張 楠

安塞油田坪橋塞21油藏調(diào)剖調(diào)驅(qū)效果評(píng)價(jià)

張 楠

（中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第一采油廠， 陜西 延安 716000）

安塞油田坪橋塞21油藏非均質(zhì)性強(qiáng)，局部區(qū)域壓力保持水平較低，沿裂縫線加強(qiáng)注水后，開(kāi)發(fā)矛盾突出，裂縫線主向井逐漸水淹，裂縫線側(cè)向井表現(xiàn)為含水上升趨勢(shì)。近年來(lái)，針對(duì)坪橋該區(qū)塊裂縫區(qū)局部含水上升的原因，實(shí)施了注水井深部調(diào)剖調(diào)驅(qū)措施。通過(guò)分析近兩年實(shí)施措施的效果，篩選評(píng)價(jià)歸納總結(jié)，探索適合坪橋區(qū)塊調(diào)剖方式和調(diào)剖體系，為該區(qū)調(diào)剖措施拓寬推廣提供依據(jù)。

塞21； 油層； 注水井； 調(diào)剖調(diào)驅(qū)； 封堵效果

1 裂縫區(qū)油藏地質(zhì)特征

坪橋長(zhǎng)6油藏探明含油面積137.48 km2，地質(zhì)儲(chǔ)量5 566.31×104t，動(dòng)用含油面積83.23km2，動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量3 904.89×104t。1994年投入大規(guī)模注水開(kāi)發(fā)，注采井排呈NE70-80°菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)布井，井網(wǎng)密度13.0口/km2，單井控制可采儲(chǔ)量1.07×104t/口；井排方向與裂縫線主體走向趨于一致，注入水主要沿裂縫方向?qū)?yīng)油井指進(jìn)，平面波及系數(shù)較低，水驅(qū)油效率低。

坪橋塞21區(qū)裂縫油藏開(kāi)發(fā)于1995年，目前開(kāi)發(fā)中期，開(kāi)采層位長(zhǎng)611-2，采出程度66.1%，孔喉半徑0.12~0.26 μm，采用清水/采出水注水方式，注水壓力12.4 MPa，提壓空間1.8 MPa。

2 見(jiàn)水特征及開(kāi)發(fā)矛盾

該區(qū)裂縫線主向油井較早見(jiàn)水、水淹嚴(yán)重，采出程度低；裂縫線側(cè)向油井壓力保持水平較低，單井產(chǎn)能低，動(dòng)液面低，長(zhǎng)期不見(jiàn)效，坪橋東部裂縫區(qū)尤為明顯。

坪橋微裂縫發(fā)育，水驅(qū)方向復(fù)雜，1999年開(kāi)始采用沿裂縫線注水，地層能量得到恢復(fù),截止目前共實(shí)施注水井調(diào)剖調(diào)驅(qū)203井次，通過(guò)堵水調(diào)剖的不斷實(shí)施，油田開(kāi)發(fā)形勢(shì)不斷好轉(zhuǎn)，區(qū)塊遞減、含水上升率得到控制，實(shí)現(xiàn)了老油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)。

3 技術(shù)對(duì)策及要點(diǎn)

3.1 部署情況

2018年調(diào)剖調(diào)驅(qū)井選井，結(jié)合2017年實(shí)施井和開(kāi)發(fā)矛盾突出井組，主要分布在孔滲區(qū)、坪南超低滲區(qū)、東部裂縫。

3.2 調(diào)剖堵劑配方篩選與優(yōu)化

通過(guò)對(duì)近年來(lái)本區(qū)調(diào)剖效果分析，發(fā)現(xiàn)無(wú)機(jī)顆粒類，鈉土 、粉煤灰易沉降，存在運(yùn)移性差、污染儲(chǔ)層，聚合物易降解、粘度低等問(wèn)題進(jìn)行篩選優(yōu)化。借鑒其他區(qū)塊成熟技術(shù)，選用三種堵劑類型。

3.2.1 長(zhǎng)效顆粒

不受地層溫度、礦化度等環(huán)境影響，壽命長(zhǎng)，延長(zhǎng)有效期。

3.2.2 交聯(lián)聚丙烯酰胺凍膠

地下交聯(lián)反應(yīng)而成，可由無(wú)機(jī)交聯(lián)劑、有機(jī)交聯(lián)劑和聚丙烯酰胺交聯(lián)而成。金屬離子類交聯(lián)劑與聚丙烯酰胺分子的羧鈉基發(fā)生交聯(lián)反應(yīng)。

體膨顆粒作用機(jī)理，顆粒通過(guò)變形-破碎-堵塞機(jī)理，使后續(xù)液流轉(zhuǎn)向，進(jìn)而提高水驅(qū)波及體積。

3.2.3 標(biāo)準(zhǔn)技術(shù)要求

通過(guò)對(duì)粒徑、固含量、質(zhì)量膨脹倍數(shù)、抗鹽性能室內(nèi)模擬實(shí)驗(yàn)，都達(dá)到了標(biāo)準(zhǔn)。

3.2.4 聚合物微球

反相乳液聚合法制備，初始粒徑小，深部運(yùn)移，分散性好，便于規(guī)模實(shí)施

3.3 技術(shù)對(duì)策

治理思路：歷經(jīng)“試驗(yàn)探索、深化認(rèn)識(shí)、規(guī)模推廣”三個(gè)階段，以治理裂縫側(cè)向井見(jiàn)水為突破點(diǎn)，全面推廣連片堵水，并強(qiáng)化動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)與后期效果對(duì)比，探索二次調(diào)剖堵水,不同粒徑微球調(diào)驅(qū)的適應(yīng)性。

體系選擇：以“交聯(lián)聚合物凍膠、體膨顆粒、聚合物微球”為主。

工藝參數(shù)：排量1.5~2.5 m3/h，堵劑用量4~13.7 t，注入量1 500~2 600 m3。

4 實(shí)施效果

4.1 技術(shù)對(duì)策

實(shí)施調(diào)剖井組：區(qū)塊整體遞減相對(duì)較小，日產(chǎn)油平穩(wěn)，含水上升趨勢(shì)明顯變緩。未實(shí)施調(diào)剖井組：區(qū)塊含水呈持續(xù)上升趨勢(shì)，日產(chǎn)油下降明顯，遞減較大。2017-2018年主要實(shí)施常規(guī)調(diào)剖，部分孔隙滲流井組實(shí)施微球調(diào)驅(qū)，實(shí)施區(qū)域含水下降，油量穩(wěn)定。

4.1.1 常規(guī)調(diào)剖

中部孔滲區(qū)，2017年共實(shí)施常規(guī)調(diào)剖7井次，措施后動(dòng)態(tài)平穩(wěn)，微球調(diào)剖2井組，粒徑100 nm，干劑10 t，措施后含水呈下降趨勢(shì)，整體動(dòng)態(tài)穩(wěn)定。2018年微球調(diào)驅(qū)5井次，措施后含水下降5%，液量小幅下降，有一定效果。

4.1.2 坪南超低滲區(qū)

2017年常規(guī)調(diào)剖15井組，對(duì)應(yīng)72口采油井，見(jiàn)效比33.8%，措施后液量、含水呈下降趨勢(shì)，油量保持平穩(wěn)。2018年常規(guī)調(diào)剖5井次，凍膠+微球7井次，措施時(shí)間短，效果有待進(jìn)一步觀察。

典型井組：坪28-39位于東北部裂縫區(qū)，長(zhǎng)期注水不見(jiàn)效，側(cè)向井地層能量保持水平低（60%）。堵水后井組動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為日產(chǎn)液、日產(chǎn)油、動(dòng)液面上升，含水下降。平面剩余油得到動(dòng)用，動(dòng)態(tài)變好，調(diào)剖效果明顯。

主向井：調(diào)剖后主向水淹井含水基本無(wú)效，堵劑對(duì)裂縫水竄有一定抑制作用，措施有效期3個(gè)月，整體效果差。側(cè)向井：含水下降明顯，油量上升，動(dòng)態(tài)變好，反應(yīng)出側(cè)向井水驅(qū)開(kāi)發(fā)效果變好。

圖3 2018年微球調(diào)剖井組曲線

4.1.2 微球調(diào)剖

實(shí)施效果：2018年微球調(diào)剖5井次，粒徑100 nm，對(duì)應(yīng)40口采油井，目前見(jiàn)效15口，見(jiàn)效比37.5%，累增油490 t，整體動(dòng)態(tài)平穩(wěn)。

注水壓力：100 nm微球調(diào)驅(qū)，平均注水壓力爬升0.5 MPa；5 nm微球調(diào)驅(qū)，平均注水壓力爬升在0.8 MPa。

圖4 注水井壓力變化

典型井組：注粒徑100 nm微球，坪66-20井微球調(diào)剖后，井組內(nèi)3口油井含水呈下降趨勢(shì)，剖面吸水趨于均勻，效果較好。

典型井組：注粒徑5 nm微球，井組日產(chǎn)液、含水無(wú)明顯變化，見(jiàn)效特征需進(jìn)一步評(píng)價(jià)。

圖6 新坪42-19效果

圖7 坪36-15效果

井組動(dòng)態(tài)：前期鄰井實(shí)施常規(guī)調(diào)剖后，裂縫線得到有效封堵，再實(shí)施微球調(diào)驅(qū)后，井組內(nèi)小井距加密井遞減得到控制，達(dá)到穩(wěn)油降水的效果。

5 認(rèn)識(shí)與結(jié)論

（1）相比常規(guī)調(diào)剖，微球調(diào)驅(qū)不會(huì)大幅增加注水量，減少了部分優(yōu)勢(shì)方向和加密區(qū)小井距油井見(jiàn)水風(fēng)險(xiǎn)，同時(shí)微球調(diào)驅(qū)后注水井壓力爬升大都在0.5~0.8 MPa左右，基本滿足目前注水系統(tǒng)壓力爬升空間。

（2）粒徑的選擇上：目前100 nm在有一定降水增油的效果；5μm暫時(shí)無(wú)明顯效果。

（3）坪橋老區(qū)網(wǎng)排距較大（250 m排距），微球容易形成沿裂縫線無(wú)效循環(huán)，通過(guò)常規(guī)調(diào)剖對(duì)裂縫線進(jìn)行封堵以后，再開(kāi)展微球調(diào)驅(qū)，側(cè)向油井受效明顯。

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Evaluation on Profile Control and Displacement Effect of Water Injection Well in Pingqiao 21 Reservoir of Ansai Oilfield

（The First Oil Production Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company, Shaanxi Xi’an 716000, China）

Pingqiaosai 21 reservoir in Ansai oilfield has strong heterogeneity, and the pressure in some areas is kept low. After water injection is strengthened along the fracture line, the development contradiction is prominent, the main direction well of the fracture line is gradually flooded, and the lateral well of the fracture line shows an upward trend of water cut. In recent years, according to the reason of local water cut rising in the fracture area of Pingqiao block, the measures of profile control and flooding in the deep water injection well were implemented. By analyzing the effect of the measures implemented in the past two years, screening, evaluation and summary were carried out to explore the suitable profile control mode and profile control system for Pingqiao block, which could provide a basis for the extension of profile control measures in this area.

Pingqiaosai 21; injection wells; profile control and flooding; plugging effect

2019-11-12

張楠（1993-），女，2016年畢業(yè)于湖南文理學(xué)院自動(dòng)化專業(yè)，研究方向：現(xiàn)從事油田數(shù)字化、油田注水技術(shù)研究和管理。

TE357.46

A

1004-0935（2020）01-0096-04