安塞油田坪橋塞21油藏調剖調驅效果評價

張 楠

安塞油田坪橋塞21油藏調剖調驅效果評價

張 楠

（中國石油長慶油田分公司第一采油廠， 陜西 延安 716000）

安塞油田坪橋塞21油藏非均質性強，局部區域壓力保持水平較低，沿裂縫線加強注水后，開發矛盾突出，裂縫線主向井逐漸水淹，裂縫線側向井表現為含水上升趨勢。近年來，針對坪橋該區塊裂縫區局部含水上升的原因，實施了注水井深部調剖調驅措施。通過分析近兩年實施措施的效果，篩選評價歸納總結，探索適合坪橋區塊調剖方式和調剖體系，為該區調剖措施拓寬推廣提供依據。

塞21； 油層； 注水井； 調剖調驅； 封堵效果

1 裂縫區油藏地質特征

坪橋長6油藏探明含油面積137.48 km2，地質儲量5 566.31×104t，動用含油面積83.23km2，動用地質儲量3 904.89×104t。1994年投入大規模注水開發，注采井排呈NE70-80°菱形反九點井網布井，井網密度13.0口/km2，單井控制可采儲量1.07×104t/口；井排方向與裂縫線主體走向趨于一致，注入水主要沿裂縫方向對應油井指進，平面波及系數較低，水驅油效率低。

坪橋塞21區裂縫油藏開發于1995年，目前開發中期，開采層位長611-2，采出程度66.1%，孔喉半徑0.12~0.26 μm，采用清水/采出水注水方式，注水壓力12.4 MPa，提壓空間1.8 MPa。

2 見水特征及開發矛盾

該區裂縫線主向油井較早見水、水淹嚴重，采出程度低；裂縫線側向油井壓力保持水平較低，單井產能低，動液面低，長期不見效，坪橋東部裂縫區尤為明顯。

坪橋微裂縫發育，水驅方向復雜，1999年開始采用沿裂縫線注水，地層能量得到恢復,截止目前共實施注水井調剖調驅203井次，通過堵水調剖的不斷實施，油田開發形勢不斷好轉，區塊遞減、含水上升率得到控制，實現了老油田持續穩產。

3 技術對策及要點

3.1 部署情況

2018年調剖調驅井選井，結合2017年實施井和開發矛盾突出井組，主要分布在孔滲區、坪南超低滲區、東部裂縫。

3.2 調剖堵劑配方篩選與優化

通過對近年來本區調剖效果分析，發現無機顆粒類，鈉土 、粉煤灰易沉降，存在運移性差、污染儲層，聚合物易降解、粘度低等問題進行篩選優化。借鑒其他區塊成熟技術，選用三種堵劑類型。

3.2.1 長效顆粒

不受地層溫度、礦化度等環境影響，壽命長，延長有效期。

3.2.2 交聯聚丙烯酰胺凍膠

地下交聯反應而成，可由無機交聯劑、有機交聯劑和聚丙烯酰胺交聯而成。金屬離子類交聯劑與聚丙烯酰胺分子的羧鈉基發生交聯反應。

體膨顆粒作用機理，顆粒通過變形-破碎-堵塞機理，使后續液流轉向，進而提高水驅波及體積。

3.2.3 標準技術要求

通過對粒徑、固含量、質量膨脹倍數、抗鹽性能室內模擬實驗，都達到了標準。

3.2.4 聚合物微球

反相乳液聚合法制備，初始粒徑小，深部運移，分散性好，便于規模實施

3.3 技術對策

治理思路：歷經“試驗探索、深化認識、規模推廣”三個階段，以治理裂縫側向井見水為突破點，全面推廣連片堵水，并強化動態監測與后期效果對比，探索二次調剖堵水,不同粒徑微球調驅的適應性。

體系選擇：以“交聯聚合物凍膠、體膨顆粒、聚合物微球”為主。

工藝參數：排量1.5~2.5 m3/h，堵劑用量4~13.7 t，注入量1 500~2 600 m3。

4 實施效果

4.1 技術對策

實施調剖井組：區塊整體遞減相對較小，日產油平穩，含水上升趨勢明顯變緩。未實施調剖井組：區塊含水呈持續上升趨勢，日產油下降明顯，遞減較大。2017-2018年主要實施常規調剖，部分孔隙滲流井組實施微球調驅，實施區域含水下降，油量穩定。

4.1.1 常規調剖

中部孔滲區，2017年共實施常規調剖7井次，措施后動態平穩，微球調剖2井組，粒徑100 nm，干劑10 t，措施后含水呈下降趨勢，整體動態穩定。2018年微球調驅5井次，措施后含水下降5%，液量小幅下降，有一定效果。

4.1.2 坪南超低滲區

2017年常規調剖15井組，對應72口采油井，見效比33.8%，措施后液量、含水呈下降趨勢，油量保持平穩。2018年常規調剖5井次，凍膠+微球7井次，措施時間短，效果有待進一步觀察。

典型井組：坪28-39位于東北部裂縫區，長期注水不見效，側向井地層能量保持水平低（60%）。堵水后井組動態表現為日產液、日產油、動液面上升，含水下降。平面剩余油得到動用，動態變好，調剖效果明顯。

主向井：調剖后主向水淹井含水基本無效，堵劑對裂縫水竄有一定抑制作用，措施有效期3個月，整體效果差。側向井：含水下降明顯，油量上升，動態變好，反應出側向井水驅開發效果變好。

圖3 2018年微球調剖井組曲線

4.1.2 微球調剖

實施效果：2018年微球調剖5井次，粒徑100 nm，對應40口采油井，目前見效15口，見效比37.5%，累增油490 t，整體動態平穩。

注水壓力：100 nm微球調驅，平均注水壓力爬升0.5 MPa；5 nm微球調驅，平均注水壓力爬升在0.8 MPa。

圖4 注水井壓力變化

典型井組：注粒徑100 nm微球，坪66-20井微球調剖后，井組內3口油井含水呈下降趨勢，剖面吸水趨于均勻，效果較好。

典型井組：注粒徑5 nm微球，井組日產液、含水無明顯變化，見效特征需進一步評價。

圖6 新坪42-19效果

圖7 坪36-15效果

井組動態：前期鄰井實施常規調剖后，裂縫線得到有效封堵，再實施微球調驅后，井組內小井距加密井遞減得到控制，達到穩油降水的效果。

5 認識與結論

（1）相比常規調剖，微球調驅不會大幅增加注水量，減少了部分優勢方向和加密區小井距油井見水風險，同時微球調驅后注水井壓力爬升大都在0.5~0.8 MPa左右，基本滿足目前注水系統壓力爬升空間。

（2）粒徑的選擇上：目前100 nm在有一定降水增油的效果；5μm暫時無明顯效果。

（3）坪橋老區網排距較大（250 m排距），微球容易形成沿裂縫線無效循環，通過常規調剖對裂縫線進行封堵以后，再開展微球調驅，側向油井受效明顯。

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Evaluation on Profile Control and Displacement Effect of Water Injection Well in Pingqiao 21 Reservoir of Ansai Oilfield

（The First Oil Production Plant of PetroChina Changqing Oilfield Company, Shaanxi Xi’an 716000, China）

Pingqiaosai 21 reservoir in Ansai oilfield has strong heterogeneity, and the pressure in some areas is kept low. After water injection is strengthened along the fracture line, the development contradiction is prominent, the main direction well of the fracture line is gradually flooded, and the lateral well of the fracture line shows an upward trend of water cut. In recent years, according to the reason of local water cut rising in the fracture area of Pingqiao block, the measures of profile control and flooding in the deep water injection well were implemented. By analyzing the effect of the measures implemented in the past two years, screening, evaluation and summary were carried out to explore the suitable profile control mode and profile control system for Pingqiao block, which could provide a basis for the extension of profile control measures in this area.

Pingqiaosai 21; injection wells; profile control and flooding; plugging effect

2019-11-12

張楠（1993-），女，2016年畢業于湖南文理學院自動化專業，研究方向：現從事油田數字化、油田注水技術研究和管理。

TE357.46

A

1004-0935（2020）01-0096-04