調剖技術在臨南油田的應用分析

王連新

【摘 要】我國調剖堵水技術的研究始于20世紀70年代，30多年來從初期的油井單井堵水作業為主，發展到以井組調剖為主的區塊整體治理。該項技術已成為油田后期高含水開發階段控制產水量、提高采油速度和采收率方面不可缺少的工藝技術。本文結合實際生產過程中井組調剖方案，分析說明調剖堵水技術在臨南油田的可行性。

【關鍵詞】調剖堵水技術；高含水開發；臨南油田

一、前言

1.臨南油田概況。臨南油田位于渤海灣盆地濟陽坳陷惠民凹陷西部夏口斷裂帶西段，北鄰臨南洼陷，南接臨南斜坡帶，西部是禹城洼陷，東部是江家店油田和曲堤油田，是一個含油層系多、油藏分布零散的中型油田。1977年開始鉆探，1993年全面投入開發，目前進入高含水開發階段。

2.臨南油田調剖適用性分析。臨南油田屬于非均質多油層油田，非均質性、滲透率、沉積韻律等在平面和縱向上都存在差異，注水開發后注入水在各油層、各方向不均勻推進，吸水程度不同，造成油井產液剖面不均，各油層動用程度差距大，且目前主力油層已高含水，具備調剖的潛力。

二、臨南油田調剖思路

注水驅油效率是注水波及體積系數和洗油效率的乘積。注水井調剖以段塞的形式對注入水進行隔擋，形成繞流，增加波及面積和厚度。調剖技術只能增加波及體積系數而不能對洗油效率有所改善。結合臨南油田實際，對注入水波及面積和吸水剖面厚度進行綜合調整，挑選了夏52-435井組，實施調剖。

夏52-435井組概況：井組屬于臨南油田夏52塊S3中4-5單元，構造上位于區塊的西南邊部，為常溫、常壓、低飽和斷塊層狀低滲透油藏。

1.油水井對應情況分析

（1）夏52-435水井。據2016年11月吸水剖面顯示，主力吸水層為5砂組2（2），吸水剖面顯示的層間矛盾。

（2）夏52-423油井。據2010年7月產液剖面顯示，主力產液層為5砂組2（2），與夏52-435對應較好，其它層幾乎無動用顯示。

①2006年8月至12月夏52-435注水壓力由4Mpa↗9Mpa，夏52-423含水由92.5%↘86.6%，動液面由759米↗533米，之后上調參生產，動液面呈下降趨勢。

②夏52-423井2013年2月測試地層靜壓26Mpa，2014年2月測試地層靜壓25.14Mpa。原因分析為：2013年2月檢泵后日液上升，水井夏52-435未調配的情況下，地層能量下降，邊水補充足，主要是注入水補充的能量。

（3）夏52-440油井。該井長期供液不足，由靜態數據與夏52-435之間對應層并不是主力吸水層。2016年8月液量、動液面、含水均大幅度上升，分析原因有以下可能：

①2016年10月52-435注水壓力17Mpa↘12Mpa，主力吸水層有變化，與夏52-440之間連通變好。同時，夏52-423變化較明顯，8月以前功圖充滿100%，動液面1173米，9月動液面下降至1220米，功圖顯示輕微供液不足，認為是注水流線變化引起的。

②2014年2月夏52-437注水壓力上升至12Mpa，分析為串槽層飽和所致，所以生產層正常吸水，夏52-415壓力上升后（目前油壓3Mpa，套壓2.5Mpa），注入水線有變化，向夏52-440推進，發生水淹。而與夏52-435之間沒有形成大通道，兩口井之間仍有剩余油。

2.剩余油潛力評價

（1）夏52-423主力層5砂組2（2）小層已高水淹，但非主力層幾乎無動用顯示，與夏52-435之間差層剩余油較多。

（2）新鉆井夏52-X235顯示S3中五砂組1、2小層剩余油較多，動用程度差，五砂組3小層存在中水淹。

3.調剖設計方案

（1）調剖劑選擇：使用“凍膠分散體+弱凍膠”段塞組合，前置凍膠分散體主體段塞對優勢通道進行深部調驅，根據注入壓力情況補充后置弱凍膠保護段塞，以確保凍膠分散體充分膨脹架橋，進而擴大注水波及體積，提高水驅采收率。

（2）調剖用量及段塞設計：①用量設計按照逐級深部調剖方法，近井地帶為5-8m，遠井地帶為8-20m，地層深部為20-60m。本次為凍膠分散體深部調驅，應使調驅劑進入地層深部，且根據室內實驗及以往施工經驗，藥劑進入井距1/3位置時，經濟效益最優。調驅劑總用量按如下公式設計：

調驅劑內沿半徑設定為R1為5m；油層平均厚度h為14.4m；平均孔隙度ψ為16.59%。夏52-435井組平均井距350m，設計調驅劑進入地層深度110m；該井組優勢通道的方向性強，其調剖劑注入的方向系數取11.5%；根據吸水剖面，高滲透層厚度占注水地層厚度的分數α取41.7%。因此，夏52-435井現場施工調驅劑總體積為4350m3。

②調剖劑的段塞設計

三、調剖效果分析

夏52-435井組2017年11月30日開始施工，2018年1月14日結束。注入凍膠分散體主體段塞2310方。效果分析：

（1）水井情況：夏52-435注水壓力由9Mpa↗12Mpa，封堵效果較好。

（2）油井情況：

夏52-X12井2017年12月15日含水開始下降（94%↘89%），日油能力增加1.4噸/天，至2018年2月下旬含水開始上升，懷疑水井夏52-434注入水推進，隨即調配40↘20方/天，含水穩定至90%，累計增油200噸。

夏52-413井2017年底含水開始下降（77%-64%），日油能力增加1噸/天，累計增油160噸。

夏52-423井2017年底含水開始下降（95.6%-92.8%），日油能力增加0.6噸/天，累計增油150噸。

夏52-404井2017年底含水開始下降（56%-52%），液量伴有小幅度上升，日油能力增加0.5噸/天，累計增油110噸。

（3）油井調整及建議

①夏52-404測試靜壓，若壓力恢復較好（20160818測試24.83Mpa油層中部深度：3085.1m），則進行酸化引產。

②夏52-423構造低部位采油，測試產液剖面封掉主力產液層，促進夏夏52-435水線向高部位推進。

四、結論及建議

（1）凍膠深部調剖體系和聚合物微球體系、凍膠分散體系兩項調剖技術適用于臨南油田現階段開發要求且有效果，實現了中低滲油藏深部堵調，改變了固定流場，擴大了波及體積。

（2）水井調剖后，應結合井組實際情況，進行油水井綜合調整，抑制主流線，促進次流線，必要時油井進行卡封主動層。

（3）建議加強后期動態監測工作，主要有：吸水剖面、產液剖面、地層靜壓等，便于動態分析，掌握堵劑的主要推進方向、突破壓力等等，不斷總結施工經驗。

【參考文獻】

【1】張賢松.臨盤油區調剖措施適應性分析.西安石油大學學報.2006年5月第21卷

【2】劉珍.臨盤油田整體調剖優化決策研究.《內蒙古石油化工》.2007年08期