長慶姬塬油田羅1長8油藏調剖工藝技術研究與應用

馬紅星，胥元剛，魏江偉，李曼平，姚春林

（1.西安石油大學，陜西西安 710065；2.中國石油長慶油田公司第五采油廠，陜西西安 710016）

羅1 長8區塊所轄長慶姬塬油田，于2007年開始進行先期試驗開發，2008年規模化開發。儲層平均孔隙度10.6%，平均滲透率0.85 mD，中值半徑0.2 μm，平均儲層有效厚度10.5 m。羅1區長8油藏中部、中北部局部裂縫較為發育，目前中部小范圍連片見水，北部及西南部個別井組油井見水，截至2011年底共有見水井38口，占全廠20.5%，單井產能損失2.2 t。見水主要有以下兩個特征：一是見水井見水后日產液量、含水、動液面上升，動態調整后部分井含水有所下降，但注水井復注后含水再次上升，二次停注后油井含水一直居高不下，調整難度大；二是部分井見水后，動態調整反應不明顯，油井持續高含水，見水方向復雜，分析認為存在多方向見水特征。羅1 長8區塊受儲層微裂縫、滲流優勢通道等因素的影響，部分油藏局部不同程度的出現裂縫性見注入水井，突出表現在油井注水開發一段時間后，含水快速上升，日產液量、動液面大幅上升，分析水型為Na2SO4，動態調整后部分井含水下降明顯。油井見水后，造成油藏局部平面矛盾突出，油井產能損失嚴重，油田水驅開發效果變差。

1 調剖實施方案

調剖技術由20 世紀80年代逐漸發展至今，為油田高含水開發階段的穩產、控水及綜合治理發揮了重要作用。研究及應用表明，調剖可以有效降低油田遞減速率、含水上升速率，提高區塊采油量和階段采出程度，改善區塊注水開發效果，取得較好的經濟效益[1～5]。針對羅1區長8油藏中部、中北部局部裂縫發育，局部見水特征明顯，2012年對該區裂縫見水區域實施調剖綜合治理，旨在為該區油藏長期穩產夯實基礎。

1.1 調剖劑選擇

針對該區裂縫普遍存在的特點，在調剖體系的選擇上突出了其封堵性能和封堵強度，采用以弱凝膠（強度可調）、高強度預交聯體膨顆粒為主、水玻璃和氯化鈣等無機體系為輔的調剖體系進行優勢水流通道的封堵。

1.1.1 弱凝膠體系 弱凝膠（Thin Gel）主要采用低濃度聚合物和交聯劑形成的以分子間交聯為主、分子內交聯為輔的三維網狀結構的弱交聯體系。弱凝膠體系的成膠時間、成膠強度可調，流動性好，且成膠后在后續水的推動下整體“漂移”，具有深部調剖和驅油的雙重作用。羅1 長8油藏屬中低溫油藏，在調剖劑優選上重點考慮抗鹽性、抗剪切性強的體系。

實驗室分別用清水和污水配制弱凝膠，待其成膠后測定凝膠的粘度。實驗測得清水配制的弱凝膠的粘度為2850 mPa·s，污水配制的弱凝膠的粘度為2480 mPa·s（見圖1）。污水配制的弱凝膠強度比清水配制的弱凝膠強度略低，仍能滿足實際的需求。

圖1 清水和污水配制弱凝膠的強度對比

將成膠的弱凝膠體系進行剪切實驗，從圖2可看出，隨著剪切時間的延長，弱凝膠在剪切早期粘度下降較快，后期下降較為緩慢，90 min 后，其粘度保留率在86%以上。

圖2 弱凝膠的抗剪切性實驗曲線

1.1.2 預交聯顆粒 從圖3可以看出，預交聯顆粒8 d左右膨脹倍數達到最大值，80 d以后膨脹倍數保留率98%以上，說明該顆粒的長期穩定性好。

圖3 預交聯顆粒的穩定性

1.1.3 無機體系 無機體系具有施工簡單、安全可靠、封堵效果好、成本低的優勢。采用以硅酸鹽為主劑，引入懸浮劑、增強劑，使得硅酸鹽水化后生成的Ca（OH）2有較強的吸收力，形成發育良好的硅酸鈣凝膠，大大提高硅酸鹽的強度，能夠延長調剖有效時間。

1.2 工藝設計

通過油藏地質和開發動態的認識，結合動態監測技術和數值模擬，認為裂縫溝通是該區含水上升加劇的主要原因，對裂縫帶的治理成為該區穩油控水的關鍵。段塞設計以“預交聯體膨顆粒+高濃度弱凝膠+無機體系”為主，施工排量控制在2.7 m3/h 左右，無機體系可根據現場施工適當調大，現場注入根據動態變化靈活調整。

2 調剖效果評價

2.1 注水井調剖效果

2.1.1 注水壓力變化 2012年在羅1 長8區塊實施整體調剖17口井。17口注水井調剖后注水壓力不同程度上升，上升幅度0～4.9 MPa，平均上升1.6 MPa。注水壓力的升高表明注入調剖劑對優勢水流通道形成了有效封堵。

圖4 地193-45 井調剖前后吸水指示曲線對比

2.1.2 吸水指示曲線從吸水指示曲線資料看（見圖4），調剖后注水壓力明顯升高，說明吸水能力有了改變，長8 層段收到了較好的調剖效果，反映了該調剖工藝封堵該區的優勢水流通道是可行的。

2.1.3 壓降曲線 在注水量保持不變的情況下，調剖后注水壓力升高，關井后壓力降落起點就較高，也反映調剖封堵了高滲層。由于高滲層和優勢水流通道被封堵，壓力降落的速率變得緩慢。這正是利用注水井調剖前后壓力降落曲線判斷和分析調剖效果的基本原理所在。

圖5 地193-45 井調剖前后壓降曲線對比

3 油井及區塊開發效果評價

17口調剖井對應93口油井，見效36口，見效比例38.7%。累計增油2733 t，累計降水1894 m3。

3.1 存水率

圖6 區塊存水率曲線

調剖前區塊月平均存水率0.75，調剖后月平均存水率上升至0.83，提高了0.08，在一定程度上反映調剖提高了注入水的利用程度，降低了無效注采循環。

3.2 含水上升率

圖7 含水上升率變化

調剖后，含水上升率由4.6%下降至3.1%，降低了1.5%。表明區塊整體調剖顯著控制了含水和含水上升速度。

3.3 自然遞減

調剖后，區塊平均月自然遞減由13.5%下降至13.0%，2012年底自然遞減開始增大，應該說，調剖對區塊自然遞減起到了較好的控制作用。對于后期自然遞減開始增大需要進一步評價和分析。

圖8 區塊月自然遞減曲線

從調剖前后油水井的測試資料和生產動態看，調剖有效封堵了優勢水流通道，提高了注水壓力有利于啟動非優勢油流通道，提高了注水的利用效率，擴大了水驅波及面積。整體調剖對區塊注水開發狀況起到了較好的調整作用。

4 結論及認識

（1）羅1 長8油藏中部、中北部區域裂縫發育，開發過程中油井見水快，造成油藏局部平面矛盾突出，油井產能損失嚴重，油田水驅開發效果變差。

（2）調剖后，注水井注水壓力平均上升1.6 MPa。吸水指示曲線和壓降曲線等測試資料對比表明優勢水流通道帶得到了有效封堵，為擴大水驅波及體積奠定了基礎。

（3）調剖后油井陸續見效，取得了較好的增油降水效果。區域的存水率、含水上升率和自然遞減等開發指標變好。說明整體調剖改善了該區注水開發效果。

［1］馮其紅，陳月明，姜漢橋，等.盤223 塊油藏整體調剖設計及效果評價［J］.石油勘探與開發，1999，26（4）：82-84.

［2］白寶君，唐孝芬，李宇鄉.區塊整體調剖優化設計技術研究［J］.石油勘探與開發，2000，27（3）：60-63.

［3］馮其紅，陳耀武，郭京來.注水井調剖效果預測統計方法研究［J］.石油鉆采工藝，2003，25（6）：63-65.