特高含水期分類油層的調剖量化調整方法研究

盛守東，左立娜

中國石油大慶油田有限責任公司第五采油廠 （黑龍江 大慶 163513）

調剖技術作為機械細分調整的重要補充手段[1]，對調整吸水剖面、改善井組和區塊開采效果，控制含水率上升和產量自然遞減速度起到一定的作用[2]。目前薄差油層淺調剖技術應在國內外油田應用較為廣泛，主要應用在單層突進較嚴重的油井和區域上，大多數效果評價是通過調剖前后本井的剖面變化及油井的短期效果進行對比，未考慮經濟效益[3-4]。在厚油層調剖挖潛上主要應用注入井單方向進行調堵，層調剖半徑通常確定在注采井距的三分之一[5-6]，但由于厚油層內部無穩定隔調剖后存在繞流現象，采出端仍不能有效挖掘剩余油[7]，而油水井對應調堵挖潛技術可以減緩繞流現象，利用該手段進行挖潛剩余油的技術相對較少。

1 薄差油層量化調整挖潛研究

對于砂體發育較好、滲透率級差相差不大的薄差油層來說，淺調剖后，可以達到注水壓力上升，視吸水指數下降，連通油井高含水方向產液量得到控制，低含水方向產液量得到加強，提高地下存水率和水驅效率，改善平面及層間動用狀況的效果。但調剖后對油田開發效果的改善程度需要結合經濟效益進行評價，從而給出適合該技術的適用條件。

1.1 調剖前目的層相對吸水量的確定

實際資料統計結果表明，調剖前目的層相對吸水量越高，調剖封堵效果越好，控水增油效果越顯著。調剖前目的層相對吸水量大于70%的井調剖后，相對吸液量能夠下降57.5%，控液4.0 t，增油0.3 t，含水下降1.42%。調剖前目的層相對吸水量在40%～70%的井調剖后，相對吸液量能夠下降41.2%，控液3.0 t，增油0.2 t，含水下降1.01%。調剖前目的層相對吸水量小于40%的井調剖后，相對吸液量能夠下降24.4%，控液3.0 t，含水下降0.47%，但不能起到增油的效果，詳見表1。

1.2 調剖前綜合含水的確定

利用不同含水級別井組調剖后取得的效果和發生的調剖費用計算投入產出比，形成井組綜合含水與投入產出比關系曲線（圖1）。從關系曲線看，調剖前井組含水越高，調剖后經濟效益越差。井組含水低于92%時,由于化學淺調剖對減緩產量遞減貢獻較大，投入產出比能夠達到1:2以上，經濟效益相對較好；井組含水在92%～94%時，具有一定的經濟效益；井組含水高于94%時，由于強水洗層增多，化學淺調剖對減緩產量自然遞減貢獻較小，投入產出比下降到1:1以下，經濟效益較差。調剖作用主要體現為控水控液，對控制能耗增長速度貢獻較大，此時不應該作為控制遞減的主要手段。

表1 調剖前目的層相對吸液量效果統計表

圖1 投入產出比與調剖井組含水關系曲線

1.3 調剖前啟動壓力的確定

利用調剖前不同啟動壓力井組調剖后取得的效果和發生的調剖費用計算投入產出比，并形成井組調前啟動壓力與投入產出比關系曲線（圖2）。從關系曲線看，調剖前不同啟動壓力和調剖效果存在峰值。當調剖井調前啟動壓力小于3 MPa時，由于需要加大調剖劑用量才能封堵高滲透層，提高差油層的動用，擴大注水波及體積，進而也會增加投入費用，降低效益。當調剖井調前啟動壓力大于8 MPa時，由于壓力上升空間小，薄差油層得不到動用，投入產出比低，經濟效益差；調剖井調前啟動壓力在3～8 MPa之間時，投入產出比能夠達到1:2以上，經濟效益相對較好。

圖2 投入產出比與調剖井調前啟動壓力關系曲線

1.4 調剖前砂巖吸水厚度的確定

應用56口調剖井調剖后取得的效果和發生的調剖費用計算投入產出比，并形成井組調前動用厚度與投入產出比關系曲線（圖3）。從關系曲線看出，調前全井動用厚度越低，經濟效益越好。當調前全井砂巖吸水厚度小于40%時，調剖后薄差油層砂巖動用厚度提高了13.4%，調剖有效期可以達到9個月，增油效果明顯，投入產出比能夠達到1：2以上，具有較好的經濟效益。當調前全井砂巖動用吸水厚度大于40%時，調剖后薄差油層砂巖動用厚度只提高了5.2%，調剖有效期維持在半年以內，投入產出比下降到1:2以下，調前全井砂巖動用吸水厚度達到60%時，投入產出比下降到1:1以下，經濟效益較差。

圖3 調剖井調前動用厚度與投入產出比關系曲線

2 厚油層對應調堵調整挖潛研究

2.1 實施思路

特高含水期厚油層內部仍然具有一定剩余油，并且存在于厚油層頂部。對于砂體發育好、滲透率高的厚油層來說，由于淺調剖半徑小，調剖劑很容易被沖散，不易形成有效封堵，剩余油只能通過聚驅或深度調剖進行挖潛。但單一方向調剖存在繞流現象，對剩余油的挖潛能力有限，因此，提出了油水井對應調堵挖潛的思路。通過電位法測井確定井組內水流突進方向，優化設計工藝參數后，對油水井分別采取深度調剖措施，挖掘頂部剩余油，提高油田采收率，如圖4所示。

2.2 調堵方向的確定

試驗選擇了注采關系完善、連通發育較好且大面積正韻律發育的厚油層進行對應調堵，井組油井綜合含水平均在95.0%以上，表現為下部油層動用好、上部動用差、層內矛盾突出。電位測井結果顯示主要偏向方位為45°～60°和285°～315°，說明注水井W的水竄方向主要為油井O1和油井O2兩個方向，平面差異大。因此，對應調堵井為注水井W，采油井O1和O2，如圖5所示。

圖4 對應調堵示意圖

圖5 電位法測井成果

2.3 調堵半徑的確定

調剖劑用量的確定主要取決于調剖半徑的大小，因此應用數值模擬分別預測注采井不同調堵半徑后的含水降幅及增油變化，并計算投入產出比情況。從預測結果看，油井端調堵20 m、水井端調堵60 m時，投入產出比出現了峰值，能夠達到1：1.57，見表2。

表2 數值模擬不同調剖半徑的增油效果

2.4 試驗效果

調剖后，井組效果明顯，水井的啟動壓力上升了2.8 MPa。在水嘴放大、注入壓力上升2.6 MPa的情況下，日注水量減少了17 m3，對比前后吸水剖面，非目的層吸水層數增加5個，吸水砂巖厚度增加5.3 m，調剖目的層的吸水剖面得到明顯改善。連通油井降液35 t，增油4.4 t，含水降低3.1%，對應調堵比單一油、水井調剖，投入產出比分別提高了56%和39%。

3 結論

1）通過對特高含水期分類油層的調剖技術的研究，明確了薄差層淺調剖的量化調整挖潛技術界限，探索了厚油層對應調堵提高采收率技術。

2）對于薄差油層調剖前目的層相對吸水量大于全井的40%時，調剖后目的層相對吸水量下降幅度才能達到50%以上；當井組含水率低于92%時,淺調剖對減緩產量自然遞減貢獻較大，具有一定的經濟效益；當井組含水率高于92%時,化學淺調剖主要作用體現為控水控液，對控制能耗增長速度貢獻較大；調前啟動壓力控制在3～8 MPa時，調剖后才具有較好的經濟效益。

3）對于厚油層應用對應調堵調整挖潛技術可有效提高特高含水期油田采收率，且具有較好的經濟效益。