師曉偉，楊海龍，張建成，蘭延陵，李 杰.

(延長油田股份有限公司甘谷驛采油廠，陜西延安 716005)

甘谷驛油田1281井區(qū)自適應(yīng)泡沫凝膠深部調(diào)控技術(shù)現(xiàn)場應(yīng)用

師曉偉，楊海龍，張建成，蘭延陵，李 杰.

(延長油田股份有限公司甘谷驛采油廠，陜西延安 716005)

甘谷驛油田1281井區(qū)屬于典型的裂縫性特低滲油藏，儲層非均質(zhì)性嚴重，注水開發(fā)后含水上升快、采出程度低、高含水井和低受效井并存。針對此問題，為了提高該井區(qū)整體水驅(qū)效率，實現(xiàn)穩(wěn)油控水，本文結(jié)合前期試驗成果及現(xiàn)場實際情況制定了自適應(yīng)泡沫凝膠深部調(diào)驅(qū)方案，并在現(xiàn)場5個注水井組展開了試驗，施工后試驗井區(qū)內(nèi)油井“降水增油”效果明顯。試驗結(jié)果表明，整個試驗區(qū)水竄通道得到了有效封堵，擴大了水驅(qū)波及體積，增大了驅(qū)油面積，充分說明自適應(yīng)泡沫凝膠深部調(diào)控技術(shù)能夠達到提高采收率的目的，在裂縫性特低滲油藏中具有良好的適應(yīng)性，在同類油藏中的應(yīng)用前景較好。

裂縫性特低滲油藏；泡沫；凝膠；降水增油

甘谷驛油田1281井區(qū)屬于典型的裂縫性特低滲油藏。在注水開發(fā)過程中，由于儲層非均質(zhì)性較嚴重，加上裂縫大孔道發(fā)育，導(dǎo)致水竄現(xiàn)象嚴重，采出程度低，而常規(guī)的調(diào)剖手段不理想。為緩解注采矛盾，必須對油水井間的竄流通道進行有效封堵，提高注入水在油層的波及面積，減緩水線油井含水上升速度，提高低受效井的驅(qū)替效益，進而提高整體水驅(qū)效率，實現(xiàn)穩(wěn)油控水的目的。為此我們引進了自適應(yīng)泡沫凝膠深部調(diào)控技術(shù)，即在實際運用的過程中，先用凝膠進行各級別竄流通道的封堵，當(dāng)各級裂縫的滲透率差縮小到一定程度內(nèi)，再利用泡沫介質(zhì)獨特的驅(qū)油特性，提高注入水的波及面積與洗油效率[1-5]。

自適應(yīng)凝膠泡沫深部調(diào)控技術(shù)綜合了凝膠與泡沫的雙重優(yōu)勢，能封堵裂縫性大孔道、防止水竄、調(diào)整吸水剖面。凝膠體系交聯(lián)后，黏度上升，可封堵裂縫等大孔道，降低水竄能力，調(diào)整吸水剖面。泡沫體系可控制流度，其主要表現(xiàn)是降低注入流體流度，降低流體相對滲透率，延緩注入流體突破時間，封堵高滲層大孔道，改變液流方向[3-8]。

本文在室內(nèi)研究的基礎(chǔ)上，選取1281井區(qū)5個注水井組為試驗區(qū)，根據(jù)井區(qū)實際地質(zhì)情況，制定了現(xiàn)場工藝流程及施工參數(shù)，進一步驗證了泡沫凝膠體系在裂縫性特低滲透油藏的適應(yīng)性及良好的應(yīng)用前景。試驗結(jié)果對同類油田的開發(fā)具有一定的借鑒和指導(dǎo)意義。

1 1281井區(qū)開發(fā)現(xiàn)狀

1281井區(qū)位于唐114井區(qū)東南部，控制面積為2.44 km2，地質(zhì)儲量約為109.8×104t。油區(qū)地質(zhì)采出程度約為2.91%，相對較低，開發(fā)潛力較大。井區(qū)主要采用反九點注水井網(wǎng)，注采井網(wǎng)相對完善。主力開發(fā)層系為延長組長6儲層，其屬于典型的低孔-特低滲儲層，非均質(zhì)性強。該井區(qū)共有注水井16口，平均單井日注水3.4 m3；油井合計63口，其中水大井13口，平均單井日產(chǎn)0.22 t，綜合含水67%。油區(qū)綜合含水上升快，穩(wěn)產(chǎn)難度大。

根據(jù)本區(qū)地質(zhì)研究成果和現(xiàn)場裂縫監(jiān)測結(jié)果可知：本區(qū)長6儲層內(nèi)部存在廣泛發(fā)育的天然裂縫，加之采油井多次壓裂，使得長6儲層內(nèi)部天然裂縫與人工壓裂裂縫同時存在，在注水開發(fā)過程中隨著注入壓力的提高，天然隱形裂縫張啟，易與人工壓裂裂縫竄通，形成復(fù)雜的裂縫竄通體系，形成了“要么注不進，要么一注就竄”的特點。其嚴重制約著井區(qū)整體注水開發(fā)效果，致使部分油井見水時間快，從而導(dǎo)致部分采油井水竄后含水率迅速上升，最終水竄被迫關(guān)停，在問題井組內(nèi)，又逐步形成了“一停則多停的現(xiàn)象”。

本次選取的試驗區(qū)共有受益油井22口，注水井5口。由于部分井組竄流通道已經(jīng)逐步形成，油井出水狀況也已逐步顯現(xiàn)。單井平均日產(chǎn)液0.5 m3，平均日產(chǎn)油0.12 t，綜合含水72%。其中高含水油井11口，占總油井?dāng)?shù)的50%；低受效油井12口，占總油井?dāng)?shù)的54%。

2 施工方案的確定

根據(jù)1281井區(qū)的地層溫度、地層水礦化度值，結(jié)合以往施工情況及此區(qū)塊地質(zhì)特點，擬采用泡沫-凝膠調(diào)控劑，對注水井與采油井之間的裂縫及高滲透層進行封堵，現(xiàn)場配液，以油管注入方式進行調(diào)控。

2.1 治理整體思路

鑒于1281井區(qū)大多數(shù)井組存在高液高含水井與低效井兩類問題油井并存的開發(fā)現(xiàn)狀，在綜合治理的過程中，應(yīng)該先以高液高含水井為線索，在高液高含水井得到有效控制之后，低效井的驅(qū)替關(guān)系也會隨之改善，從而最終達到井組內(nèi)兩類問題油井的綜合治理。

步驟一：根據(jù)試驗井組產(chǎn)狀及地質(zhì)資料綜合分析、設(shè)計實施空氣泡沫凝膠調(diào)驅(qū)。

在措施實施后繼續(xù)開展產(chǎn)狀分析，如果部分高含水井裂縫竄通體系的特殊性原因?qū)е戮M不能很好見效，可按實際需求依次進行以下步驟。

步驟二：措施實施后適當(dāng)調(diào)整注采油井注采參數(shù)(原高液高含水井上調(diào)泵掛，原低效井下調(diào)泵掛，適當(dāng)調(diào)整注水井配注量等)。

步驟三：若對措施井組內(nèi)按照步驟一實施后仍存在高液高含水井采油井，應(yīng)對其進行單獨反向可滲透性的裂縫封堵，同時酌情考慮對低效油井采取化學(xué)、燃爆、壓裂解堵等提高導(dǎo)流能力的措施。實現(xiàn)(相對均勻)等流度注水，擴大注入水波及體積，提高儲量動用程度，增加產(chǎn)液量，控制含水率，達到增油降水的目的。

2.2 工藝流程

在前期試驗流程的基礎(chǔ)上，本次在對試驗區(qū)進行整體調(diào)控前加入了洗井和竄流通道表面氧化清洗流程，以便保障注入劑能更好地發(fā)揮作用，進一步提高驅(qū)油效果。具體的工藝流程如下：

(1)洗井：為了保障注入劑能夠更好地進入深部的水竄通道，在注入劑注入前對措施注水井進行清洗，清除井筒內(nèi)部的水垢、微生物代謝物等雜質(zhì)，減小注入時各類雜質(zhì)對注入劑性能的影響以及降低注入阻力。

(2)竄流通道表面氧化清洗：地層內(nèi)部微裂縫由于具有較大的粗糙內(nèi)表面，嚴重影響了注入劑向地層深部的運移。根據(jù)泡沫凝膠復(fù)合調(diào)控的需要，為了降低凝膠在近井帶竄流通道的運移阻力以及打開近井帶附近的竄流通道，實現(xiàn)調(diào)堵劑更多、更深進入深部的竄流通道，對近井帶竄流通道表面進行氧化清洗，以最大限度地保障施工效果。

(3)多個注水井區(qū)域整體調(diào)控：自適應(yīng)深部整體調(diào)控技術(shù)以“深部調(diào)控”為目標(biāo)，以“流度等效”為標(biāo)志，采用多輪次小段塞注入工藝，緩慢提升注入壓力，表現(xiàn)出“逐級推進，柔性爬坡”的動力學(xué)特征，實現(xiàn)了不同等級裂縫的逐級深部調(diào)控。區(qū)域內(nèi)多個注水井同時施工，更為有效地提高了區(qū)域內(nèi)竄流通道的整體封堵，加大了地層整體的波及體積。

(4)空氣泡沫調(diào)驅(qū)：在對區(qū)域性水竄水淹裂縫的有效封堵以及注入水深部區(qū)域液流轉(zhuǎn)向后，利用空氣泡沫段塞與水進行小排量多輪次的交替注入，進一步提高驅(qū)油效果。

2.3 調(diào)控配方及施工參數(shù)的確定

根據(jù)前期室內(nèi)試驗優(yōu)選方案并結(jié)合礦場實際情況，現(xiàn)場分3個段塞注入：凝膠段塞+前置液段塞+空氣泡沫段塞。凝膠采用新型智能凝膠體系，前置段塞為泡沫液，空氣泡沫段塞中泡沫體系采用百色體系：BK6A(0.5%)+ BK6B (0.15%)。[6-11]

(1)調(diào)控擠注量：

式中β——自適應(yīng)調(diào)控系數(shù)，經(jīng)驗值0.44；

V1——擠注量，m3；

hi——i調(diào)控層段厚度，m；

Φi——i調(diào)控層段的孔隙度；

ri——i調(diào)控層段的處理半徑，m；

n——調(diào)控目的層的數(shù)量。

表1 五個施工井組基礎(chǔ)數(shù)據(jù)表

(2)頂替液量：

V2=V3+V4+V5+V6

式中V2——頂替液量，m3；

V3——地面管匯容積，m3；

V4——管柱容積，m3；

V5——封隔器膠筒卡距內(nèi)環(huán)空容積，m3；

V6——附加頂替液量，m3。

此處，V3為0.63 m3，V4為10.5 m3，V5為0.63 m3，V6為37.5 m3，計算得頂替液量為 49.3 m3。

(3)施工擠注參數(shù)設(shè)計。

根據(jù)前期室內(nèi)試驗優(yōu)化結(jié)果和調(diào)研前期甘谷驛油田礦場泡沫液注入方案，結(jié)合試驗區(qū)地質(zhì)情況以及地層吸水能力確定凝膠泡沫復(fù)合調(diào)驅(qū)注入?yún)?shù)如下：凝膠及泡沫液前置段塞注入最高限壓16 MPa、泡沫地下氣液比為3∶1、泡沫交替注入段塞5 m3液+15 m3氣(地下體積)、泡沫液注入速度為10 m3/d、空氣注入速度為30 Nm3/h。

各試驗井前置段塞的注入量數(shù)值大小主要參考甘谷驛油田前期泡沫調(diào)驅(qū)礦場實踐經(jīng)驗確定。

對于施工中采用的凝膠注入量以及泡沫液注入量主要依據(jù)前期唐114區(qū)域空氣泡沫綜合調(diào)驅(qū)室內(nèi)數(shù)值模擬結(jié)果而定。

在前期唐114區(qū)域空氣泡沫綜合調(diào)驅(qū)現(xiàn)場試驗中，對該區(qū)域的1355-1井組注入凝膠量以及泡沫注入量進行了數(shù)值模擬優(yōu)化：該井組周圍3口受益油井含水率為70%以上，注水井射孔井段為467.5～475.7 m，厚度為8.2 m。通過對各凝膠注入量下井組含水率和2年內(nèi)增油量模擬優(yōu)化，確定凝膠注入量為80 m3。

圖1 不同凝膠注入量下1355-1井組綜合含水變化預(yù)測

圖2 不同凝膠注入量下1355-1井組兩年內(nèi)增油量預(yù)測

通過對各泡沫液注入量下1355-1井組含水率和2年內(nèi)增油量模擬優(yōu)化，確定泡沫液注入量為600 m3。

圖3 不同泡沫液注入量下1355-1井組綜合含水變化預(yù)測

圖4 不同泡沫液注入量下1355-1井組兩年內(nèi)增油量預(yù)測

本次試驗區(qū)各注入井的地質(zhì)情況與唐114區(qū)1355-1井較相近，依據(jù)其模擬結(jié)果以及各井施工井段的厚度、滲透率、孔隙度以及注水井周圍受益油井含水率大小等參數(shù)，綜合確定各試驗井的施工參數(shù)如下：

1278-1井施工井段554～564 m，孔隙度8.36%，滲透率0.82 mD，8口受益井中5口含水率大于70%，1口低效井。根據(jù)以上參數(shù)以及前期室內(nèi)模擬結(jié)果最終確定凝膠注入量90 m3、凝膠后泡沫液前置液段塞105 m3、泡沫總注入量2600 m3[650 m3液+1950 m3氣(地下體積)]，常溫常壓下實注氣量97500 m3。

1278-3井施工井段586～596 m，孔隙度8.28%，滲透率0.83 mD，6口受益井中2口含水率大于80%，1口低液量井。根據(jù)以上參數(shù)以及前期室內(nèi)模擬結(jié)果最終確定1278-3井凝膠注入量85 m3、凝膠后泡沫液前置液段塞95 m3、泡沫總注入量2400 m3[600 m3液+1800 m3氣(地下體積)]，常溫常壓下實注氣量90000 m3。

1278-5井施工井段572～584 m，孔隙度8.78%，滲透率0.79 mD，8口受益井中只有1口含水率大于70%，其他各井液量普遍較低。根據(jù)以上參數(shù)以及前期室內(nèi)模擬結(jié)果最終確定1278-5井凝膠注入量95 m3、凝膠后泡沫液前置液段塞110 m3、泡沫總注入量2800 m3[700 m3液+2100 m3氣(地下體積)]，常溫常壓下實注氣量105000 m3。

1279-2井施工井段514～520 m，孔隙度8.75%，滲透率0.78 mD，8口受益井中5口含水率大于70%，2口低效井。根據(jù)以上參數(shù)以及前期室內(nèi)模擬結(jié)果最終確定1279-2井凝膠注入量80m3、凝膠后泡沫液前置液段塞90 m3、泡沫總注入量2000 m3[500 m3液+1500 m3氣(地下體積)]，常溫常壓下實注氣量75000 m3。

1279-6井施工井段544～552 m，孔隙度8.36%，滲透率0.82 mD，7口受益井中2口含水率大于90%，1口高含水井關(guān)停井，1口低效井。根據(jù)以上參數(shù)以及前期室內(nèi)模擬結(jié)果最終確定1279-6井凝膠注入量85 m3、凝膠后泡沫液前置液段塞95 m3、泡沫總注入量2400 m3[600 m3液+1800 m3氣(地下體積)]，常溫常壓下實注氣量90000 m3。

注：施工時，根據(jù)壓力變化情況，可對調(diào)控劑用量和濃度進行調(diào)整，總用量可根據(jù)現(xiàn)場施工壓力上升情況做調(diào)整，液體用量也相應(yīng)調(diào)整。

3 現(xiàn)場應(yīng)用及效果分析

3.1 現(xiàn)場應(yīng)用

施工設(shè)備于2015年10月18日搬至1281井場；11月8日完成施工前準(zhǔn)備工作；11月9日至11日開始試注，進行注水井壓力測試、壓降數(shù)據(jù)測試；11月12日開始對1281井區(qū)的1278-1、1278-3、1278-5、1279-2、1279-6井5口注水井進行凝膠和泡沫液交替注入。到2015年1月底暫停施工，2016年3月1日恢復(fù)施工，2016年4月26日測壓降后完成施工，將注水井接回配水間?？傋⑷肓?263 m3，各井注入壓力升高1.5 MPa至3.7 MPa。

表2 施工后各井注入壓力和單井藥劑注入量

圖5 各注水井壓降曲線變化

3.2 施工前后壓降對比分析

從壓降曲線對比圖可以看出：施工前各井近井地帶經(jīng)過長期沖刷，存在高滲透大孔道，注入壓力低，壓力擴散速度快；施工后各井的注入壓力提高明顯，在相同觀測時間內(nèi)，較施工前的下降速率減慢。判斷分析認為，井底高滲透帶已經(jīng)得到有效封堵。

3.3 施工前后動態(tài)對比分析

表3 21口對應(yīng)油井施工前后生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比

通過施工效果對比表可以看出：受益油井日產(chǎn)油從施工前的2.51 t/d提高到4.39 t/d，日凈增油1.88 t/d，增產(chǎn)幅度74.9%；受益油井自2015年11月1日至2016年5月底累計增油321.14 t，綜合含水率從72.0%下降到63.5%。對應(yīng)的21口油井絕大部分已經(jīng)出現(xiàn)顯著的增油和不同程度的降水，說明施工達到了明顯的“增油降水”效果。

從動態(tài)生產(chǎn)曲線可以看出，產(chǎn)油量從12月11日開始明顯升高，到1月25日左右開始下降。這可能與春節(jié)期間停工后注水井不正常有關(guān)。注水井

從2016年3月開始間歇注水(每月累計注入天數(shù)由30 d降至18 d)，油井每日抽時從8～12 h減少至5 h，并且4月份起有3口井(1278-8、1376-5、唐150-2)改為間抽，這些油水井制度的改變對施工效果造成了一定影響。但是總體措施后產(chǎn)油較之前有所上升，含水率和產(chǎn)液量下降。

綜上所述，自適應(yīng)泡沫凝膠深部調(diào)控技術(shù)應(yīng)用后效果較好，增油降水比較明顯，充分說明大的水流通道已有效封堵住，后期注入水已經(jīng)轉(zhuǎn)向中低滲透層推進，擴大了水驅(qū)波及體積，增大了驅(qū)油面積。

圖6 對應(yīng)油井生產(chǎn)動態(tài)曲線

4 結(jié)論

(1)泡沫-凝膠調(diào)控劑對注水井與采油井之間的裂縫及高滲透層可以有效進行封堵，使得后期注入水轉(zhuǎn)向中低滲透層推進，解決同一區(qū)域水竄水淹井和低效井兩類問題油井并存的現(xiàn)象。

(2)通過對試驗區(qū)5口注水井進行自適應(yīng)泡沫凝膠深部調(diào)驅(qū)，試驗區(qū)整體含水率從72.0%下降到63.5%，受益油井大部分都出現(xiàn)了顯著的增油，施工達到了明顯的“增油降水”效果。

(3)試驗區(qū)取得的良好效果進一步驗證了泡沫凝膠體系在裂縫性特低滲透油藏的適應(yīng)性及良好的應(yīng)用前景。對同類油田的開發(fā)具有一定的借鑒和指導(dǎo)意義。

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Application of Self-Adaptive Foam Gel Flooding Technology in 1281 Well Area of Ganguyi Oilfield

Shi Xiaowei， Yang Hailong, Zhang Jiancheng, Lan Yanling, Li jie

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

The 1281 blocks of Ganguyi oilfield belongs to the typical fractured ultra-low permeability reservoirs, the reservoir heterogeneity is serious, after water flooding, water cut rising fast, reserve recovery decrease, high containing wells and low efficiency well coexist.In order to solve this problem, improve the overall water drive efficiency of the well area, stabilizing oil production and controlling water, in this paper, combined with the preliminary experiment results and the actual situation of the field, the adaptive foam gel deep profile control and oil displacement project is created.The experiment was carried out in 5 water injection well groups.After construction, the precipitation enhancement effect of oil well in the test area is obvious.The results showed that the water channeling in the whole experimental area has been effectively blocked, water flooding swept volume has been expanded, oil displacement area has been increased.The results show clearly that the adaptive foam gel deep profile control and oil displacement technology has strong adaptability in fractured ultra-low permeability reservoirs, and it has good application prospects In the same kind of oil reservoir.

fractured ultra-low permeability reservoirs; foam; gel; water cut and increase oil production

師曉偉(1985—)，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.

TE348

A