調(diào)剖體系性能和堵劑粒徑多樣化。

(4)該區(qū)塊油水井間距為125～175m，調(diào)剖劑易沿裂縫或孔隙竄流至油井，要求調(diào)剖體系成膠時間可調(diào)；

(5)剩余油分布復(fù)雜、局部富集分散、原油黏度為3.37mPa·s，要求深部調(diào)剖體系具有較好的驅(qū)油性能。

(6)調(diào)剖需求量大，甘谷驛油田注水區(qū)域逐年擴(kuò)大，注水井增多，隨注水時間的增加，具有調(diào)剖改善水驅(qū)開發(fā)效果的井也隨之增加，年均工作量規(guī)模需求為20～40口井，要求調(diào)剖體系成本比較低，易于規(guī)?；髣┝繉嵤?/p>

根據(jù)上述分析，可以采用復(fù)合調(diào)剖體系，通過采用多種調(diào)剖組合的方式以適應(yīng)復(fù)雜油藏的需求。封堵裂縫孔隙采用高強(qiáng)度調(diào)剖劑，封堵層內(nèi)高滲透條帶采用聚合物凝膠體系或產(chǎn)聚合物微生物體系。

2.1.1 高強(qiáng)度調(diào)剖劑篩選

高強(qiáng)度調(diào)剖劑[7-8]有樹脂類、水泥類、無機(jī)沉淀類、TP-910系列調(diào)剖劑。樹脂類、水泥類和無機(jī)沉淀類調(diào)剖劑存在固化時間短、施工風(fēng)險高的缺點(diǎn)；TP-910系列調(diào)剖劑存在成本高、不適合大劑量使用的缺點(diǎn)。因此，高強(qiáng)度調(diào)剖劑的篩選主要以顆粒物理堵塞為主，封堵強(qiáng)度高、長期有效、分級封堵是篩選顆粒堵劑的主要原則。室內(nèi)通過對5種顆粒體系進(jìn)行篩選(表2)，確定體膨顆粒為封堵裂縫和大孔隙的調(diào)剖劑。

表2　不同的固相顆粒基本情況對比表

封堵人工裂縫顆粒粒徑：人工裂縫為水流超級通道，支撐縫寬一般為4～5mm。根據(jù)體膨顆粒與裂縫寬度的匹配實驗，確定顆粒的粒徑為4～6mm，膨脹后粒徑可變?yōu)?～3cm左右，對人工裂縫進(jìn)行有效封堵。

封堵天然裂縫顆粒粒徑：天然裂縫寬度一般為0.01～0.1mm，封堵天然裂縫采用復(fù)合顆粒，主要通過物理堵塞實現(xiàn)封堵，顆粒粒徑選擇0.5～1mm, 1～2mm等幾種粒徑。

2.1.2 凝膠調(diào)剖劑篩選

由于單一顆粒堵劑只能進(jìn)入裂縫，對大孔道高滲透層無法實現(xiàn)有效封堵，因此需加入凝膠，形成顆粒凝膠體系，拓寬封堵范圍。

傳統(tǒng)凝膠的特點(diǎn)[9-10]：Cr膠黏劑污染環(huán)境，要求地層水礦化度小于25000mg/L，不具有活性和洗油效率。實驗選用低溫聚合物凝膠，其優(yōu)點(diǎn)有：①不使用常規(guī)鉻、酚、醛體系，環(huán)保友好性增強(qiáng)；②體系中添加表面活性劑，具有一定的驅(qū)油效率；③對油藏環(huán)境的耐受性強(qiáng)，滯留時間長；④可流動性好，能注入到油藏深部，實現(xiàn)高注入能力。

叢57注水井和叢58注水井分別采用體膨顆粒+低溫凝膠深部調(diào)剖體系和體膨顆粒+微生物深部調(diào)剖體系。

2.2 調(diào)剖方案優(yōu)化設(shè)計

2.2.1 模型的建立

(1)模型類型確定：模型參數(shù)的選擇均以甘谷驛油田唐80井區(qū)的實際油藏數(shù)據(jù)為參考(表3)，建立縱向模型來分析解釋油藏調(diào)剖滲流規(guī)律。

表3　模型基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

包括不同類型、不同用量、不同注入速度及成膠后調(diào)剖劑對油藏流體滲流特征影響。

(2)模型假設(shè)條件及參數(shù)：模型分為高、中、低3個滲透率級別；油層正韻律分布；層間無竄流；模型注入速度恒定。模型大小根據(jù)試驗設(shè)備能力確定。

(3)縱向模型建立：圖2為玻璃燒結(jié)的縱向模型，模擬的是一注一采方式?？紤]縱向非均質(zhì)性，該模型由3層不同滲透率級別互不竄通的獨(dú)立模型組成，在高滲透層中，有一條水平裂縫，為東西走向，長度為1/3井距，寬度小于1mm。

圖2　縱向模型圖Fig.2　Longitudinal model

2.2.2 實驗過程

(1)實驗條件：實驗用水為按照油田注入水礦化度配制的模擬水，采用亞甲基藍(lán)染色；用油為按照油田原油性質(zhì)利用精品油加煤油配制的模擬油，采用油溶紅染色，常溫下黏度為3.5mPa·s； 實驗溫度為25℃；調(diào)剖劑采用“顆粒+凝膠”復(fù)合調(diào)剖劑。

(2)基本參數(shù)測定：首先按照模型參數(shù)制作巖心，測定巖心滲透率、孔隙度；然后將巖心模型飽和水、飽和油，計算各巖心的束縛水飽和度、含油飽和度和水淹體積等基礎(chǔ)油藏參數(shù)。

(3)縱向模型實驗流程：用ISCO平流泵注入，出口直接進(jìn)行計量。在該實驗中，通過改變驅(qū)替速度，觀察不同時期各井的圖像和具體實驗數(shù)據(jù)，了解縱向雙重介質(zhì)油藏的開發(fā)規(guī)律。

(4)實驗過程：①模型制作；②模型飽和模擬水，同時測量模型參數(shù)：③油驅(qū)水建立束縛水模型，測量模型參數(shù)；④按照流程將模型安裝到驅(qū)替系統(tǒng)中；⑤水驅(qū)油過程，記錄驅(qū)油過程及各井的采油和采液量；⑥改變驅(qū)替速度等實驗參數(shù)(驅(qū)替至含水為90% ) ；⑦高滲透層注入調(diào)剖劑，候凝成膠，繼續(xù)水驅(qū)油(驅(qū)替至含水為98% ) ；詳細(xì)跟蹤記錄實驗過程參數(shù)；⑧改變參數(shù)，重復(fù)上述實驗。

2.2.3 實驗結(jié)果分析

(1)不同水驅(qū)速度對采出程度影響。

采用0.5m/d、0.8m/d、1.5m/d 3種不同的水驅(qū)速度進(jìn)行對比實驗(表4)。

當(dāng)綜合含水率為98%時，0.8m/d的水驅(qū)速度效果最佳，開發(fā)初期高注水速度 (1.5m/d)比低速度(0.5m/d、0.8m/d)各層動用更為均衡；但當(dāng)高滲透層見水、形成大的水流通道后，高滲透層的吸液量增加，中、低滲透層吸液量降低，模型整體采出程度提高幅度減緩。

水驅(qū)速度為0.5m/d時，大部分水在低壓條件下沿高滲透層突進(jìn)，中、低滲透層動用程度差，影響整體采出程度。

水驅(qū)速度為0.8m/d時，中、低滲透層吸液量始終保持較高水平，綜合含水上升慢，整體采出程度最高，則合理水驅(qū)速度為0.8m/d。

表4　水驅(qū)速度對采出程度影響表

(2)調(diào)剖劑注入量對采出程度影響。

在縱向模型中選出4組調(diào)剖劑注入量進(jìn)行調(diào)剖對比實驗，因?qū)嶒炛姓{(diào)剖劑首先進(jìn)入并完全充填裂縫，調(diào)剖劑用量為裂縫體積加進(jìn)入基質(zhì)部分的體積，裂縫體積是固定的，因此主要研究調(diào)剖劑進(jìn)入基質(zhì)部分的體積對采出程度的影響。

注入體積參數(shù)的設(shè)定，即為高滲透層孔隙體積的1/6PV、1/4PV、1/3PV、1/2PV(表5)。實驗顯示，隨著調(diào)剖劑注入量的增加，采出程度也隨之增加，當(dāng)注入量達(dá)到一定程度后(1/3PV)，采出程度的提高幅度明顯減緩。由實驗得出，最佳調(diào)剖劑注入量在高滲透層孔隙體積的1/4~1/3PV之間，實際用量需加上裂縫體積。

表5　油藏模型中不同調(diào)剖劑注入量對采出程度影響表

(3)調(diào)剖劑注入速度對采出程度的影響 在正常注水速度為1.5m/d時，注入量為高滲透層孔隙體積0.36PV條件下，對0.8m/d、1.5m/d、2.0m/d和3.0m/d 4種調(diào)剖劑注入速度進(jìn)行對比實驗(表6)，結(jié)果顯示，調(diào)剖劑注入速度為1.5m/d時模型采收率提高幅度最高，調(diào)剖劑充填有效厚度最大，同時含水降低幅度也越大。注入速度過快會使注入壓力突升，影響后續(xù)液體的注入，可能導(dǎo)致調(diào)剖劑沿裂縫段突進(jìn)，造成調(diào)剖層段封堵不完全，降低調(diào)剖劑充填有效厚度，高壓下后續(xù)注水容易突破凝膠或產(chǎn)生繞流，使調(diào)剖劑過早失效。在過低的注入速度下使得注入壓力降低，甚至低于正常注水壓力，導(dǎo)致調(diào)剖劑沿底部水平方向錐進(jìn)現(xiàn)象發(fā)生，降低了調(diào)剖劑充填的有效厚度，不能對目的層進(jìn)行有效封堵，影響最終調(diào)剖效果。綜上所述，調(diào)剖劑注入速度應(yīng)盡可能接近或者略高于注水速度。不同注入速度下調(diào)剖劑充填形態(tài)見圖3。

表6　調(diào)剖劑注入速度變化的實驗結(jié)果表

注：注入量為0.36PV。

圖3　不同注入速度下調(diào)剖劑充填形態(tài)圖Fig.3　Filling morphology of profile control agent with different injection rates

根據(jù)物理模擬實驗結(jié)果，深部調(diào)剖劑注入量在高滲透層孔隙體積的1/4~1/3PV之間。擠注排量為：大粒徑顆粒調(diào)剖劑以7～9m3/h排量注入，小粒徑顆粒調(diào)剖劑以6～7m3/h排量注入，凝膠調(diào)剖劑以1.5～3m3/h排量注入，微生物+營養(yǎng)液以1.5～3m3/h排量注入。唐80井區(qū)地層破裂壓力平均為15.1MPa，注水井平均泵壓為7.8MPa，因此該區(qū)塊調(diào)剖調(diào)驅(qū)液注入壓力應(yīng)低于7.8MPa，施工壓力在設(shè)備安全壓力內(nèi)且不得超過地層破裂壓力12MPa。具體以地層吸水能力和施工實際情況而定。

叢57注水井、叢58注水井調(diào)驅(qū)參數(shù)取值見表7。

表7　叢57井和叢58井調(diào)驅(qū)段塞參數(shù)表

續(xù)表

3 資料錄取及評價

3.1 注水壓降曲線變化

由注水井井口壓降曲線測試發(fā)現(xiàn)，叢57注水井措施前井口壓力為8.49MPa，調(diào)剖施工后井口壓力上升至9.1MPa(圖4a)；叢58注水井措施前井口壓力為9.0MPa，調(diào)剖施工后井口壓力上升至9.8MPa，正常注水后注水壓力逐漸升高至10.5MPa(圖4b)。

圖4　調(diào)剖前后井口壓降曲線對比圖Fig.4　Comparison of wellhead pressure drop curves before and after profile control

施工前的壓降曲線較陡，說明井中存在相對低壓的高滲透層或條帶，層面上非均質(zhì)性嚴(yán)重；施工后的壓降曲線較施工前明顯變緩，壓力增高，說明低壓高滲透層已經(jīng)被封堵，非均質(zhì)性得到一定改善。

3.2 吸水剖面得到改善

圖5　調(diào)剖前后吸水剖面對比圖Fig.5　Comparison of water absorption profiles before and after profile control

叢57注水井和叢58注水井調(diào)剖前后吸水剖面對比(圖5)發(fā)現(xiàn)，吸水層段變化明顯；調(diào)剖后注水井吸水剖面變的均勻，吸水厚度增加，吸水指進(jìn)現(xiàn)象明顯改善，且原來的強(qiáng)吸水層吸水量下降，說明這兩口注水井調(diào)剖有效。

3.3 產(chǎn)液剖面得到改善

由表8可知，產(chǎn)液剖面有所改善，10個可對比層中含水下降的有8個，7個水淹層治理后有5個出油，效果明顯，其中叢58-6井長61段為強(qiáng)水淹層，日產(chǎn)液1.2m3，治理后日產(chǎn)液0.1m3；長62段產(chǎn)液下降，產(chǎn)油上升，說明治理后水驅(qū)流向改變，平均日產(chǎn)油增加0.538m3，水下降67.5% 。

表8　叢57井組和叢58井組調(diào)剖前后產(chǎn)液剖面對比表

續(xù)表

3.4 液體流動方向發(fā)生轉(zhuǎn)變

由表9可以看出，調(diào)剖前后注水井與產(chǎn)出井之間的滲流參數(shù)均發(fā)生了顯著變化，施工后高滲透層滲透率明顯降低，喉道半徑減小，水驅(qū)波及體積增大，波及系數(shù)提高，說明本次調(diào)剖堵水效果較好。

表9　調(diào)剖前后滲流波及參數(shù)變化對比表

4 現(xiàn)場試驗增油效果分析

4.1 整體效果

實施調(diào)剖后對應(yīng)的油井見到了較好的效果(表10)：試驗區(qū)共有油井16口，見效11口，見效率為68.7%?？偖a(chǎn)油量由7.67t/d上升到12.18t/d。區(qū)塊綜合含水下降了38.19%，減少了注入水的無效循環(huán)，注入水利用率、注水波及體積和驅(qū)替效率提高。另外表10中有3口井產(chǎn)液量、產(chǎn)油量出現(xiàn)了不同程度的下降，分析原因：一方面是油井自然遞減，另一方面是施工后注入水的減少影響了原油產(chǎn)出。

表10　整體井組實施效果表

4.2 典型井組效果對比分析

綜合治理施工完成后，叢57注水井和叢58注水井吸水指數(shù)、吸水強(qiáng)度下降，注水井壓力指數(shù)PI值升高。施工后叢58注水井PI值上升為8.87MPa，較治理前上升4.35MPa，明顯高于叢57注水井(表11)，說明叢58井封堵效果好于叢57注水井。

受益井組在堵水、調(diào)剖施工后含水迅速下降，叢57井組含水從63%下降到19.8%，叢58井組從含水由56%下降為18%(圖6)，說明水竄通道得到有效封堵，2012年1～4月含水開始上升，一方面是地層新的水流優(yōu)勢通道重新形成，另一方面是堵水、調(diào)剖效果受注入水的沖刷而減弱。圖6中可以看出叢57井組含水上升速度明顯高于叢58井組，認(rèn)為此次調(diào)剖雖然見效較慢，但持續(xù)時間長，增產(chǎn)潛力大。

表11　注水井效果對比表

圖6　叢57井組和叢58井組含水率變化曲線圖Fig.6　Variation curves of water cut of Cong 57 and Cong 58 well groups

5 結(jié)束語

(1)對于油層條件較復(fù)雜的油藏采用復(fù)合調(diào)剖體系，通過采用多種調(diào)剖組合方式來適應(yīng)油藏需求，封堵裂縫孔隙可以采用高強(qiáng)度調(diào)剖劑，封堵層內(nèi)高滲透條帶可以采用聚合物凝膠體系或產(chǎn)聚合物微生物體系。

(2)本次現(xiàn)場試驗的體膨顆粒+低溫凝膠深部調(diào)剖體系和體膨顆粒+微生物深部調(diào)剖體系取得了較好的調(diào)剖效果，水竄通道得到了有效封堵；并且體膨顆粒顆粒+微生物深部調(diào)剖體系效果要優(yōu)于體膨顆粒顆粒+低溫凝膠深部調(diào)剖體系，雖然體膨顆粒+微生物深部調(diào)剖體系見效速度較慢，但是持續(xù)時間長，增產(chǎn)潛力大。

(3)本次研究選取唐80井區(qū)的地質(zhì)特點(diǎn)、開發(fā)歷程、調(diào)整現(xiàn)狀及目前暴露的開發(fā)矛盾都與甘谷驛油田整體接近，現(xiàn)場試驗的成功說明方案可在全油田推廣。

參考文獻(xiàn)

[1]張榮軍.西峰長8油藏開發(fā)早期高含水井治理技術(shù)研究[D].西安：西北大學(xué),2008：1-8.

[2]李瑞娜.高含水井綜合治理技術(shù)研究與實踐[J].石油化工節(jié)能,2013,(3):18-20.

[3]沈杉平,魏玲,胡國亮,等.復(fù)合堵劑堵水工藝在塔河油田碳酸鹽巖油藏中的應(yīng)用[J].新疆地質(zhì),2003, 21(2): 246-247.

[4]劉金寶.子北油田玉家灣區(qū)高含水原因分析及治理研究[D]. 西安:西安石油大學(xué),2011：1-10.

[5]王建,袁迎中,李曉平，等.低滲透裂縫性油藏復(fù)合深部調(diào)驅(qū)技術(shù)研究與應(yīng)用[J]. 精細(xì)石油化工進(jìn)展,2006, 7(6):39-41.

[6]肖傳敏,王正良. 油田化學(xué)堵水調(diào)剖綜述[J]. 精細(xì)石油化工進(jìn)展,2003,4(3):43-46.

[7]馬濤,王強(qiáng),王海波，等. 深部調(diào)剖體系研究機(jī)應(yīng)用現(xiàn)狀[J].應(yīng)用化工,2011,40(7):1271-1274.

[8]王鑫,王清發(fā),盧軍. 體膨顆粒深部調(diào)驅(qū)技術(shù)及其在大慶油田的應(yīng)用[J]. 油田化學(xué),2004,21(2):150-153.

[9]張艷英. 低溫油藏調(diào)剖用聚合物凝膠體系研究及應(yīng)用[D].成都:西南石油大學(xué),2012：13-17.

[10] 李益坤,覃和,蔡磊. 國內(nèi)堵水調(diào)剖的現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢[J].鉆采工藝,2006,29(5):105-106.

中圖分類號：TE348

文獻(xiàn)標(biāo)識碼:A

作者簡介：第一師曉偉(1985年生)，女，碩士，工程師，主要從事油氣田開發(fā)的研究與應(yīng)用工作。郵箱：303540333@qq.com。