安塞油田裂缝型油藏深部调剖技术评价

易永根，申 坤，贺 琦，黄战卫，师现云，折利军

（中国石油长庆油田分公司第一采油厂，陕西延安 716000）

裂缝对低渗透油田开发具有双重影响，一方面裂缝起着导流作用，提高渗流量，进而提高油井产能；另外一方面，裂缝加剧了低渗透油田的非均质性[1-2]。安塞油田开发层系主要为三叠系长2、长6、长10，属于特低渗、低压、低产，构造平缓，属内陆淡水湖泊三角洲沉积体系，油层非均质性严重，储层普遍存在天然垂直微裂缝，主裂缝方向北东-西南向，裂缝方位与砂体走向趋于一致。微裂缝分布不均匀，在原始压力下一般呈闭合状态，注水后，易沿裂缝水窜，水线推进速度较快，主向油井含水、压力上升速度快，甚至快速水淹，水驱状况变差。同时它多采用菱形反九点井网进行注水开发，注水井多为水力压裂投注[3-6]。目前长6、长4+5 油藏由于天然微裂缝发育，加上投产后人工压裂改造等问题，导致注入水沿主向快速突进，主向油井见水进而水淹，侧向油井难以见到注水效果，见水油井逐年增多，控水稳油难度大的问题突出。

针对裂缝发育区注入水单向突进快的特点，采取地关主向水淹井，提高注水强度的对策，增加侧向井见效程度。通过几年的实施，裂缝侧向油井见效后能够稳产，但没有明显的增产，见效程度相对于孔隙型渗流区有较大差距。

1 深部调剖技术研究与完善

1.1 堵剂体系适应性评价

在低渗透油田裂缝型油藏开展堵水调剖，不仅要有效封堵大裂缝出水通道，而且要有效驱替中小裂缝中的原油[7]。常用的适合于孔隙性油藏的单一深部调剖技术不太适合于低渗透裂缝型油藏，为了达到深部流体转向和驱油的双重目的，采用多种堵剂体系复合应用的深部调剖技术体系，考虑堵剂之间的协同作用，采用多种体系多段塞组合注入，用预交联体膨颗粒+凝胶颗粒堵剂封堵大裂缝出水通道，使注入水发生流向改变，显著提高波及效率，丙烯酰胺凝胶的强度适中，能够主要发挥“调”和“驱”的作用，有效驱替小裂缝中的原油[8-9]。

1.1.1 颗粒堵剂的选择与性能评价 颗粒的选取主要依照该颗粒的膨胀倍数和封堵强度两方面，选取膨胀倍数大、封堵强度高的为佳。

（1）膨胀实验：取一定量预交联体膨颗粒（1#）和凝胶颗粒（2#）放入60 ℃的淡水、注入水、产出水中，在不同的时刻取出后待没有水滴滴出时称量其质量。

常温及油藏温度下1#及2#颗粒的膨胀速度（见图1、图2）。从图可看出：（1）随着时间的增加，两种颗粒的膨胀倍数都有所增加，但刚开始膨胀得快，随后则膨胀的慢；（2）淡水的膨胀倍数比注入水和产出水大，注入水与产出水的膨胀倍数基本上差不多，1#为18 倍，2#为23 倍，两种都能满足现场需要。

图1 1#颗粒膨胀实验

图2 2#颗粒膨胀实验

（2）颗粒裂缝封堵实验：用1#、2#颗粒作对比，考察两种颗粒在填砂长管模型中的封堵分布情况。室内进行堵塞率测试，对比封堵前后水相渗透率，堵塞率越大说明封堵率越强。通过实验（见表1），1#、2#颗粒堵剂对岩心的封堵率均大于98 %，说明其对高渗岩心具有很强的封堵能力。

表1 岩心实验数据

1.2 工艺参数优化

1.2.1 堵剂用量 目前调剖剂注入量的设计，主要结合注水井及其对应油井生产动态，结合相关测试资料，采用计算公式和经验值的方法来确定。通过近几年的实施，堵剂用量适当增加后，压力爬升幅度趋于合理（见表2）。

1.2.2 施工排量 施工排量上既要避免堵剂在近井地带堆积并向地层深部运移，又要避免主向油井暴性水淹。通过施工排量的调整，充分利用堵剂的选择性和地层渗透率差异，使得堵剂优先进入流动阻力小的高渗出水层，采用较低排量，对应的油井主向井短期内暴性水淹的现象基本消失（见表3）。由于现场所用堵剂多为颗粒或无机类堵剂，其强度大，浓度高，为防止在近井地带沉积，无机堵剂采用大排量（3 m3/h～5 m3/h），有机凝胶类堵剂采用1 m3/h～3 m3/h 连续注入。

表2 不同施工方式调剖剂用量统计表

表3 历年含水上升20 %调剖井组统计表

表4 注水井调剖工艺参数优化对比表

通过近几年的优化调整，对于安塞油田裂缝型油藏注水井深部调剖，逐步形成了“一大一小一低”施工参数，即大剂量、小排量、低注入压力（见表4）。

1.3 裂缝型油藏调剖方式选择

安塞油田储层微裂缝发育，由于裂缝的存在，注水政策一般采取转注主向高含水、地关油井，实施沿裂缝线加强注水，提高侧向加密油井见效。随着注水时间的延长，动态上表现出侧向水驱前缘不规则，主侧向油井见效差异性大，侧向油井见效慢、主向油井较早的水淹。注水井调剖方式可分为裂缝线单点调剖、裂缝线中部调剖、裂缝线两端调剖等三种类型。

通过三种调剖方式对比，一条较长裂缝线上多口注水井同时深部调剖时，采取“先两端、后中间”的调剖方式，对应井组油井见效比较好，裂缝线两端整体调剖效果好于裂缝线一端或中部调剖，裂缝线整体效果会随着调剖注水井的增加而愈加明显（见表5）。

表5 裂缝线调剖效果对比表

2 深部调剖技术应用效果评价

2.1 实施效果评价

近几年注水井调剖立足油藏整体治理，按照“单井试验、扩大实施、连片推广”的实施思路，针对不同区块渗流特征及开发矛盾，开展现场工艺试验及优化，总实施井数达313 井次，调剖区块吸水剖面得到有效改善，水驱效率显著提高，区块递减减缓，稳产形势明显好转（见图3）。

2.1.1 影响调剖效果因素分析 渗透率的非均质性反映了油层的渗透能力，高渗透部位流体流动阻力小，水驱油流动速度快，这些高渗透层通常都是高含水期的高含水层。在注水开发过程中，注入水就沿着这些高渗透层突进，造成注入水不均匀推进，渗透率差别越大，注入水推进的不均匀程度就越高，剩余油也就相对越集中在低渗透部位。井组中不同油井渗透率、孔隙度存在一定差异，堵剂进入地层后流动能力也存在差异，在高渗透层流动性能好与低渗透层。

图3 历年注水井调剖工作量

图4 油层厚度与增油量关系曲线

图5 孔隙度与增油量关系曲线

图6 渗透率与增油量关系曲线

以坪17-0015 井为例它属于裂缝-孔隙型见水特征，该油层物性较差，且存在明显的水驱方向（NE67）。主向油井含水上升至100 %，为提高井组产能，扩大水驱波及体积，提高水驱效率，2013 年对该井实施堵水调剖措施，采用“泡沫+颗粒分散+水膨体+冻胶”型堵剂体系，堵剂用量2 100 m3/35.5 t。

图4、5、6 表明：地层孔隙度越大、渗透率越大、油层厚度越厚，实施堵水调剖措施后增油效果越明显。

2.2 经济效益评价

通过试验及不断优化调整，共在裂缝型油藏坪桥、杏河、南梁西和王窑塞107 开展注水井堵水调剖49口，累计增油12 906 t，累计降水13 537 m3（见表6）。

3 结论

（1）注水井堵水调剖措施能解决层间矛盾，堵剂注入后，可以改变地下流体分布，优先进入渗透率高的高渗带，达到降低主向油井含水，而后进入渗透率相对较差的孔道，从而改变水驱方向，提高侧向油井见效程度，达到动用剩余油的目的。

（2）裂缝型油藏采取“先中间、后两端”的连片调剖方式，经过室内筛选评价应用弱凝胶/预交联体膨颗粒体系、预交联体膨颗粒/颗粒分散型堵剂体系，能满足裂缝型油藏堵水调剖要求，有效改善地下水驱状况，提高水驱动用程度。

（3）施工过程中应该严格控制注入速度和压力，采取1 m3/h～3 m3/h 的低排量注入，施工压力不超过地层破裂压力的80 %，优化堵剂用量和施工段塞设计可以实现对油藏深部的封堵。

（4）对于裂缝型油藏，油井孔隙度、渗透率越大，油层厚度越厚，增油效果越明显。

（5）地层存水量大、开发时间长的区块，油井水淹时间较长，由于裂缝贯通程度较高，水淹时间超过4 年的通过复产后调剖，注水井调剖效果不是很明显，今后需进一步攻关裂缝型油藏油井堵水技术，达到双向调整的目的。

表6 2013 年裂缝油藏油井堵水整体实施效果

［1］ 韦强，张文军，冯向东.长庆低渗透裂缝性油藏调剖技术研究［J］.辽宁化工，2013，42（9）:1125-1127.

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