调剖堵水技术在悦22区的应用

刘振华 张进平 (长庆油田分公司第二采油厂，甘肃 庆阳 745100)

1 地质概况

华池油田悦22区隶属于长庆油田，地处鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东段，为一向西倾伏的鼻褶构造，构造轴向东西，长约6Km，宽约4Km，隆起幅度30m，闭合面积2.0Km2。鄂尔多斯盆地从晚三叠世进入内陆湖盆沉积，先后经历了早期湖盆形成、中期发展扩大，后期消亡阶段，延长世末期的印支运动使盆地抬升，形成了沟谷纵横、高低起伏的侵蚀地貌。在此之上沉积了侏罗系河流相地层。

悦22区勘探始于1974年10月，主要储层为延8和延9，地质储量357×104t，动用地质储量357.15×104t，动用可采储量156.45×104t。埋藏深度1194.2-1407.2m，油层平均厚度7.7m。延8油藏为局部有边底水驱动的低饱和构造岩性油气藏，为分流河道亚相与湖沼相沉积，长石石英砂岩，岩性下粗上细，由含砾粗砂岩到细砂岩。砂体成层状条带分布，范围局限。主要含油层为延83，延81零星分布，主要分布于东南部。延83油藏平均有效厚度8.0m，有效孔隙度Ф：17.1%，渗透率为135.8×10-3um2，原始地层压力10.2MPa压力系数0.86，地饱压差8.62 MPa。延9油藏为边底水驱动的高饱和构造岩性油气藏，为分流河道亚相沉积，长石质石英细-中粒砂岩，分布范围广，延91-3砂体多为相互粘连的连通体，其间夹粉、细砂岩或泥质砂岩薄层。平均有效厚度5.7-5.8m，有效孔隙度Ф：9.6-16.9%，渗透率为39.8-111.2×103um2，原始地层压力10.4MPa，压力系数0.81，地饱压差1.82 MPa。

2 开发历程

自然能量开发阶段：该区始探于1974年10月，开发层系为侏罗系延安组延8、延9油层，首先在华92井获油层14.6 m，压裂试油日产油128t。1980年进一步详探，1982年以正方形井网开始钻开发井，1984年以400m正方形井网反九点面积注水投入全面开发。

注水稳产阶段：1984年7月—1987年12月为注水稳产阶段，1985年开始见效，地层压力由8.58MPa上升到9.32MPa，到1987年产油已稳定在3.75×104t。1988年—1990年为注水高产阶段，产量逐年上升。

调整阶段：1994—1996年，扩边加密调整，延9层新增油井16口，日产液增加135m3。但油井总数增加到27口，而水井总数仅8口，只能采取提高现有水井注水量的办法来保持地层能量，结果造成一线油井含水上升速度加快，二、三线油井能量到不得有效补充，产量下降。

递减阶段：1997年10月，为促进水线侧向油井受效，将华9-33井转注，构成局部排状注采井网。1997年11月底北部华11-30井转注，对应油井华12-30动液面上升，华10-291井措施后增产幅度较大，且有效期长。1998年12月，以延8、延9为目的层滚动扩边和局部加密调整，部署钻井15口，建油井12口，注水井3口。设计井距300m左右，采油井合理流压5-6MPa，单井日产能5.3t，建产能1.5×104t。1999年，实际钻井15口，平均单井钻遇油层有效厚度5.7m，油水层有效厚度5.2m，试油14口，平均单井日产油5.1m3，日产水4.3m3。投产油井13口，平均单井日产油3.2t，建产能1.2×104t。

加密调整阶段：2007年，以延8、延9为目的层滚动扩边和局部加密调整，侧钻更新16口油井，平均单井日产油2.6t。

经过十几年的加密调整和扩边，至2011年11月共开油井39口，水井16口，日产液580m3，单井平均日产液14.79m3；日产油56.6t，单井平均日产油1.45t，综合含水89.9%，平均动液面930m,采油速度1.33,采出程度36.4%,注采比1.22。

3 堵水调剖机理

采收率的影响因素可用下式表示：

ER——采收率；

ED——驱替效率(水驱过后剩余油饱和度与原始含油饱和度之比)

EV——体积波及系数(注入液体占油藏总孔隙体积的百分比)。

影响体积波及系数的因素很多，如层系井网对注入水的面积波及系数和纵向波及系数，均有较大的影响。另外油藏砂体的沉积环境与分布形态及油层纵向上平面上渗透率分布的不均匀性，对Ev值的高低也有很大影响。上述的油层非均质性是客现存在，通过对油藏的研究，选择适当的层系、井网，可以在一定程度上提高波及面积和纵向波及系数。使油田采收率保持在较高的水平。

影响体积波及系数的另一个主要因素是流度比。流体的流度定义为岩石对该流体的渗透率除以流体的粘度；

M—油水流度比

Kw—水相渗透率

Ko—油相渗透率

Uw—水的粘度

Uo—油的粘度

所选择的增粘剂为水溶性，在常规注入压力下总是优先进入高渗透出水大孔道，依靠高分子链上为数众多亲水基团的充分伸展而阻挡水流，相对而言增粘剂对低渗透出油小孔道的污染较少，加之进入出油孔道的高分子链遇油紧缩，对油流的阻挡作用较弱，故增粘剂又称为“选择性堵水材料”。鉴于生物聚合物和植物胶具有高度腐败性和难以进入地层深部等缺点，目前普遍使用的增粘剂是合成聚丙稀酰胺。在高矿化度油藏使用低水解度聚丙稀酰胺，在低矿化度油藏使用高水解度聚丙稀酰胺。当地层渗透率高或存在裂缝时，还需在聚合物溶液中加入微量交联剂使之在地层深部形成弱冻胶来增大调剖剂的封堵强度。综合考虑了悦22区地层温度较低，矿化度较低，非均质性较强等地质特点，选用高分子量、高水解度的聚丙稀酰胺。

4 悦22区堵水调剖的必要性

延8油藏1982年投入正式开发，平均空气渗透率135.8×10-3um2，属中渗油藏，延8油藏长期高速开发，砂体主向油水井之间已形成高速渗流通道，目前已步入“双高”开发阶段。悦22区延9油藏因层内非均质性，层间及层内储量动用状况不均，致使“死油区”的剩余油用正常注水方式难以驱替；延9油藏因地层堵塞造成部分井产能下降幅度较大：延8油藏在油水井间形成高渗通道，无法波及到低渗区剩余油，水驱效率低，部分井含水上升，实施控水措施难以达到预期的效果；使得悦22区的开发形势变差。

通过实施堵水调剖，一是堵塞沿砂体主向大孔道，降低油井含水；二是平衡平面产液结构，增加侧向油井见效程度，提高水驱效率。

5 调剖技术在悦22区的实施

5.1 调剖堵水

悦22区延83油藏经过长期高速开发，采出程度和综合含水较高，砂体主向油水井之间已形成高渗段，水驱效率低，为提高注水波及体积和水驱效率，分别于06、07、08、10年实施堵水调剖。

5.2 措施实施

5.2.1 华9-33井

华9-33井1984年4月投产，1997年10月为完善注采井网转注，注水层位为延8。华9-33与华8-32、华8-33对应关系明显。华9-33井1997年10月转注后，华8-32含水由70.5%上升至87.1%，华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减缓。井组内油井平面矛盾突出，注水方向性强，油井含水上升速度快。华9-33井通过堵水调剖，堵塞大孔道，改变注水方向，提高水驱波及体积，降低对应油井含水，提高单井产能。2006年8月、2007年5月、2008年10月开展堵水调剖，调剖后井组产能见到一定的效果（见图1）。

图1 华9-33井组注采曲线图

2010年因华7-32井措施故障注水量达不到地质配注，使得华9-33井注水单向突进，华8-33井含水上升，如下图2所示。

图2 华8-33井组开采现状图（2010年3月）

2010年4月10日至5月22日对该井再次堵水调剖。调剖后华8-33井生产曲线如下图所示，调剖效果不明显（见表1）。

表1 华9-33井组生产数据

5.2.2 华7-32井

华7-32井2007年6月开展堵水调剖。通过堵水调剖，堵塞大孔道，改变注水方向，提高水驱波及体积，降低对应油井含水，提高单井产能。

图3 华7-32井组注采曲线

由图3可以看出，该井组调剖后液量下降，含水下降（87%↓82%），调剖效果较好。

6 几点认识

6.1 悦22区经过长期的高速开发，目前已步入“双高”开发阶段。油藏内砂体主向油水井之间已形成高速渗流通道，注水能量无法波及到低渗区剩余油，水驱效率低，部分井含水上升，实施控水措施难以达到预期的效果。

6.2 通过在悦22区实施堵水调剖，堵塞沿砂体主向大孔道，降低油井含水，同时平衡平面产液结构，增加侧向油井见效程度，能一定程度上提高水驱效率、增加单井产油量。同时在调剖过程中要加强过程监控，保证调剖过程按照既定的工艺方案实行，才能保证注水调剖的效果。

6.3 堵水调剖都有一定的作用周期，在老油田开发中，要根据区块内各井组的动态变化，不断的调整调剖思路，才能指导生产，起到控水增油的效果。

[1]陈明月.油藏工程研究进展.石油大学出版社，2000.

[2]徐振峰.向忠远 低渗透油田地层堵塞因素分析.西安，2005.

[3]高生伟.低渗油田调剖技术与研究.石油工业出版社，2000.