調剖堵水技術在悅22區的應用

劉振華 張進平 (長慶油田分公司第二采油廠，甘肅 慶陽 745100)

1 地質概況

華池油田悅22區隸屬于長慶油田，地處鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東段，為一向西傾伏的鼻褶構造，構造軸向東西，長約6Km，寬約4Km，隆起幅度30m，閉合面積2.0Km2。鄂爾多斯盆地從晚三疊世進入內陸湖盆沉積，先后經歷了早期湖盆形成、中期發展擴大，后期消亡階段，延長世末期的印支運動使盆地抬升，形成了溝谷縱橫、高低起伏的侵蝕地貌。在此之上沉積了侏羅系河流相地層。

悅22區勘探始于1974年10月，主要儲層為延8和延9，地質儲量357×104t，動用地質儲量357.15×104t，動用可采儲量156.45×104t。埋藏深度1194.2-1407.2m，油層平均厚度7.7m。延8油藏為局部有邊底水驅動的低飽和構造巖性油氣藏，為分流河道亞相與湖沼相沉積，長石石英砂巖，巖性下粗上細，由含礫粗砂巖到細砂巖。砂體成層狀條帶分布，范圍局限。主要含油層為延83，延81零星分布，主要分布于東南部。延83油藏平均有效厚度8.0m，有效孔隙度Ф：17.1%，滲透率為135.8×10-3um2，原始地層壓力10.2MPa壓力系數0.86，地飽壓差8.62 MPa。延9油藏為邊底水驅動的高飽和構造巖性油氣藏，為分流河道亞相沉積，長石質石英細-中粒砂巖，分布范圍廣，延91-3砂體多為相互粘連的連通體，其間夾粉、細砂巖或泥質砂巖薄層。平均有效厚度5.7-5.8m，有效孔隙度Ф：9.6-16.9%，滲透率為39.8-111.2×103um2，原始地層壓力10.4MPa，壓力系數0.81，地飽壓差1.82 MPa。

2 開發歷程

自然能量開發階段：該區始探于1974年10月，開發層系為侏羅系延安組延8、延9油層，首先在華92井獲油層14.6 m，壓裂試油日產油128t。1980年進一步詳探，1982年以正方形井網開始鉆開發井，1984年以400m正方形井網反九點面積注水投入全面開發。

注水穩產階段：1984年7月—1987年12月為注水穩產階段，1985年開始見效，地層壓力由8.58MPa上升到9.32MPa，到1987年產油已穩定在3.75×104t。1988年—1990年為注水高產階段，產量逐年上升。

調整階段：1994—1996年，擴邊加密調整，延9層新增油井16口，日產液增加135m3。但油井總數增加到27口，而水井總數僅8口，只能采取提高現有水井注水量的辦法來保持地層能量，結果造成一線油井含水上升速度加快，二、三線油井能量到不得有效補充，產量下降。

遞減階段：1997年10月，為促進水線側向油井受效，將華9-33井轉注，構成局部排狀注采井網。1997年11月底北部華11-30井轉注，對應油井華12-30動液面上升，華10-291井措施后增產幅度較大，且有效期長。1998年12月，以延8、延9為目的層滾動擴邊和局部加密調整，部署鉆井15口，建油井12口，注水井3口。設計井距300m左右，采油井合理流壓5-6MPa，單井日產能5.3t，建產能1.5×104t。1999年，實際鉆井15口，平均單井鉆遇油層有效厚度5.7m，油水層有效厚度5.2m，試油14口，平均單井日產油5.1m3，日產水4.3m3。投產油井13口，平均單井日產油3.2t，建產能1.2×104t。

加密調整階段：2007年，以延8、延9為目的層滾動擴邊和局部加密調整，側鉆更新16口油井，平均單井日產油2.6t。

經過十幾年的加密調整和擴邊，至2011年11月共開油井39口，水井16口，日產液580m3，單井平均日產液14.79m3；日產油56.6t，單井平均日產油1.45t，綜合含水89.9%，平均動液面930m,采油速度1.33,采出程度36.4%,注采比1.22。

3 堵水調剖機理

采收率的影響因素可用下式表示：

ER——采收率；

ED——驅替效率(水驅過后剩余油飽和度與原始含油飽和度之比)

EV——體積波及系數(注入液體占油藏總孔隙體積的百分比)。

影響體積波及系數的因素很多，如層系井網對注入水的面積波及系數和縱向波及系數，均有較大的影響。另外油藏砂體的沉積環境與分布形態及油層縱向上平面上滲透率分布的不均勻性，對Ev值的高低也有很大影響。上述的油層非均質性是客現存在，通過對油藏的研究，選擇適當的層系、井網，可以在一定程度上提高波及面積和縱向波及系數。使油田采收率保持在較高的水平。

影響體積波及系數的另一個主要因素是流度比。流體的流度定義為巖石對該流體的滲透率除以流體的粘度；

M—油水流度比

Kw—水相滲透率

Ko—油相滲透率

Uw—水的粘度

Uo—油的粘度

所選擇的增粘劑為水溶性，在常規注入壓力下總是優先進入高滲透出水大孔道，依靠高分子鏈上為數眾多親水基團的充分伸展而阻擋水流，相對而言增粘劑對低滲透出油小孔道的污染較少，加之進入出油孔道的高分子鏈遇油緊縮，對油流的阻擋作用較弱，故增粘劑又稱為“選擇性堵水材料”。鑒于生物聚合物和植物膠具有高度腐敗性和難以進入地層深部等缺點，目前普遍使用的增粘劑是合成聚丙稀酰胺。在高礦化度油藏使用低水解度聚丙稀酰胺，在低礦化度油藏使用高水解度聚丙稀酰胺。當地層滲透率高或存在裂縫時，還需在聚合物溶液中加入微量交聯劑使之在地層深部形成弱凍膠來增大調剖劑的封堵強度。綜合考慮了悅22區地層溫度較低，礦化度較低，非均質性較強等地質特點，選用高分子量、高水解度的聚丙稀酰胺。

4 悅22區堵水調剖的必要性

延8油藏1982年投入正式開發，平均空氣滲透率135.8×10-3um2，屬中滲油藏，延8油藏長期高速開發，砂體主向油水井之間已形成高速滲流通道，目前已步入“雙高”開發階段。悅22區延9油藏因層內非均質性，層間及層內儲量動用狀況不均，致使“死油區”的剩余油用正常注水方式難以驅替；延9油藏因地層堵塞造成部分井產能下降幅度較大：延8油藏在油水井間形成高滲通道，無法波及到低滲區剩余油，水驅效率低，部分井含水上升，實施控水措施難以達到預期的效果；使得悅22區的開發形勢變差。

通過實施堵水調剖，一是堵塞沿砂體主向大孔道，降低油井含水；二是平衡平面產液結構，增加側向油井見效程度，提高水驅效率。

5 調剖技術在悅22區的實施

5.1 調剖堵水

悅22區延83油藏經過長期高速開發，采出程度和綜合含水較高，砂體主向油水井之間已形成高滲段，水驅效率低，為提高注水波及體積和水驅效率，分別于06、07、08、10年實施堵水調剖。

5.2 措施實施

5.2.1 華9-33井

華9-33井1984年4月投產，1997年10月為完善注采井網轉注，注水層位為延8。華9-33與華8-32、華8-33對應關系明顯。華9-33井1997年10月轉注后，華8-32含水由70.5%上升至87.1%，華8-33含水由66.4%上升至85.5%，1999年5月控制注水后含水上升速度均減緩。井組內油井平面矛盾突出，注水方向性強，油井含水上升速度快。華9-33井通過堵水調剖，堵塞大孔道，改變注水方向，提高水驅波及體積，降低對應油井含水，提高單井產能。2006年8月、2007年5月、2008年10月開展堵水調剖，調剖后井組產能見到一定的效果（見圖1）。

圖1 華9-33井組注采曲線圖

2010年因華7-32井措施故障注水量達不到地質配注，使得華9-33井注水單向突進，華8-33井含水上升，如下圖2所示。

圖2 華8-33井組開采現狀圖（2010年3月）

2010年4月10日至5月22日對該井再次堵水調剖。調剖后華8-33井生產曲線如下圖所示，調剖效果不明顯（見表1）。

表1 華9-33井組生產數據

5.2.2 華7-32井

華7-32井2007年6月開展堵水調剖。通過堵水調剖，堵塞大孔道，改變注水方向，提高水驅波及體積，降低對應油井含水，提高單井產能。

圖3 華7-32井組注采曲線

由圖3可以看出，該井組調剖后液量下降，含水下降（87%↓82%），調剖效果較好。

6 幾點認識

6.1 悅22區經過長期的高速開發，目前已步入“雙高”開發階段。油藏內砂體主向油水井之間已形成高速滲流通道，注水能量無法波及到低滲區剩余油，水驅效率低，部分井含水上升，實施控水措施難以達到預期的效果。

6.2 通過在悅22區實施堵水調剖，堵塞沿砂體主向大孔道，降低油井含水，同時平衡平面產液結構，增加側向油井見效程度，能一定程度上提高水驅效率、增加單井產油量。同時在調剖過程中要加強過程監控，保證調剖過程按照既定的工藝方案實行，才能保證注水調剖的效果。

6.3 堵水調剖都有一定的作用周期，在老油田開發中，要根據區塊內各井組的動態變化，不斷的調整調剖思路，才能指導生產，起到控水增油的效果。

[1]陳明月.油藏工程研究進展.石油大學出版社，2000.

[2]徐振峰.向忠遠 低滲透油田地層堵塞因素分析.西安，2005.

[3]高生偉.低滲油田調剖技術與研究.石油工業出版社，2000.