李建中，蘇春娥，陳彥云 （中石油長(zhǎng)慶油田分公司第十一采油廠，甘肅 慶陽(yáng)745000）

翁華濤 （西安長(zhǎng)慶化工集團(tuán)有限公司，陜西 西安710018）

隴東油田自1971年投入開(kāi)發(fā)以來(lái)，由于地層的非均質(zhì)性導(dǎo)致注入水縱向單層突進(jìn)，橫向舌尖突進(jìn)，油田水驅(qū)效率降低，含水率上升，產(chǎn)油量下降，嚴(yán)重影響了油田穩(wěn)產(chǎn)。因此，“穩(wěn)油控水”成為油田開(kāi)發(fā)中的一項(xiàng)重要研究課題。近十年來(lái)，調(diào)剖技術(shù)成為高含水期穩(wěn)油控水的重要技術(shù)措施，提高了水驅(qū)波及系數(shù)，改善了水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果，起到了重要的增產(chǎn)作用［1，2］。

1 隴東油田調(diào)剖發(fā)展歷程

隴東油田堵水調(diào)剖試驗(yàn)起于20世紀(jì)90年代末期，最早在樊家川、北三區(qū)等區(qū)塊進(jìn)行了小規(guī)模適應(yīng)性試驗(yàn)研究，逐步完善推廣，經(jīng)歷了3個(gè)階段，即試驗(yàn)階段、改進(jìn)完善階段、規(guī)模推廣階段。

1.1 試驗(yàn)階段（1998～2005年）

在樊家川油田F6－3井、F4－5井、F6－5井等8口井上試驗(yàn)注黏土調(diào)剖，2002年在北三區(qū)M12－9井應(yīng)用PDPT－01顆粒型復(fù)合堵劑試驗(yàn)堵大孔道調(diào)剖技術(shù)。2004～2005年采用顆粒＋弱凝膠堵劑體系實(shí)施2口井的堵水調(diào)剖，由于施工排量、堵劑粒徑較大，使得堵后不能正常注水。但水淹油井見(jiàn)到一定效果，有效期一般為3～6個(gè)月，施工參數(shù)有待進(jìn)一步優(yōu)化。

1.2 改進(jìn)完善階段（2006～2009年）

采取“以堵為主，以解為輔”的技術(shù)思路。主要堵劑以預(yù)交聯(lián)顆粒和弱凝膠為主，在段塞設(shè)計(jì)、堵劑粒徑選擇上由單一性變?yōu)槎鄻有?，試?yàn)了深部復(fù)合調(diào)驅(qū)堵裂縫，污泥調(diào)剖體系堵大孔道，年平均工作量10口井左右。2008～2009年逐漸減少顆粒堵劑用量，試驗(yàn)地下交聯(lián)體系，試驗(yàn)油井堵水技術(shù)，完善水井堵裂縫工藝技術(shù)。由單井調(diào)剖轉(zhuǎn)向區(qū)塊整體調(diào)剖，近井調(diào)剖轉(zhuǎn)向深部調(diào)剖。

1.3 規(guī)模推廣階段（2010～2014年）

2010年以來(lái)，在油田“提高水驅(qū)效率、提高采收率”目標(biāo)指引下，在思路上堅(jiān)持“四個(gè)轉(zhuǎn)變”，即單點(diǎn)堵水向區(qū)塊堵水轉(zhuǎn)變、單向堵水向雙向堵水轉(zhuǎn)變、地面交聯(lián)向地下交聯(lián)轉(zhuǎn)變、近井調(diào)剖向深部調(diào)剖轉(zhuǎn)變。根據(jù)不同區(qū)塊油藏特點(diǎn)，選用不同調(diào)剖體系，該階段主要有復(fù)合調(diào)剖凝膠體系、有機(jī)延緩交聯(lián)體系、高強(qiáng)度凝膠顆粒體系等。同時(shí)在段塞設(shè)計(jì)、注入?yún)?shù)等方面不斷進(jìn)行完善，并進(jìn)行了規(guī)模推廣。

2 配套技術(shù)及工藝改進(jìn)

2.1 滲流規(guī)律研究

通過(guò)“動(dòng)態(tài)驗(yàn)證”、示蹤劑監(jiān)測(cè)、水驅(qū)前緣測(cè)試等手段，研究油藏的滲流規(guī)律。近年來(lái)共應(yīng)用4種技術(shù)明確了3種竄流通道類型，掌握了655口井見(jiàn)水方向（表1）。

2.2 調(diào)剖體系優(yōu)選

針對(duì)不同類型竄流通道，優(yōu)選出適合的堵劑體系，現(xiàn)場(chǎng)主要推廣應(yīng)用了有機(jī)復(fù)合交聯(lián)體系、無(wú)機(jī)復(fù)合凝膠體系、有機(jī)凝膠顆粒體系3種調(diào)剖體系（表2）。

表2 調(diào)剖技術(shù)體系特點(diǎn)及應(yīng)用區(qū)塊

2.3 段塞設(shè)計(jì)及用量

針對(duì)侏羅系油藏大孔道特點(diǎn)以及井眼周圍儲(chǔ)層的不同情況，對(duì)深部地層、中部地層、近井周圍地層分5個(gè)段塞采用不同的堵劑進(jìn)行調(diào)剖（表3）。

針對(duì)三疊系油藏滲透率低、注入壓力高的特點(diǎn)，在段塞設(shè)計(jì)上，以確保封堵性能為基礎(chǔ)，將前期的大段塞分解成3個(gè)小段塞分段注入，采用強(qiáng)弱反復(fù)交替的注入方式（表4），有效解決了壓力上升過(guò)快的問(wèn)題。

堵劑用量原則上采用均勻推進(jìn)法，考慮調(diào)剖過(guò)程為圓形均勻推進(jìn)，得到經(jīng)驗(yàn)性調(diào)剖劑用量公式：

式中：Q為堵劑用量，m3；R為調(diào)堵半徑，m；h為吸水厚度，m；φ為孔隙度，1。調(diào)剖半徑確定為25～30m。堵劑注入質(zhì)量分?jǐn)?shù)控制在1.0%左右，堵劑干料用量不低于18t，堵劑注入量不低于1600m3，必要時(shí)考慮增大調(diào)剖半徑。

2.4 優(yōu)化注入?yún)?shù)

通過(guò)綜合分析研究單井增油量、井組含水變化與注入強(qiáng)度的對(duì)應(yīng)關(guān)系，以及井組增油量、井組含水變化與注入量的關(guān)系，優(yōu)化注入?yún)?shù)。經(jīng)過(guò)分析研究得出：注入強(qiáng)度3.5～5m3／（d·m），注入量2000～2400m3，調(diào)剖效果最為理想；堵劑粒徑選擇1～3、3～5、6～8mm，根據(jù)爬坡壓力情況適時(shí)進(jìn)行調(diào)整，最終爬坡壓力控制在3.0～4.0MPa，以保證能夠有效封堵裂縫和啟動(dòng)低滲基質(zhì)中的剩余油；施工排量控制在2.5m3／h左右，注水強(qiáng)度不得大于5m3／（d·m），防止施工期間對(duì)應(yīng)油井發(fā)生水淹，減緩壓力爬升速度。注入壓力選擇有2個(gè)原則：一是不大于注水系統(tǒng)壓力，二是施工泵壓小于油層破裂壓力的80%。但是在實(shí)際生產(chǎn)過(guò)程中，在較低注入壓力下，中低滲透層啟動(dòng)時(shí)間長(zhǎng)，大部分調(diào)驅(qū)劑將進(jìn)入高滲層，從而實(shí)現(xiàn)大劑量深部調(diào)剖。建議調(diào)驅(qū)擠注壓力不高于正常注水壓力的80%。

表3 侏羅系油藏段塞設(shè)計(jì)

表4 三疊系油藏段塞設(shè)計(jì)

2.5 PI決策技術(shù)

堵水調(diào)剖成功的前提是選井、選層，常見(jiàn)的方法是通過(guò)吸水剖面、示蹤劑監(jiān)測(cè)、動(dòng)態(tài)驗(yàn)證、水驅(qū)前緣測(cè)試等技術(shù)判識(shí)見(jiàn)水方向、見(jiàn)水類型、竄流程度等，從而確定調(diào)剖區(qū)塊及調(diào)剖單井。上述方法在實(shí)際應(yīng)用中從定量判斷上缺乏量化標(biāo)準(zhǔn)，選擇調(diào)剖井有時(shí)存在著一定模糊性。而PI（pressure index）決策技術(shù)能實(shí)現(xiàn)調(diào)剖選井的科學(xué)量化［3］。隴東油田從2012年開(kāi)始應(yīng)用PI決策技術(shù)進(jìn)行選井。

由注水井井口壓降曲線，可計(jì)算注水井的壓力指數(shù)IP。IP與地層系數(shù)有關(guān)，若地層存在大孔道，則IP很小，需要進(jìn)行調(diào)剖。用IP可判斷區(qū)塊調(diào)剖的必要性，決定需調(diào)剖的注水井，指導(dǎo)選擇調(diào)剖劑。

式中：IP為注水井的壓力指數(shù)，MPa；p（t）為注水井關(guān)井時(shí)間t后井口的油管壓力，MPa；t為關(guān)井時(shí)間，min。

若指定關(guān)井時(shí)間t（對(duì)于中高滲油藏，通常取關(guān)井時(shí)間為90min，對(duì)于低滲透油藏，通常取關(guān)井時(shí)間為3h），就可由注水井井口壓降算出壓力指數(shù)。

2.6 IPI決策技術(shù)

2013年在PI決策技術(shù)基礎(chǔ)上應(yīng)用IPI（improved pressure index）決策技術(shù)進(jìn)行選井。IIP有效消除儲(chǔ)層本身泄壓能力對(duì)壓降曲線的影響，反映優(yōu)勢(shì)通道形成前后儲(chǔ)層滲透率的動(dòng)態(tài)變化。

式中：IIP為注水井的改進(jìn)壓力指數(shù)，1；K為儲(chǔ)層原始滲透率，D；h為儲(chǔ)層有效厚度，m；q為注水井的注入量，m3／d；μ為儲(chǔ)層中的流體黏度，mPa·s；1.842×10－3為經(jīng)驗(yàn)系數(shù)，1。

IIP物理意義近似為儲(chǔ)層原始地層系數(shù)和目前地層系數(shù)之比與壓力指數(shù)的乘積，是更加科學(xué)的調(diào)剖選井技術(shù)。該值越小，開(kāi)發(fā)過(guò)程中水井周圍地層滲流能力增大的越多，存在優(yōu)勢(shì)通道的可能性越大，越需要調(diào)剖。

3 調(diào)剖效果分析

3.1 調(diào)剖效果統(tǒng)計(jì)

隴東油田從2005年開(kāi)始大力試驗(yàn)推廣堵水調(diào)剖技術(shù)，截至2013年年均工作量達(dá)到35口井。目前共完井208口，對(duì)應(yīng)油井1139口，見(jiàn)效井519口，見(jiàn)效率達(dá)到45.6%，日增油340t，累計(jì)增油51907t，單井含水率最大降幅達(dá)到60%（表5）。

表5 歷年調(diào)剖效果統(tǒng)計(jì)表

3.2 存在問(wèn)題及認(rèn)識(shí)

1）堵調(diào)有效期短、效果差。目前所開(kāi)展的調(diào)剖技術(shù)有效期大多不是很長(zhǎng)，一般為4～7個(gè)月。其主要原因是凝（凍）膠類堵劑的熱穩(wěn)定周期一般在4～6個(gè)月，在地層條件下處于流動(dòng)狀態(tài)，穩(wěn)定時(shí)間不會(huì)延長(zhǎng)。凝固型顆粒堵劑多為無(wú)機(jī)礦物，其靜止條件下的熱穩(wěn)定周期很長(zhǎng)。但由于其懸浮性較差，不利于向地層深部運(yùn)移，堵后易產(chǎn)生注入水繞流，縮短有效期。

2）堵劑與地層適應(yīng)性研究不夠深入。以堵調(diào)為主的區(qū)塊整體治理，是實(shí)現(xiàn)高含水開(kāi)發(fā)期控水穩(wěn)油的有效工藝措施［4，5］。但由于地層條件的不同，堵劑作用的發(fā)揮存在很大的差別，這就有必要開(kāi)展堵劑與地層的適應(yīng)性研究，重新建立堵劑與地層的適應(yīng)性關(guān)系，減少堵劑使用過(guò)程中的盲目性和隨機(jī)性。

4 結(jié)論與建議

目前隴東油田堵水調(diào)剖技術(shù)已逐步趨于成熟，但還需要在以下幾個(gè)方面進(jìn)行進(jìn)一步研究。

1）開(kāi)展低滲透油田IPI決策技術(shù)的進(jìn)一步研究，分析選井過(guò)程中出現(xiàn)與IPI選井相矛盾的井，進(jìn)一步修正完善選井理論支持。

2）開(kāi)展適用于低滲透油田的深部調(diào)驅(qū)復(fù)合體系研究，利用堵劑的段塞組合取長(zhǎng)補(bǔ)短達(dá)到調(diào)剖的效果。進(jìn)一步研究復(fù)合堵劑每個(gè)段塞所起作用的機(jī)理、貢獻(xiàn)率的大小等，完善復(fù)合堵劑體系。

［1］李宇鄉(xiāng)，唐孝芬，劉雙成 .我國(guó)油田化學(xué)堵水調(diào)剖劑開(kāi)發(fā)和應(yīng)用現(xiàn)狀 ［J］.油田化學(xué)，1995，12（1）：88～94.

［2］劉一江，王香增 .化學(xué)調(diào)剖堵水技術(shù) ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，2002：1～15.

［3］白寶君，劉翔鶚，李宇鄉(xiāng) .我國(guó)油田化學(xué)堵水調(diào)剖新進(jìn)展 ［J］.石油鉆采工藝，1998，20（3）：64～68.

［4］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）：43～47.

［5］趙修太，王靜，王增寶，等 .我國(guó)油田深部調(diào)剖技術(shù)研究進(jìn)展 ［J］.應(yīng)用化工，2012，41（9）：1596～1598.