張金元，王振宇，郭紅強，姚 健，劉海偉，王 琰

(延長油田股份有限公司 勘探開發(fā)技術研究中心，陜西 延安 716000)

延長油田為低滲透、特低滲透砂巖儲層，非均質性嚴重，微裂縫發(fā)育。注水開發(fā)初期含水上升速度快，甚至出現(xiàn)水淹現(xiàn)象?，F(xiàn)在大部分采油廠主要采用注水開發(fā)方式保持油層壓力進行開采。由于地層滲透率非均質性嚴重，注入水常沿高滲透層大孔道過早侵入油井，造成水驅波及系數低，利用率低，中低滲層的生產潛力得不到發(fā)揮。使油井含水率上升和產油量下降，降低了油田開發(fā)水平及經濟效益[1-2]。

為了解決注水開發(fā)中存在的問題，目前常規(guī)的水井調剖技術具有堵劑強度小、調剖半徑小、有效期短等特點[3-4]。隨著工藝技術進步，以無機凝膠為主體的多元調驅劑復合運用工藝在生產中被廣泛應用[5-7]。

為了提高驅油效率，選擇在南泥灣采油廠松樹林油區(qū)進行試驗。根據該油藏的地層情況，開發(fā)出適合南泥灣采油廠松樹林油區(qū)高含水區(qū)塊儲層特性的無機凝膠調驅劑配方；并通過不同的段塞設計、不同的工藝參數優(yōu)化，有針對性的完善、配套調驅工藝。在改善吸水剖面的同時，增加油井的產油量，提高驅油效果，最終達到提高采收率的目的。

1 無機凝膠深部調驅新技術

1.1 無機凝膠調驅技術及優(yōu)點

無機凝膠技術是將一種能緩慢釋放H+的顆?？刂苿┲苯蛹尤胨Ａ芤褐?，在一定條件下，隨顆粒控制劑的加入，體系pH值緩慢降低，同時水玻璃溶液中以膠體粒子形式存在的高聚態(tài)硅酸根離子不斷長大，最終體系固化成凍膠，對目的層實施有效封堵[8]。無機凝膠調驅技術有3個優(yōu)點[9]：1)無機凝膠黏度較小，流動性好適用于中低滲油藏；2)無機凝膠有較強配伍性。在調驅過程中必須有交聯(lián)劑配合使用，才能達到凝膠效果，無機凝膠強度比弱凝膠要強，這種凝膠最大特點是能同有機弱凝膠形成新的強度更高的網狀結構凝膠，同時，無機凝膠能同類似預交聯(lián)顆粒在地層裂縫通道形成有骨架彈性結構的調堵水劑，其強度要大于單一的預交聯(lián)顆粒。在現(xiàn)場具體施工中，一般是無機凝膠同預交顆粒交替注入，同時無機凝膠調剖劑是在地面配成3%～4.5%濃度直接注入地層。該調剖劑同時還可以與地層中Ca2+、Mg2+反應形成另外一種凝膠體，無機凝膠由此可見適應于CaCl2水型地層；3)無機凝膠現(xiàn)場施工安全，對人體危害小，成膠可控性強。因為無機凝主要成份為無機物，在配制和施工中比較安全，而成膠反應是在地層中與其它體系反應，其時間和強度可以通過濃度來調整。

1.2 無機凝膠調驅劑的配方確定

針對水淹井，從套漏、邊底水、裂縫發(fā)育程度等方面分析，找出因為注入水造成水淹的關停井，作為無機凝膠調驅技術試驗井，進行調驅、調配方篩選與配制工藝優(yōu)化。只有當調驅劑篩選合適，注入工藝、施工參數和治理措施合理時，才能獲得理想的堵水、調驅、增油效果。

調驅劑的選擇要滿足以下要求：調驅劑應具有良好的進入能力，能有效注入地層；大劑量深部調驅堵水主要是避免近井地帶驅堵后注入水環(huán)流；調驅劑應具有像水一樣的良好可注入性，能保證進行大劑量深部調驅；調驅劑應具有在地層條件下保持長期穩(wěn)定性的封堵能力；調驅劑應具有適應地層要求的封堵強度。

調驅工藝原則：以堵為主，促使側向油井見效。調驅工藝采用的調驅劑為高分子聚丙烯酰胺+交聯(lián)劑+改性預交聯(lián)顆粒+復合凝膠+交聯(lián)劑，調驅劑的配方見表1。

表1 調驅劑配方

調驅體系段塞分為5個段塞：第1段塞(聚合物+交聯(lián)劑1)為驅替液，驅替裂縫通道地層水；第2段塞(預交聯(lián)顆粒+無機凝膠)，主體(I)確保段塞能有效封堵裂縫通道起架橋作用；第3段塞(無機凝膠+交聯(lián)劑2)，主體(II)確保段塞強度，與段塞(I)形成有效封堵；第4段塞(低濃度無機凝膠)，確保調驅體系連續(xù)穩(wěn)定，使調驅主劑向深部低壓推進；第5段塞(頂替段塞)用清水，反應72 h。

1.3 工藝設計

施工工藝必須和油藏的儲層特征、出水特征相適應。儲層條件是客觀因素，也是成敗的關鍵。選井依據：對應油井含水率比較高，井組對應油井平均含水率都達到70%以上，而且采出程度比較低；累計注采比都接近1，這時最需要啟動新層，油水井的連通性較好；注水井吸水和注水良好，吸水不均勻，非均質嚴重，吸水差異大；注水井無套漏、套損現(xiàn)象，無竄槽和層間竄漏現(xiàn)象。注水量偏大，注水壓力偏低。

試注的目的是為了了解地層的吸水能力，掌握注水壓力和注水排量等數據(如果試注時，注水壓力和排量波動較大，施工時應充分考慮這些因素)，便于施工中預防可能會出現(xiàn)的一些情況。施工時還可能會出現(xiàn)另外一種情況，即注入大量堵劑后，施工壓力不升，甚至會有極個別井出現(xiàn)壓力下降。堵劑沒有進入預定層位，也難以達到調驅的目的。因此，為了確保施工成功，必須進行試注。另外，試注使油管、套管內充滿清水，堵劑不能或很少沉入井底。

堵劑用量設計的原則：按吸水層段的厚度來確定堵劑的用量，有小夾層發(fā)育的地層，水井處理半徑為4～6 m，無小夾層發(fā)育的地層，水井處理半徑為5～8 m，二次調驅的水井，堵劑用量要大于前一次的用量。堵劑用量一般按照公式(1)計算，

V=3.14R2hφ(1-Sor)，

(1)

式中：V為堵劑用量(m3)；R為處理半徑(m)；h為封堵層厚度(m)；Sor為剩余油飽和度(%)。

施工參數的設計：1)泵壓：調驅施工的泵注壓力與地層條件、注入排量、累計注入量、調驅劑性能等因素有關。在設計施工時需要注明施工壓力上限。制定施工壓力上限的原則一般為：從施工安全和不傷害地層的角度考慮，施工壓力一般不超過地層破裂壓力的80%；從調驅治理后能夠保證有效注水的角度考慮，施工壓力一般不超過注水干線壓力。另外，從保證施工效果的角度考慮，一般選取注入過程中的爬坡壓力為3.0～5.0 MPa。2)排量：一般要求低排量注入，以防止堵劑傷害非調驅層，同時有利于控制泵壓，確保堵劑進入高滲透層或大孔道。根據地層吸水指數，排量一般控制在0.2～0.3 m3/min。

2 無機凝膠技術礦場應用

南泥灣采油廠松樹林區(qū)塊位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東部，區(qū)域構造為平緩的西傾單斜，地層傾角小于1 °，千米坡降為7～10 m，內部構造簡單，局部發(fā)育差異壓實形成的鼻狀構造。含油性主要受物性、巖性控制，圈閉類型屬于巖性圈閉。

油田油層主要為三疊系延長組長2、長4+52、長61、長62儲層，巖性主要為灰色細粒長石砂巖?？紫额愋鸵栽ｉg孔、溶孔為主，儲層物性具有特低孔～超低孔、特低滲～超低滲特征。其總的巖石學特征是成分成熟度低、結構成熟度高。孔隙度7.9%～11.5%，滲透率平均值為0.95×10-3μm2，含油飽和度45.12%～56.37%。

在對南泥灣水淹區(qū)塊油藏地質再認識、油藏儲層特征、出水特征綜合研究后，優(yōu)選出合理的高含水井組進行無機凝膠調驅技術現(xiàn)場應用。只有篩選合適的調驅劑，選區(qū)、選層、選井、注入工藝、施工參數和治理措施合理時，才能獲得理想的增油效果。

現(xiàn)場施工步驟為：清洗井筒，保證井筒清潔→清除近井地帶堵塞及污染物，保證調驅減阻增注劑容易被吸附到油層巖石表面；擠預處理弱凝膠段塞；無機凝膠主體段塞；預交聯(lián)顆粒調驅段塞；加驅油劑段塞；穩(wěn)定反應；注水。跟蹤現(xiàn)場施工效果，并進行效果評價。

根據動態(tài)資料分析，注水井注入水后對應油井含水普遍升高，油井開始水淹。通過對吸水剖面測試，注入水在射孔段某處吸水不均勻，容易導致油井含水上升或者過早水淹情況。對比油水井的對應關系，明確注采關系，了解油井生產歷史和注水井吸水情況。綜合各項靜態(tài)和動態(tài)資料，最后確定了8口調驅井，評111井、松700-11井、趙11-3井、趙13-4井、趙12、趙113-6井、松565井、新197-4。

通過對8口注水井進行調驅，改善了地層滲流特性。在施工過程中，適時調整用料及排量，壓力得到了平穩(wěn)控制，較合理地實現(xiàn)了“調”與“驅”之間的段塞配合。在“調”方面，限制了高吸水層吸水量，有效降低了生產油井含水率，減緩了含水上升速度，實現(xiàn)了新小層或層內非均質小層的啟動；在“驅”方面，則重點考慮了平面內的非均質影響，實現(xiàn)了在原有注水通道上提高驅油效率，同時擴大了后續(xù)驅替液的波及體積。對8個注水井對應的采油井增油效果進行分析，以評111井組為例。評111井位于南泥灣采油廠松樹林注水區(qū)，評111注水井組井位圖如圖1所示。該井于2011年11月轉注，注水對應油井為趙25-4、評111-3、評111-4、評111-5、評111-1、評111-2。對評111-4、評111-2井和注水井評111分別進行關、開注水觀察，認為評111-4、評111-2井的高含水主要來自評111注水井，作為長6地層不存在底水和邊水，因此該注水井與受益井的對應關系明確，連通性較好。

圖1 評111注水井井組井位圖

由吸水剖面測試結果可知，注入水在射孔段525～527 m、546～549 m處吸水不均勻，容易導致油井含水上升或者過早水淹情況。長6油層巖石類型主要為灰綠色細粒長石砂巖，少量巖屑長石砂巖。石英含量為42.5%，長石含量為41.5%，巖屑含量12.4%。評111注水井油層數據如表2所示。

表2 評111注水井轉注之前油層數據

評111井組調驅后，注水壓力明顯上升，啟動壓力由8.5 MPa，提高到12.0 MPa，注入井口壓力提升3.5 MPa；調驅前日注水量4 m3，調驅后日注水量無變化。該井調驅后，井組綜合含水由調驅前70%下降至20%，含水下降了50%，井組的油量由調驅前0.632 t/d，上升到調驅后1.127 t/d，日增加油量0.495 t/d。措施前后生產情況對比圖如圖2所示，從圖2中可以看出，增油效果明顯。

通過對8個井組進行了調驅施工，利用新工藝、新技術有效實現(xiàn)了油井穩(wěn)油控水，水井有效注水的目的。截至2020年4月底，各井組綜合含水率平均下降26.7%；平均井組日增油0.491 t，累計增油1 474.92 t。措施實施效果如表3所示。

表3 措施實施效果統(tǒng)計表

結合南泥灣采油廠松樹林區(qū)塊地質特點及井組生產情況，調驅工藝經過充分論證后采取通過選用聚合物，無機凝膠及預交聯(lián)體系調驅工藝，該技術的特點及創(chuàng)新性在于：針對南泥灣采油廠松樹林區(qū)油藏低孔、低滲等特點，選取優(yōu)化無機凝膠及預交聯(lián)體系調驅工藝。預交聯(lián)凝膠體膨顆粒調驅劑具有遇水體積膨脹、可變形、抗溫性好(110 ℃以上)不受地層水礦化度的影響等特點；在驅動力較大，顆粒直徑和孔喉相差較大的條件下，顆粒被破壞為與孔喉相匹配的較小顆粒，可以順利的通過孔喉運移到地層深部；稍大于孔喉的顆粒，可發(fā)生彈性形變，向地層深部運移，驅替殘余油向油井運移。截至2020年4月底，各井組綜合含水率平均下降26.7%；平均井組日增油0.491 t，累計增油1 474.92 t。有效期大于8個月。原油稅后收入按1 900元/t計算，產出：1 474.92 t×1 900元/t=2 802 348元；投入：1 450 000元；投入產出比：2 802 348÷1 450 000=1.93。投入產出比為1∶1.93，取得了較好的經濟效益。

3 結論與建議

通過調驅施工，選用聚合物，無機凝膠及預交聯(lián)體系調驅工藝能很好的調堵壓裂裂縫，改變吸水剖面，消除了指進現(xiàn)象。調驅技術可有效控制油井含水率，增加有效注水量。從井組調驅前后生產狀況分析，8個井組含水率平均下降26.7%，累積增油量1 474.92 t。投入產出比為1∶1.93。說明對中高含水井的來水通道起到了有效調堵，取得了較好的經濟效益。對南泥灣油田松樹林區(qū)塊多段塞復合凝膠調驅技術應用效果分析可知，深部調驅技術可封堵高滲透層，提高油層壓力，有效控制油井含水。將深部調驅技術應用到其他油田開發(fā)中，對提高采收率具有一定的參考價值。