调剖技术在临南油田的应用分析

王连新

【摘 要】我国调剖堵水技术的研究始于20世纪70年代，30多年来从初期的油井单井堵水作业为主，发展到以井组调剖为主的区块整体治理。该项技术已成为油田后期高含水开发阶段控制产水量、提高采油速度和采收率方面不可缺少的工艺技术。本文结合实际生产过程中井组调剖方案，分析说明调剖堵水技术在临南油田的可行性。

【关键词】调剖堵水技术；高含水开发；临南油田

一、前言

1.临南油田概况。临南油田位于渤海湾盆地济阳坳陷惠民凹陷西部夏口断裂带西段，北邻临南洼陷，南接临南斜坡带，西部是禹城洼陷，东部是江家店油田和曲堤油田，是一个含油层系多、油藏分布零散的中型油田。1977年开始钻探，1993年全面投入开发，目前进入高含水开发阶段。

2.临南油田调剖适用性分析。临南油田属于非均质多油层油田，非均质性、渗透率、沉积韵律等在平面和纵向上都存在差异，注水开发后注入水在各油层、各方向不均匀推进，吸水程度不同，造成油井产液剖面不均，各油层动用程度差距大，且目前主力油层已高含水，具备调剖的潜力。

二、临南油田调剖思路

注水驱油效率是注水波及体积系数和洗油效率的乘积。注水井调剖以段塞的形式对注入水进行隔挡，形成绕流，增加波及面积和厚度。调剖技术只能增加波及体积系数而不能对洗油效率有所改善。结合临南油田实际，对注入水波及面积和吸水剖面厚度进行综合调整，挑选了夏52-435井组，实施调剖。

夏52-435井组概况：井组属于临南油田夏52块S3中4-5单元，构造上位于区块的西南边部，为常温、常压、低饱和断块层状低渗透油藏。

1.油水井对应情况分析

（1）夏52-435水井。据2016年11月吸水剖面显示，主力吸水层为5砂组2（2），吸水剖面显示的层间矛盾。

（2）夏52-423油井。据2010年7月产液剖面显示，主力产液层为5砂组2（2），与夏52-435对应较好，其它层几乎无动用显示。

①2006年8月至12月夏52-435注水压力由4Mpa↗9Mpa，夏52-423含水由92.5%↘86.6%，动液面由759米↗533米，之后上调参生产，动液面呈下降趋势。

②夏52-423井2013年2月测试地层静压26Mpa，2014年2月测试地层静压25.14Mpa。原因分析为：2013年2月检泵后日液上升，水井夏52-435未调配的情况下，地层能量下降，边水补充足，主要是注入水补充的能量。

（3）夏52-440油井。该井长期供液不足，由静态数据与夏52-435之间对应层并不是主力吸水层。2016年8月液量、动液面、含水均大幅度上升，分析原因有以下可能：

①2016年10月52-435注水压力17Mpa↘12Mpa，主力吸水层有变化，与夏52-440之間连通变好。同时，夏52-423变化较明显，8月以前功图充满100%，动液面1173米，9月动液面下降至1220米，功图显示轻微供液不足，认为是注水流线变化引起的。

②2014年2月夏52-437注水压力上升至12Mpa，分析为串槽层饱和所致，所以生产层正常吸水，夏52-415压力上升后（目前油压3Mpa，套压2.5Mpa），注入水线有变化，向夏52-440推进，发生水淹。而与夏52-435之间没有形成大通道，两口井之间仍有剩余油。

2.剩余油潜力评价

（1）夏52-423主力层5砂组2（2）小层已高水淹，但非主力层几乎无动用显示，与夏52-435之间差层剩余油较多。

（2）新钻井夏52-X235显示S3中五砂组1、2小层剩余油较多，动用程度差，五砂组3小层存在中水淹。

3.调剖设计方案

（1）调剖剂选择：使用“冻胶分散体+弱冻胶”段塞组合，前置冻胶分散体主体段塞对优势通道进行深部调驱，根据注入压力情况补充后置弱冻胶保护段塞，以确保冻胶分散体充分膨胀架桥，进而扩大注水波及体积，提高水驱采收率。

（2）调剖用量及段塞设计：①用量设计按照逐级深部调剖方法，近井地带为5-8m，远井地带为8-20m，地层深部为20-60m。本次为冻胶分散体深部调驱，应使调驱剂进入地层深部，且根据室内实验及以往施工经验，药剂进入井距1/3位置时，经济效益最优。调驱剂总用量按如下公式设计：

调驱剂内沿半径设定为R1为5m；油层平均厚度h为14.4m；平均孔隙度ψ为16.59%。夏52-435井组平均井距350m，设计调驱剂进入地层深度110m；该井组优势通道的方向性强，其调剖剂注入的方向系数取11.5%；根据吸水剖面，高渗透层厚度占注水地层厚度的分数α取41.7%。因此，夏52-435井现场施工调驱剂总体积为4350m3。

②调剖剂的段塞设计

三、调剖效果分析

夏52-435井组2017年11月30日开始施工，2018年1月14日结束。注入冻胶分散体主体段塞2310方。效果分析：

（1）水井情况：夏52-435注水压力由9Mpa↗12Mpa，封堵效果较好。

（2）油井情况：

夏52-X12井2017年12月15日含水开始下降（94%↘89%），日油能力增加1.4吨/天，至2018年2月下旬含水开始上升，怀疑水井夏52-434注入水推进，随即调配40↘20方/天，含水稳定至90%，累计增油200吨。

夏52-413井2017年底含水开始下降（77%-64%），日油能力增加1吨/天，累计增油160吨。

夏52-423井2017年底含水开始下降（95.6%-92.8%），日油能力增加0.6吨/天，累计增油150吨。

夏52-404井2017年底含水开始下降（56%-52%），液量伴有小幅度上升，日油能力增加0.5吨/天，累计增油110吨。

（3）油井调整及建议

①夏52-404测试静压，若压力恢复较好（20160818测试24.83Mpa油层中部深度：3085.1m），则进行酸化引产。

②夏52-423构造低部位采油，测试产液剖面封掉主力产液层，促进夏夏52-435水线向高部位推进。

四、结论及建议

（1）冻胶深部调剖体系和聚合物微球体系、冻胶分散体系两项调剖技术适用于临南油田现阶段开发要求且有效果，实现了中低渗油藏深部堵调，改变了固定流场，扩大了波及体积。

（2）水井调剖后，应结合井组实际情况，进行油水井综合调整，抑制主流线，促进次流线，必要时油井进行卡封主动层。

（3）建议加强后期动态监测工作，主要有：吸水剖面、产液剖面、地层静压等，便于动态分析，掌握堵剂的主要推进方向、突破压力等等，不断总结施工经验。

【参考文献】

【1】张贤松.临盘油区调剖措施适应性分析.西安石油大学学报.2006年5月第21卷

【2】刘珍.临盘油田整体调剖优化决策研究.《内蒙古石油化工》.2007年08期