安塞油田坪桥塞21油藏调剖调驱效果评价

张 楠

安塞油田坪桥塞21油藏调剖调驱效果评价

张 楠

（中国石油长庆油田分公司第一采油厂， 陕西 延安 716000）

安塞油田坪桥塞21油藏非均质性强，局部区域压力保持水平较低，沿裂缝线加强注水后，开发矛盾突出，裂缝线主向井逐渐水淹，裂缝线侧向井表现为含水上升趋势。近年来，针对坪桥该区块裂缝区局部含水上升的原因，实施了注水井深部调剖调驱措施。通过分析近两年实施措施的效果，筛选评价归纳总结，探索适合坪桥区块调剖方式和调剖体系，为该区调剖措施拓宽推广提供依据。

塞21； 油层； 注水井； 调剖调驱； 封堵效果

1 裂缝区油藏地质特征

坪桥长6油藏探明含油面积137.48 km2，地质储量5 566.31×104t，动用含油面积83.23km2，动用地质储量3 904.89×104t。1994年投入大规模注水开发，注采井排呈NE70-80°菱形反九点井网布井，井网密度13.0口/km2，单井控制可采储量1.07×104t/口；井排方向与裂缝线主体走向趋于一致，注入水主要沿裂缝方向对应油井指进，平面波及系数较低，水驱油效率低。

坪桥塞21区裂缝油藏开发于1995年，目前开发中期，开采层位长611-2，采出程度66.1%，孔喉半径0.12~0.26 μm，采用清水/采出水注水方式，注水压力12.4 MPa，提压空间1.8 MPa。

2 见水特征及开发矛盾

该区裂缝线主向油井较早见水、水淹严重，采出程度低；裂缝线侧向油井压力保持水平较低，单井产能低，动液面低，长期不见效，坪桥东部裂缝区尤为明显。

坪桥微裂缝发育，水驱方向复杂，1999年开始采用沿裂缝线注水，地层能量得到恢复,截止目前共实施注水井调剖调驱203井次，通过堵水调剖的不断实施，油田开发形势不断好转，区块递减、含水上升率得到控制，实现了老油田持续稳产。

3 技术对策及要点

3.1 部署情况

2018年调剖调驱井选井，结合2017年实施井和开发矛盾突出井组，主要分布在孔渗区、坪南超低渗区、东部裂缝。

3.2 调剖堵剂配方筛选与优化

通过对近年来本区调剖效果分析，发现无机颗粒类，钠土 、粉煤灰易沉降，存在运移性差、污染储层，聚合物易降解、粘度低等问题进行筛选优化。借鉴其他区块成熟技术，选用三种堵剂类型。

3.2.1 长效颗粒

不受地层温度、矿化度等环境影响，寿命长，延长有效期。

3.2.2 交联聚丙烯酰胺冻胶

地下交联反应而成，可由无机交联剂、有机交联剂和聚丙烯酰胺交联而成。金属离子类交联剂与聚丙烯酰胺分子的羧钠基发生交联反应。

体膨颗粒作用机理，颗粒通过变形-破碎-堵塞机理，使后续液流转向，进而提高水驱波及体积。

3.2.3 标准技术要求

通过对粒径、固含量、质量膨胀倍数、抗盐性能室内模拟实验，都达到了标准。

3.2.4 聚合物微球

反相乳液聚合法制备，初始粒径小，深部运移，分散性好，便于规模实施

3.3 技术对策

治理思路：历经“试验探索、深化认识、规模推广”三个阶段，以治理裂缝侧向井见水为突破点，全面推广连片堵水，并强化动态监测与后期效果对比，探索二次调剖堵水,不同粒径微球调驱的适应性。

体系选择：以“交联聚合物冻胶、体膨颗粒、聚合物微球”为主。

工艺参数：排量1.5~2.5 m3/h，堵剂用量4~13.7 t，注入量1 500~2 600 m3。

4 实施效果

4.1 技术对策

实施调剖井组：区块整体递减相对较小，日产油平稳，含水上升趋势明显变缓。未实施调剖井组：区块含水呈持续上升趋势，日产油下降明显，递减较大。2017-2018年主要实施常规调剖，部分孔隙渗流井组实施微球调驱，实施区域含水下降，油量稳定。

4.1.1 常规调剖

中部孔渗区，2017年共实施常规调剖7井次，措施后动态平稳，微球调剖2井组，粒径100 nm，干剂10 t，措施后含水呈下降趋势，整体动态稳定。2018年微球调驱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 坪南超低渗区

2017年常规调剖15井组，对应72口采油井，见效比33.8%，措施后液量、含水呈下降趋势，油量保持平稳。2018年常规调剖5井次，冻胶+微球7井次，措施时间短，效果有待进一步观察。

典型井组：坪28-39位于东北部裂缝区，长期注水不见效，侧向井地层能量保持水平低（60%）。堵水后井组动态表现为日产液、日产油、动液面上升，含水下降。平面剩余油得到动用，动态变好，调剖效果明显。

主向井：调剖后主向水淹井含水基本无效，堵剂对裂缝水窜有一定抑制作用，措施有效期3个月，整体效果差。侧向井：含水下降明显，油量上升，动态变好，反应出侧向井水驱开发效果变好。

图3 2018年微球调剖井组曲线

4.1.2 微球调剖

实施效果：2018年微球调剖5井次，粒径100 nm，对应40口采油井，目前见效15口，见效比37.5%，累增油490 t，整体动态平稳。

注水压力：100 nm微球调驱，平均注水压力爬升0.5 MPa；5 nm微球调驱，平均注水压力爬升在0.8 MPa。

图4 注水井压力变化

典型井组：注粒径100 nm微球，坪66-20井微球调剖后，井组内3口油井含水呈下降趋势，剖面吸水趋于均匀，效果较好。

典型井组：注粒径5 nm微球，井组日产液、含水无明显变化，见效特征需进一步评价。

图6 新坪42-19效果

图7 坪36-15效果

井组动态：前期邻井实施常规调剖后，裂缝线得到有效封堵，再实施微球调驱后，井组内小井距加密井递减得到控制，达到稳油降水的效果。

5 认识与结论

（1）相比常规调剖，微球调驱不会大幅增加注水量，减少了部分优势方向和加密区小井距油井见水风险，同时微球调驱后注水井压力爬升大都在0.5~0.8 MPa左右，基本满足目前注水系统压力爬升空间。

（2）粒径的选择上：目前100 nm在有一定降水增油的效果；5μm暂时无明显效果。

（3）坪桥老区网排距较大（250 m排距），微球容易形成沿裂缝线无效循环，通过常规调剖对裂缝线进行封堵以后，再开展微球调驱，侧向油井受效明显。

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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

张楠（1993-），女，2016年毕业于湖南文理学院自动化专业，研究方向：现从事油田数字化、油田注水技术研究和管理。

TE357.46

A

1004-0935（2020）01-0096-04