程 卓，劉 林，呼伯尹，王揚(yáng)林

(1.西安石油大學(xué)，陜西 西安 710065；2.長慶油田分公司第八采油廠，陜西 西安 710201；3.長慶油田分公司第三采油廠，寧夏 銀川 750006)

Y214長4+5長6油藏沉積環(huán)境主要為三角洲前緣相沉積[1]，2008年規(guī)模開發(fā)，主力開采長4+522、長612層。

低滲透油藏在開發(fā)過程中面臨著很多問題。例如，采出程度高、含水上升風(fēng)險(xiǎn)大、局部剖面水驅(qū)狀況不佳、油井水淹增多、套破井逐年增多并伴隨著產(chǎn)能損失等等。姬塬油田地處鄂爾多斯盆地陜北斜坡中西部[2]，是典型的三低油田，具有低壓、低滲、低飽和度的特點(diǎn)。姬塬油田因裂縫或高滲帶，引起油井快速見水或暴性水淹；動(dòng)態(tài)裂縫逐步開啟，導(dǎo)致油藏見水井逐年增多；注水壓力升高，導(dǎo)致增注效果差；油井含水上升速度快，使高含水油井比例增大；油藏低產(chǎn)、低效井占比較高；油田開發(fā)形勢(shì)嚴(yán)峻，穩(wěn)油控水難度大；老井穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)薄弱，剩余油富集較多等等，影響最終采收率。因此，對(duì)高含水井堵水技術(shù)從見水原因、治理思路、堵劑體系研發(fā)、工藝參數(shù)設(shè)計(jì)等方面開展技術(shù)攻關(guān)研究，加大低產(chǎn)、低效井治理力度，對(duì)提高剩余油殘余油開采效果、油田穩(wěn)產(chǎn)及支撐二次加快發(fā)展均具有重要意義。

Y214長4+5、長6油藏，屬于典型的多層系疊合發(fā)育油藏，主力開發(fā)層系長4+522、長612層，沉積期屬于三角洲前緣相沉積，物源來自西北和東北方向，砂體呈北東南西向條帶狀展布，屬于巖性油藏[3]。長4+52層排驅(qū)壓力較高，達(dá)到 0.8 MPa；中值半徑較小，只有 0.29 μm，屬于小孔-微細(xì)喉道。長61層排驅(qū)壓力達(dá)到 0.9 MPa，相對(duì)更高；中值半徑更小，屬于細(xì)小孔微細(xì)喉型。長6油層組巖芯平均孔隙度11.9 %，巖芯平均滲透率為 1.18 mD，平均喉道半徑為 0.02～0. 54 μm，平均有效厚度在 14.3 m 左右。長4+52巖芯平均孔隙度為12.2%，巖芯平均滲透率為 0.83 mD，平均最大喉道半徑為 0.9119 μm，平均有效厚度為 12.4 m。原始地層壓力低，滲透率低，物性差，屬于典型的低滲低壓油藏。

1 開發(fā)中的主要問題

姬塬油田Y214區(qū)塊屬于典型的超低滲透油藏，2008年采用 480 m×160 m 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng)實(shí)施注水開發(fā)。該區(qū)縱向疊合發(fā)育層系多，橫向油層變化快，注采關(guān)系復(fù)雜。一是小層砂體連續(xù)性差，疊合度僅35%，單井開發(fā)層系變化快，油水井對(duì)應(yīng)關(guān)系復(fù)雜。二是油藏30口合采井產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不清、層間干擾大，注采調(diào)整缺乏針對(duì)性，其中部分合采井水淹后判識(shí)見水層位、來水方向周期長，難度大。三是剖面水驅(qū)受效不均，水驅(qū)矛盾突出。部分油藏剖面吸水狀況較差，吸水不均井比例較高(占比47.1%)。2020年以來，新增含水上升井5口(含水由41.8%上升88.4%)，影響油量 7.8 t/d，常規(guī)調(diào)剖有效率低(37.5%)。全油藏因儲(chǔ)層高水飽的低產(chǎn)、低效井及水淹井93口，占總井?dāng)?shù) 39.6%；剖面指狀、尖峰狀所占吸水比例較高，油井含水上升快，見水井逐年增多。

2 調(diào)剖體系及治理思路

21世紀(jì)初，對(duì)見水井治理思路主要是以堵水為主，調(diào)剖為輔，處于一個(gè)試驗(yàn)探索階段。2020年，經(jīng)過十幾年的現(xiàn)場試驗(yàn)，治理思路轉(zhuǎn)變?yōu)榫植窟B片調(diào)剖加上整體微球調(diào)驅(qū)，注重油藏整體治理，深淺結(jié)合，預(yù)防性調(diào)剖和水淹區(qū)挖潛同時(shí)進(jìn)行。在裂縫性見水油藏的治理上，改變以往凝膠堵水思路，設(shè)計(jì)形成了多級(jí)復(fù)合段塞堵水、堵水轉(zhuǎn)向壓裂和堵水定點(diǎn)射孔壓裂等3種堵水增產(chǎn)工藝技術(shù)。從堵水半徑、堵劑體系配方、段塞復(fù)合、堵水規(guī)模等方面，對(duì)以往堵水工藝進(jìn)行了全方位改進(jìn)，增加了聚合物微球/PEG遠(yuǎn)端裂縫和基質(zhì)封堵，堵水規(guī)模由 10 m3增加到 500 m3以上，形成了“多段塞、大劑量、小排量、小砂量、小壓裂、多向調(diào)驅(qū)”的堵水、堵水壓裂工藝技術(shù)體系。分別通過優(yōu)化堵水半徑、注入工藝、工藝參數(shù)，來達(dá)到加大封堵半徑，是提高裂縫封堵強(qiáng)度以及封堵遠(yuǎn)端的目的。

Y214區(qū)長4+5、長6油藏；儲(chǔ)層垂向疊置，多油層同時(shí)開發(fā)，層間非均質(zhì)性強(qiáng)，注水井剖面矛盾突出；分層疊合開發(fā)，分注合采、層間干擾大，水驅(qū)規(guī)律復(fù)雜；全油藏低產(chǎn)低效井儲(chǔ)層高水飽及水淹井93口，占總井?dāng)?shù) 39.6%。2009-2016年間，以單井調(diào)剖+油井堵水為主要治理手段，主要解決單井見水問題，但措施效果受來水方向驗(yàn)證等因素限制，且剖面治理缺乏整體概念，油藏開發(fā)矛盾加大，開發(fā)形勢(shì)變差，遞減持續(xù)上升。2017-2018年間，實(shí)施第一輪微球調(diào)驅(qū)，注入83個(gè)注采井組(覆蓋率84.7%，粒徑 100 nm，濃度0.2%)。由于微裂縫發(fā)育，加之多年注水沖刷、優(yōu)勢(shì)通道發(fā)育，見效率較低。2019年開始進(jìn)行第二輪注入，體系為聚合物微球+常規(guī)調(diào)剖+大劑量調(diào)驅(qū)+投球調(diào)剖，微球89個(gè)井組(覆蓋率90.8%，粒徑 100 nm、濃度0.10%)，調(diào)剖54+14口，此工藝技術(shù)逐步成熟，取得初步的效果。根據(jù)區(qū)塊見水特征、見水類型，通過系統(tǒng)總結(jié)分析、持續(xù)優(yōu)化，形成了適應(yīng)于Y214油藏的孔隙裂縫型見水特征的“常規(guī)調(diào)剖、PEG調(diào)剖、微球調(diào)驅(qū)、深部調(diào)驅(qū)”四類堵劑體系(如圖1)。

圖1 優(yōu)化工藝參數(shù)

近年來，通過精細(xì)注采調(diào)整、聚合物微球調(diào)驅(qū)、連片調(diào)剖、精細(xì)措施挖潛等工作，Y214調(diào)剖區(qū)的治理思路也日益成熟，各項(xiàng)指標(biāo)變好，整體開發(fā)形勢(shì)穩(wěn)中向好。全廠自然遞減由9.2%下降為7.9%，水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度由74.5%上升到76.2%，壓力保持水平由92.6%上升到93.1%。

3 調(diào)驅(qū)劑分類及性能

近些年來，國內(nèi)外廣泛運(yùn)用的調(diào)驅(qū)劑就是聚合物凝膠類調(diào)驅(qū)劑，也被稱為交聯(lián)聚合物。由于原料來源廣泛，種類較多，強(qiáng)成膠時(shí)間及強(qiáng)度可調(diào)控等，這類調(diào)驅(qū)劑是國內(nèi)外調(diào)剖調(diào)驅(qū)措施中用量很高的藥劑，也是研究區(qū)塊Y214的主要調(diào)驅(qū)劑。其主要是由聚丙烯酰胺聚合物和酚醛中加入有機(jī)鉻等交聯(lián)劑構(gòu)成。根據(jù)其強(qiáng)度不同又分為凍膠(即強(qiáng)膠)、弱凝膠和教態(tài)分散凝劑。凍膠在國內(nèi)外油田中應(yīng)用最廣泛，主要用于層間非均質(zhì)嚴(yán)重，或者層間存在高滲透層或者裂縫的近井調(diào)剖(達(dá)到調(diào)整近井地層吸水剖面的效果)，也可用于具有嚴(yán)重非均質(zhì)厚油層的深部調(diào)剖主要作用機(jī)理是對(duì)厚油層深部吸水剖面進(jìn)行調(diào)整來改善液流方向。弱凝膠具有讓存在高滲透通道和天然裂縫油藏以及籠統(tǒng)注水等油藏中的厚油層保持長期穩(wěn)定的能力[4]，技術(shù)原理是通過改變油藏深部非均質(zhì)性(是深部流體轉(zhuǎn)向)，類似于聚合物驅(qū)油。膠臺(tái)分散凝膠主要用于滲透率級(jí)差不高的非均質(zhì)油層，其可以降低流度比，提高聚合物的利用率。由于它的封堵強(qiáng)度不連續(xù)，這幾年逐漸淡出研究與應(yīng)用。

另外，一種運(yùn)用廣泛的制劑聚合物微球，通常在現(xiàn)場與聚合物凝膠類調(diào)剖劑配合使用。它主要是采用微乳聚合合成技術(shù)制成的初始尺寸為納米級(jí)的活性微球。通過調(diào)整微球的水化時(shí)間和吸水倍數(shù)[4]，經(jīng)過吸水膨脹并且吸附在孔隙中。由于微球本身具有較強(qiáng)的彈性張力，遇到不同孔喉地層可自行控制粒徑大小，在多孔介質(zhì)中具有逐級(jí)調(diào)剖性，實(shí)現(xiàn)深度調(diào)剖。它與其他制劑一起使用的融合性也較好，可以封堵地層孔喉，達(dá)到改變液流流動(dòng)方向的目的，但由于微球的尺寸常為納米級(jí)、微米級(jí)，因此對(duì)使用地層滲透率范圍有一定要求。

4 Y214油藏堵水調(diào)剖效果

4.1 堵水調(diào)剖效果顯著

2018年，開始規(guī)模實(shí)施調(diào)剖調(diào)驅(qū)。2019年9月份，油藏開始見效：見效注采井組46個(gè)，見效率51.7%；油藏日產(chǎn)油由 127 t/d 上升至131t/d；綜合含水由58.9%下降至54.8%，累計(jì)增油1.4萬噸。2019-2021年，共實(shí)施調(diào)剖130口，調(diào)驅(qū)83口，自然遞減從9.0%下降到6.8%，含水上升率從0.8%下降到0.3%，水驅(qū)可采儲(chǔ)量增加232.05萬噸。通過兩輪次調(diào)剖+微球調(diào)驅(qū)治理，累計(jì)見效注采井組58井次，見效油井110口，見效程度55.1%，有效期6.7個(gè)月(見表1、圖2)。

表1 長4+5、長6油藏調(diào)剖堵水見效圖

圖2 Y214油藏主要開發(fā)指標(biāo)對(duì)比柱狀圖

4.2 水驅(qū)狀況明顯改善

兩輪次調(diào)剖+調(diào)驅(qū)治理后，對(duì)吸水剖面進(jìn)行測(cè)試，共測(cè)試成果32口，明顯改善15口，剖面改善率56.8%。對(duì)比2016年數(shù)據(jù)，平均單井吸水厚度由 9.2 m 上升到 10.5 m，水驅(qū)控制動(dòng)用程度由 72.8 %上升到 73.5%，基本處于穩(wěn)定。水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度也穩(wěn)中有升，2020年已到到94.3%，并且措施后注水井壓力由 16.7 MPa 下降到 13.4 MPa，注入壓力下降明顯，注水呈現(xiàn)裂縫滲流特征，近井地帶滲流能力得到有效改善。(對(duì)比井吸收剖面變好)或穩(wěn)定(3口)，說明油藏剖面水驅(qū)好轉(zhuǎn)，整體平面水驅(qū)形式趨于穩(wěn)定?？梢钥闯觯B片調(diào)剖+整體微球調(diào)驅(qū)能明顯改善油藏剖，有效提高水驅(qū)效率。

4.3 調(diào)剖區(qū)綜合含水降低

Y214 區(qū)長4+5、長 6 油藏由于儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，動(dòng)態(tài)裂縫逐年開啟，投產(chǎn)即水淹，見水井逐年增多。2013年以前進(jìn)行單井見水井治理，堵水為主，調(diào)剖為輔，效果可觀。2017年開始實(shí)施連片調(diào)剖，優(yōu)先封堵大孔道微裂縫，壓力快速上升，含水上升速度得到了有效減緩。較 2013年12月，調(diào)剖區(qū)綜合含水由 61.8 %下降到57.4 %，調(diào)剖區(qū)綜合含水下降明顯。根據(jù)Y214調(diào)剖區(qū)采出程度與含水關(guān)系曲線(圖3、圖4)看出，油藏整體開發(fā)形式趨于好轉(zhuǎn)。

圖3 元214長4+5長6油藏生產(chǎn)狀況曲線

圖4 元214長4+5長6含水與采出程度關(guān)系曲線

5 典型井組分析

Y214區(qū)塊油藏沿主應(yīng)力方向儲(chǔ)層局部裂縫發(fā)育，注入水易沿微裂縫及高滲帶突進(jìn)，造成油井水淹、累計(jì)注水量大、動(dòng)態(tài)縫頻繁開啟、裂縫主向井水淹嚴(yán)重、側(cè)向油井長期不見效等問題，措施后側(cè)向井也見效，主向井與側(cè)向井受效程度基本一致。井組特征表現(xiàn)為：1)動(dòng)態(tài)特征表現(xiàn)為投產(chǎn)后即水淹，投產(chǎn)一段時(shí)間后油井含水突升，含鹽明顯下降。2)結(jié)合吸水剖面測(cè)試、示蹤劑監(jiān)測(cè)結(jié)果，對(duì)主側(cè)向見效不均、合采井水淹后見水方向判斷困難，來水方向周期長。3)堵水調(diào)剖后水淹井液量下降，含水明顯下降，局部水驅(qū)滲流情況好轉(zhuǎn)，注入剖面改善效果明顯，注水一段時(shí)間后側(cè)向井同樣見效 。

1)典型井組1：T88-92區(qū)域

該區(qū)域于2017年 9 月實(shí)施化學(xué)堵水，對(duì)6口注水井首先實(shí)施單點(diǎn)調(diào)剖，對(duì)應(yīng)油井24口(水淹6口)。措施后日產(chǎn)油水平明顯上升，井組綜合含水基本在50%左右，缺點(diǎn)是有效時(shí)間短。2019年9月實(shí)施連片調(diào)剖后，日產(chǎn)液與日產(chǎn)油明顯上升，綜合含水由56.6下降到35.2%，恢復(fù)油量 5 t/d，實(shí)現(xiàn)凈增油，穩(wěn)產(chǎn)效果明顯。充分利用深部調(diào)驅(qū)改變滲流方向，消減層間矛盾，在水淹區(qū)實(shí)施長停井復(fù)產(chǎn)。近三年累計(jì)實(shí)施調(diào)剖32井次、調(diào)驅(qū)23井次、長停井復(fù)產(chǎn)6井次，累計(jì)增油1.8萬噸，見效周期3個(gè)月，受效率54.9%，表現(xiàn)為凈增油32口，降遞減15口。

2)典型井組2：T81-29區(qū)域

T81-29井位于Y214區(qū)長6油藏中部，2021年7月動(dòng)態(tài)表現(xiàn)為液量穩(wěn)定在 10.32 m3，含水從72.9%下降到47.3%。該井2021年1月出現(xiàn)液量、含水上升動(dòng)態(tài)變化。開線圖上對(duì)應(yīng)兩口注水井，T51-30于2021年1月強(qiáng)化注水 2 m3，配注 27 m3，注水強(qiáng)度 2.21 m3/(m·d)，測(cè)吸水指示曲線注水達(dá)到 24 m3后曲線呈正常型。T51-30目前配注 30 m3，注水強(qiáng)度 4.17 m3/(m·d)，吸水指示曲線呈正常型，2021年測(cè)吸剖面正常。分析認(rèn)為，該井含水下降原因?yàn)閷?duì)應(yīng)注水井2021年5月深度調(diào)剖+微球驅(qū)油見效。

3)典型井組3：X71-66井組

X71-66井組，受初期高注水量影響，注水量達(dá)到 40 m3/d 以上，X71-65、X73-65水淹高含水停井。2018年9月、2019年11月，對(duì)X71-66井實(shí)施PEG調(diào)剖。2019年9月，X73-65井堵水壓裂復(fù)產(chǎn)，日增油 1.5 t/d。2019年12月，X71-65井套返油，檢泵復(fù)產(chǎn)，日增油 2.6 t/s。分析認(rèn)為調(diào)剖見效，裂縫得到有效封堵，井組水驅(qū)狀況顯著改善?？梢钥闯?調(diào)剖調(diào)驅(qū)區(qū)長停水淹井復(fù)產(chǎn)效果好。2018年以來，實(shí)施8井次，日增油 7.2 t，油藏深部水驅(qū)效果改善明顯。目前油藏仍有長停水淹井23口，下步依托調(diào)剖調(diào)驅(qū)，組織復(fù)產(chǎn)，以提高油井利用率。

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

Y214區(qū)經(jīng)過了十余年的化學(xué)堵水調(diào)剖，取得了明顯的效果，為今后堵水調(diào)剖技術(shù)的發(fā)展與完善，積累了豐富的經(jīng)驗(yàn)?，F(xiàn)提出以下幾點(diǎn)認(rèn)識(shí)和建議：

1)局部連片調(diào)剖+整體微球調(diào)驅(qū)治理體系，連片調(diào)剖優(yōu)先封堵大孔道、微裂縫，微球調(diào)驅(qū)調(diào)整層內(nèi)、層間優(yōu)勢(shì)通道，深淺結(jié)合，能有效改善Y214長4+5等超低滲Ⅰ類油藏的穩(wěn)產(chǎn)基礎(chǔ)。

2)體膨(凍膠)顆粒等大顆粒調(diào)剖能封堵近井地帶高滲透層、大孔道， PEG-1(2A) 與深部調(diào)驅(qū)體系可有效消減層間矛盾，改善深部滲流方向，促進(jìn)單層受效。

3)調(diào)剖調(diào)驅(qū)措施從儲(chǔ)層深部改善油藏剖面，緩解開發(fā)矛盾，促進(jìn)地層能量平面上均衡分布，提高注水。

4)調(diào)剖與調(diào)驅(qū)相結(jié)合，調(diào)剖優(yōu)先封堵大孔喉、微裂縫，能更有效的提高微球調(diào)驅(qū)的封堵和驅(qū)油效果，提高措施成功率。

5)多輪次開展調(diào)驅(qū)、調(diào)剖工作，能更有效地鞏固前期措施效果，延長措施有效期。