油水井双向治理技术提高整装特低渗高含水裂缝型油藏单井产量

关键词/主题词：特低渗；裂缝性油藏；中高含水；深部调剖；调堵压裂；采收率；油藏地质；重复改造；单井产能

0引言

在石油开采领域，整装特低渗高含水裂缝型油藏的开发一直是一个技术难题。特别是在进入中高含水期后，单井产量急剧下降，给油田的稳产和提高采收率带来了巨大压力。这类油藏的地质特征复杂，渗透率在纵向、横向上差异悬殊，致使注入水沿着高渗通道快速“突进”，形成水流优势路径，部分区域过早水淹，大量注入水未有效驱替原油就被采出，含水率急剧攀升，产量急剧下降［1］，开发形势极为严峻。因此，如何解决整装特低渗高含水裂缝型油藏进入中高含水开采阶段单井产量低的问题，成为当前油田开发中的重要课题。

特低渗透裂缝型储层由于多年的高压注水开发，注采比高，注采压差大，注采井间憋压严重，导致储层中的天然裂缝处于张开状态，同时由于天然裂缝的分布不均匀，进而增加了储层的非均质性。在油藏开发过程中，起初主要靠裂缝中储存的弹性能量和与基质相连通部分的流体提供能量进行开采，随着不断地开发，这种天然能量不断被消耗，导致地层压力保持水平低［2］。

早期，注水开发策略成效斐然，借助注入水补充地层能量，大量原油流向生产井，实现了可观的原油采收率。但随着注水的持续推进，问题接踵而至，含水上升导致油井产量快速下降，高含水、水淹导致很多生产井长期停产，严重影响了油田的持续、高效稳产。水淹井采出程度普遍较低（小于2.0%），产量小，大量剩余油未被采出，措施挖潜潜力大［3］。因此中高含水时期特低渗裂缝型油藏如何建立有效的驱替体制来挖掘剩余油尤为关键。

针对整装特低渗高含水裂缝型油藏中高含水期单井产量低的问题，国内外学者和油田技术人员进行了大量的研究和探索，提出了多种治理技术，其中注入端堵水调剖、采出端转向重复压裂是目前两种主要的治理手段。注入端堵水调剖旨在通过封堵高渗通道，提高波及体积及水驱效率，从而提高采收率［4］；而采出端重复压裂则是通过再造新缝，重建渗流场，改善储层连通性，给剩余油采出提供了优势通道，重新提高油井产能［5］。

在储层开发过程中，地层受注水的长期冲刷作用、压裂改造、酸化等常规措施后，注入水沿储层高渗条带突进与人工裂缝窜通，使得水驱效率大幅降低，引起油井快速水淹。水淹后呈现油水井贯通、井筒高压特征，则需要实施堵水调剖措施，提高波及体积及水驱效率。

近年来，裂缝型油藏的堵水调剖技术取得了显著进展。然而，堵水措施往往面临复杂的油藏地质问题，常规堵水工艺大多采用弱凝胶或者弱凝胶+水泥封堵［6］，绒囊流体利用自身的亲油亲水变化，用于高含水油井堵水提高采收率，并在高矿化度地层水中得以证明可行性［7］，用于新疆油田两个井区的辅助聚合物深部调驱［8］。在地层压力高的条件下注入困难，施工压力普遍较高，堵剂难以进入裂缝深部，主要在近井地带堆积，封堵距离短，且堵剂材料主要采用铬交联，体系稳定性较差，在地层高压、高矿化度条件下，易水解破胶，失去封堵作用，随着常规堵水工艺因注入困难、封堵距离短、体系稳定性差等缺点逐渐难以满足日益增长的调剖要求，化学调剖堵水技术应运而生。

化学调剖工艺，即利用调剖剂在地层条件下凝结后对高渗透层或大孔道进行有效封堵，迫使后续进入的注入水转向中、低渗透层，提高注入水波及体积［9］。依据油层与水层的差别，化学堵水试剂分为选择性堵水剂和非选择性堵水剂两种；依据油田堵水剂形式进行划分，可以分为凝胶型堵剂、冻胶型堵剂以及沉淀型堵剂3种［10］；依据施工环境条件进行划分，又分为高温型堵剂、高矿化型堵剂以及低渗地层堵剂等多种类型［11］。张岩等通过在低渗透裂缝型区块开展无机矿聚调堵试验，取得了较好的降水增油效果，证明该项技术适合低渗透裂缝型油藏，为同类油藏水驱后期有效开发提供了借鉴［12］。虽然化学调剖技术能够有效提高石油的收采率，但仍面临注入与封堵性矛盾，难以实现深部调剖［13］。因此，开发新型化学堵水剂和提高深部调剖能力成为当前研究的重点。化学材料很多，如以6.0%改性锂藻土为主体的高强度堵水剂在桩西边底水稠油油藏研究与应用［14］。由于大分子材料无法进入地层，小分子凝胶因子能够在油水界面上自发形成界面凝胶，也被用于堵水［15］。

以纳米二氧化硅、水溶性非离子表面活性剂、油溶性非离子表面活性剂、矿物油和去离子水等为原料，通过机械乳化法研制了一种具备优良油水选择性的水包油型微乳液，也有应用［16］。纳米材料［17］、沥青类材料也被用于堵水［18］。

在非堵水改变流场技术方法，也出现了一些有建设性的研究成果，例如重复压裂技术等。长期注水开发的油田，由于油藏平面和纵向的非均质性以及油水黏度差异，注入水易沿高渗透带向生产井突进窜流，从而造成注入水的低效或无效循环［19］。特低渗高含水油藏的采出端，重复压裂技术是提高整装特低渗高含水裂缝型油藏产量的有效手段［20］。初期油井进行过大规模压裂，单井日产油迅速上升，但受储层非均质性影响，整体水驱不均、注水见效差，裂缝闭合，开发效果逐年变差［21］，须依靠重复压裂来提高产量。所谓“重复压裂”，就是指在一次裂压结束后，再进行二次或三次以上的压裂，以提高产量［22］。

重复压裂工艺的提出，对有效地增加原油产量起到了重要作用。然而常规重复压裂后受地层等原因的影响，经常出现有效期短，产量递减快，含水上升等问题［23］，并且重复压裂施工工艺在成功率等各方面都有较大的缺陷，无法从根本上解决油田生产中的难题。为解决这些问题，研究人员提出了多级暂堵重复压裂技术，旨在封堵老裂缝并再造新缝，降低油井含水率，恢复或提高油井产能［24］。樊庆军等在致密油区块选取井开展水平井多级暂堵重复压裂试验，试验取得了较好效果，为致密油井重复压裂提高单井提供了新的技术思路。但是在实际施工过程中裂缝的存在对压裂效果影响较大，这导致多级暂堵重复压裂在实际应用中对见水及水淹井的治理效果较差，治理井含水变化得不到有效控制。

为此，研究人员在施工工艺中引入更先进的裂缝监测技术，如微地震监测和光纤传感技术，以更精确地了解裂缝形成和扩展情况，优化压裂效果。基于这些监测数据，以重复压裂时机和流动系数等参数，建立了适用于重复压裂开发效果评价的波前快速推进法，可以快速有效地定量评价重复压裂前后页岩气藏的储层动用体积，优选了重复压裂时机，研究了重复压裂方式对储层动用体积的影响［25］。研究表明，重复压裂设计的关键是确定合理的布缝位置和重复压裂的新缝数量［26］。同时，渗吸液作为辅助液的压裂技术，也得以应用［27］。

总的来说，单纯深部调剖堵水，只是对水的流动进行封堵控制，没有对油的流动通道进行有效改善。在封堵水流通道后，油藏中的油由于没有新增或优化的渗流通道，依然难以有效动用，导致油井产量的提升效果有限，还可能会导致油藏内部的压力分布失衡，进而影响油藏的自然能量补给和流体的正常驱替，不利于油藏的长期稳定开发。

单纯压裂时，裂缝的延伸方向和扩展范围较难精准把控。裂缝可能会沿着地层中阻力最小的方向延伸，如果油藏存在水层或者高含水区域，压裂后由于没有对水进行有效隔离，很可能会造成地层或注入水沿着压裂裂缝快速突进，使油井的含水率快速上升。这不仅不能增加原油产量，反而可能因为产出更多的水而增加了处理成本。这是导致不同投产时间水平井组初次压裂和重复压裂的效果不同的根本原因［28］。

此外，随着时间的推移，压裂形成的裂缝可能会因为地层压力变化、岩石颗粒的运移等因素而逐渐闭合。一旦裂缝闭合，油气的渗流通道就会减少，单井产量就会下降，导致增产效果不能持久保持。尽管注入端堵水调剖和采出端重复压裂技术在一定程度上提高了特低渗高含水裂缝型油藏的开发效果，但仍未能从根本上解决产量低、含水高的问题。原因在于这些技术往往只针对油藏的某一端或某一局部进行治理，而忽略了油藏整体的非均质性和复杂性。因此，提出油水井双向调堵、综合治理的技术，一方面，可多向沟通油气储集区，极大拓宽了油气渗流通道［29］，让油气更顺畅地汇聚至井筒；另一方面，为油气开辟新出路，最大程度激活油藏潜能，有效提高单井产量，成为解决这一难题的关键。

中国针对水淹油井开展了系列技术研究与试验，主要采用选择性深部堵水技术和转向压裂工艺对油藏高含水油井进行重复改造。

对油藏高含水油井进行重复改造，结合选择性深部堵水压裂工艺，首先对见水油层进行选择性深部堵水，封堵原有老裂缝深部和储层的微裂缝发育带或者含水饱和度升高的部位，然后运用转向压裂技术在近井地带或裂缝深处实施转向压裂，达到造新缝的目的，从而实现降低油井含水，恢复或提高油井产能。康少飞等通过对储层地质特征，油田开发等因素进行深入剖析，明确见水特征。配套研发了新型化学堵水剂，形成了“有机多段塞封堵+无机封口”的堵水工艺，通过与暂堵转向压裂技术相结合，实现了堵水，压裂联作，形成了堵老缝压新缝的化学堵水转向压裂技术［30］，近一步延长了堵水周期。郭阳凯等针对HS油田Z36区C8储层油井“微裂缝+高渗带”水淹的现状，采用“堵水-原层补孔压裂”结合的改造方法，充分发挥油藏潜力［31］，取得了非常不错降水增油的效果。这些技术的成功应用，为特低渗高含水裂缝型油藏的高效开发提供了新的思路和途径。郑力会等用绒囊暂堵液实现油井原缝无损重复压裂技术，并在辽河油田得以应用［32］。利用绒囊流体的封堵范围广、封堵强度稳定，应用于煤层气郑X井日产气量是作业前2倍以上，解决了重复压裂伤害原缝导致供气体积少的难题［33］；应用于塔河油田A1井，使得开采碳酸盐储层A1井增产效果明显［34］；应用于煤系地层致密砂岩气稳气控水中，相比邻井延长无水气井时间［35］，但是绒囊流体同样存在如何高效起压和降低使用性难题。

综上所述，整装特低渗高含水裂缝型油藏的开发面临诸多挑战。通过深入分析油藏特征、优化治理技术、加强技术研发和创新，有望实现这类油藏的高效、可持续开发。陕123-DP10区长6油藏属三角洲前缘水下分流河道控制的岩性油藏，平均孔隙度12.6%，测井渗透率平均2.7mD，区域裂缝、高渗带呈北东向发育，注入水沿裂缝和高渗条带突进，注水有效率低，裂缝型见水井平面上主要表现为天然裂缝走向与人工裂缝一致，纵向上受储层非均质性影响，水洗状况差异较大，人工裂缝与天然裂缝沟通后，导致油井过早水淹，水井和周围水淹油井反应敏感，目前已判识清楚裂缝26条，高渗带41条，主向油井易水淹，侧向见效慢，油井低产低效。根据地质特征和出水情况分析，该区域属于典型的特低渗、高含水裂缝型油藏。针对该区域油藏过早见水，单井采出程度低等情况，试验注入端深部调剖、采出端调堵压裂技术，以期提高单井产量。

1方法过程

为了高效实施陕123-DP10区长6油藏注入端深部调剖、采出端调堵压裂措施，提高单井产量，在区域见水情况识别基础上，全面分析剩余油分布规律和油水渗流特征，确立相应实施方案和技术参数。

1.1成果研究过程

搜集陕123-DP10区长6油藏资料，在结合见水特征和剩余油分布规律的基础上，构建油藏数值模拟模型，精准预测剩余油分布。同时，针对高渗带水淹问题，建立“基质－初次人工裂缝－注水动态裂缝”耦合模型进行定量描述，研究油藏渗流场，总结低渗透、非均质性等特征对开发效果的影响，模拟对比不同方案油水井治理效果。最后，选择最优方案，并在实施过程中对裂缝参数进行优化，增大油气渗流面积，以期实现对陕123-DP10区长6油藏的有效开发和剩余油潜力的挖掘。

1.1.1剩余油分布规律研究

油藏数值模拟模型是精准预测剩余油分布规律的关键技术手段。它整合地质、油藏、开采等海量信息，构建贴近真实油藏环境的数学模型，以此还原复杂的流体渗流场景。首先，将油藏精细划分网格，录入孔隙度、渗透率、含油饱和度和净毛比等地质参数，精准刻画油藏非均质性；其次，结合油、气、水的物理特性，设定初始及边界条件。黑油模型常用于常规油藏，解析三相流动。组分模型适配复杂凝析气藏，考量多组分相间传质；最后，基于构建的油藏数值模拟模型，模拟油藏在不同开发阶段渗流动态，可精准分析流体随时间的运移、相态变化，从开采初期的驱替走向，到中后期剩余油再分布，全方位可视化呈现。综上，数值模拟技术可精准定位油藏剩余油富集区，针对井间未波及地带、低渗层死角，可精准调整注采方案，助力老油藏焕发新生，大幅提高采收率、挖掘剩余油潜力。

选取陕123-DP10区长6油藏典型井组，结合历年剩余油测试成果，进行分开发单元、分井组剩余油定量描述，计算出各开发单元、各井组剩余油地质储量、剩余油可采储量，进而得出剩余油分布规律及潜能。分析认为，陕123-DP10区长6油藏各主力单砂体整体采出程度较低，非主力层储层连续性较差，剩余油呈连片及带状分布；断层附近剩余油分布较多，原因为断层会阻碍流体流动，使断层附近原油难以驱替，从而富集剩余油；高渗通道，渗透率差异大导致注入水沿高渗带突进，低渗区则难以波及，形成剩余油富集区，像河道砂体的侧翼、砂体尖灭或变薄区，剩余油饱和度较高。

1.1.2渗流场特征分析及治理方案制定

在油田勘探与开发进程中，精确掌握渗流场的变化对于揭示油藏内部流体动态具有至关重要的作用。

基于陕123-DP10区长6油藏的渗透率、孔隙度、试井数据等详尽资料，总结区域渗流场核心特征。

一是，显著的低渗透性。陕123-DP10区展现出典型的低渗透特征，其储层渗透率偏低，孔隙结构紧凑，流体在此类储层中的流动阻力显著增大，流速减缓，直接导致油藏的整体产能受限。

二是，高度的非均质性。储层在平面与垂向上均展现出显著的物性差异，包括渗透率与孔隙度的显著变化。这种非均质性导致注水开发过程中，注入水易于沿高渗透带快速推进，形成所谓的“优势渗流通道”，加速了油井的水淹进程，严重影响了油田的开发效率与效益。

三是，压力变化的敏感性。由于渗流阻力大，地层压力下降，采出端能量得不到供给。随着开发时间的延长，油藏压力的降低进一步引发原油脱气，流体性质发生变化，反过来又深刻影响着渗流场的特征。此外，压力波动还会引发岩石变形，导致孔隙度、渗透率等关键参数发生变化。

四是，裂缝对渗流场的深远影响。人工压裂作为陕123-DP10区增产的关键手段，虽有效提升了储层的导流能力，但同时也显著改变了渗流场的特征。裂缝的存在促进了注入水或油气的定向流动，使得渗流场更为复杂多变，致使产出井产量下降。随着含水饱和度的上升，油相渗透率下降，水相渗透率上升，油水渗流关系愈发复杂。针对上述渗流场特征制定以下治理策略。

对策一，封堵高渗通道。利用调堵剂精准封堵高渗通道，调整吸水与产液剖面，引导后续流体转向低渗层，扩大波及体积，提升油藏整体动用程度。例如，一些凝胶类调堵剂能够进入高渗层，在孔隙中形成堵塞，改变流体渗流方向，让后续注入的流体转向低渗层，从而扩大波及体积。

对策二，造缝与沟通。通过压裂作业开辟新的裂缝，增强油藏内部的连通性，特别是针对原本孤立或连通性差的油层部分。双向调堵技术可确保压裂液更有效地作用于目标层，促进裂缝在有效区域内延伸，构建更多油流通道。

对策三，渗流场重塑。通过调堵措施改变油藏内部的压力分布与渗流场特征。封堵高渗层后，流体被迫流向低渗层，促使油藏各部分压力重新分布，从而激发原油从难以流动区域流向井筒，提高油井产量。同时，在水井端优化注水策略，提升注入水的波及效率，增强注水开发效果。

基于此，对陕123-DP10区长6油藏L35-A井组开展单纯堵水、堵水+不受效井重复压裂与堵水转向压裂+不受效油井重复压裂3种措施方案的模拟对比，分析优劣势。结果表明，油井单纯堵水后，改变流线方向，扩大波及体积20%，水线沿侧向推进，改变压力波传播方向，重新动用裂缝附近侧向剩余油，但由于储层物性差、压裂规模较小，堵水后水驱效果略有改善，但整体未建立有效驱替体系。堵水+不受效油井重复压裂与模拟前相比，渗流能力显著增强，井组重新构建侧向有效驱替，波及范围较单纯堵水扩大2倍，井组重新构建侧向有效驱替，但水淹井改善效果较小。堵水转向压裂+不受效井重复压裂与前两种方案相比，渗流能力显著增强，促进裂缝侧向延伸，改变流线方向，水淹井近井波及范围扩大1倍，有效动用裂缝两侧剩余油。

1.1.3方案裂缝参数优化

压裂裂缝参数优化具有极其重要的意义，通过优化裂缝长度、宽度和高度等几何参数，可增大油气渗流面积，提高裂缝导流能力，让油气更顺畅地流入井筒，显著提升油气产量。合理的裂缝间距与展布能充分动用油气藏储量，避免部分区域未被有效开采，实现油气资源的高效开发。裂缝参数优化还能降低油气在开采过程中的流动阻力，使更多的油气被采出，减少油气在储层中的残留。优化后的裂缝系统能有效沟通油气储层的天然裂缝和孔隙，改善油气流动通道，提高油气驱替效率，从而提高油气采收率。根据工程经验，在特低渗油藏中，优化裂缝参数可使采收率提高10%至30%［36］。

为了提高方案的针对性、有效性，最大限度的提高单井产量，对压裂裂缝参数进行优化，整个过程用框图表示，如图1所示。

从图1中可以看出，注入端深部调剖采出端调堵压裂技术整个成果的形成有数据收集、数据治理、渗流描述、参数优化等四个步骤。

第一，数据收集。从已有的油气田开发数据库中收集与见水井相关的生产数据，包括见水时间、转向角度、水线宽度以及对应的裂缝参数等。

第二，数据治理。对收集到的数据进行筛选，剔除异常数据和不完整数据。此步骤是后续计算的关键，特别是在治理数据时采用的方法，关系数据的可靠性和计算的准确性。

第三，渗流描述。基于油藏渗流力学理论，对油气水三相渗流过程进行简化和假设，并建立渗流模型、数学模型，以便为后续优化打下基础。

第四，参数优化。根据实际油藏情况和裂缝参数范围，设定包括油藏渗透率、孔隙度、流体黏度、裂缝长度、宽度、导流能力等裂缝参数，并设计不同的裂缝参数优化方案。通过数值模拟软件进行模拟计算，最终得出，陕123-DP10区长6油藏典型井组见水井的裂缝转向角度为25°，裂缝带宽为45～60m，裂缝半缝长为70m，效果不好井的裂缝带宽为50m，裂缝半缝长为80m。注入端深部调剖采出端调堵压裂技术形成流程针对特低渗高含水陕123-DP10区长6油藏，整合裂缝特征、历年吸水、注水效率等资料，利用剖面、试井、取心等特殊检测资料精细划分油藏网格，建立数学模型，并进行数值模拟，预测剩余油分布规律。在预测剩余油分布的基础上，进一步建立“基质-初次人工裂缝-注水动态裂缝耦合模型”，更准确地描述油藏内部的渗流特征，为分析井组剩余油分布规律和区域渗流场特征提供了有力的工具。最后，对比不同压裂裂缝参数优化方案，优选最佳方案，以达到提高单井产量及采收率的目的。

1.2成果应用过程

立足陕123-DP10区长6油藏地质特征、开发动态特征及剩余油分布特征，结合模拟方案确定注入端深部调剖采出端调堵压裂双向治理技术方案。

1.2.1试验井组情况

按照“示范性、代表性”的原则，选择陕123-DP10长6油藏中部加密区典型井组L35-A，主力层位长612，2002年采用菱形反九点井网开发；2014年井网加密调整（井距由520m调整为173m），改排状注水井网，加密后井间干扰大（老井递减17.7%，加密井递减21.1%），日产油由初期23.3t下降至目前4.69t，含水59.8%。2019年1月至2020年3月微球调驱，含水由33.7%上升50.3%，效果不佳。目前该井组水驱不均，高渗带及裂缝发育，井组内油井含水上升，单井产能低，急需提高单井产量，改善开发效果。

1.2.2试验流程

结合试验井组地质、开发情况，对试验流程进行确定，主要包括地质资料分析、施工方案制定及现场应用三个步骤。

第一步，地质资料分析。收集目标油气层的地质资料，包括地层岩性、渗透率、孔隙度、油藏压力等参数，以及断层、裂缝分布等构造信息，明确油气层的地质特征和非均质性，为后续施工提供依据。

第二步，施工方案制定。根据地质资料分析结果，确定双向调堵压裂的施工参数，如调堵剂类型、用量、注入压力、排量等，以及压裂液配方、支撑剂类型和用量等。

第三步，现场应用。主要包括注水井深部调驱和油井重复压裂两项工艺，进而建立较佳的油气渗流通道，提高油井采收率。

（1）注水井自聚集深部调驱。施工过程分为5个环节。前置保护段塞，排量为20m3/h，注入量为20m3，浓度为10%，为了防止近井成胶；自聚集深部调剖剂体系段塞，排量为20m3/h，注入量为10m3，浓度为10%，为了封堵裂缝；隔离段塞，排量为20m3/h，注入量为10m3，体积分数为10%，助推深部运移；自聚集深部调剖剂体系段塞，排量为20m3/h，注入量为10m3，体积分数为10%，为了封堵裂缝；后置保护段塞，排量为20m3/h，注入量为20m3，体积分数为10%，为了防止近井成胶。总注入量为70m3。

（2）油井重复压裂。以L34-A井为例，根据收集的资料对施工参数进行设计，并对裂缝形态进行模拟，以期达到改善压裂效果和效率的目的。本次压裂工程分两层，第一层对长62层（1610.0～1616.0m/6.0m）进行压裂。施工过程分为2个环节。

封堵阶段。凝胶堵剂为80m3，70～140目石英砂为10m3，涂覆颗粒为5.0m3，排量为0.5～1.5m3/min，总液量为166.3m3。

压裂阶段。20～40目石英砂为20m3，40～70目石英砂为10m3，排量为1.8m3/min，砂比24.1%，携砂液为124.3m3，压裂入地总液为144.3m3。

投球打开第二层滑套。对第二层长612层（1593.0～1598.0m/5.0m）进行压裂。施工过程分为2个环节。

封堵阶段。凝胶堵剂为80m3，70～140目石英砂为10m3，涂覆颗粒为5.0m3，排量为0.5～1.5m3/min，总液量为166.3m3。

压裂阶段。20～40目石英砂为23m3，40～70目石英砂为12m3，排量为1.8m3/min，砂比为25.1%，携砂液为139.4m3，压裂入地总液为159.4m3。

压裂施工结束后，关闭井口，测试关井压力，反演裂缝形态。测试完毕后，打开井口返排压裂液，并取全取准相关资料，根据数据分析和评价结果，对油水井采取相应的措施进行调整，如调整生产制度、进行补充增产措施等。

一般来讲，储层压裂时，岩石会因压力作用产生破裂和变形，从而引发微小的地震活动，微地震会产生地震波，在邻井下入测试仪器监测微地震波信号，分析处理后，可确定微地震位置、强度和时间等，了解压裂裂缝扩展情况。

L34-A井压裂过程中在邻井LJ34-4X对其实施了实时裂缝监测，包括裂缝的起裂和扩展方向，以及裂缝的长度、高度和宽度等裂缝的几何参数，结果显示缝长为152～242m、缝宽为43～73m、缝高为21～34m。调堵压裂后裂缝走向改变明显，达到了预期效果。注入端深部调剖采出端调堵压裂施工过程，如图2所示。

从图2中可以看出，地质资料是整个施工过程的基石，为后续施工方案设计及现场施工提供了关键数据信息。施工方案设计是整个施工过程的纲领性文件，主要基于地质资料分析，制定了双向治理方案，明确了调堵剂类型及用量、注入压力及排量、压裂液配方、支撑剂类型等关键施工参数。现场施工过程中，结合数值模拟结果，对注水井深部调驱、油井重复压裂进行了细致规划。在注水井深部调驱阶段，通过精细设计段塞注入，确保调剖效果。在封堵和压裂阶段，通过精确控制注入参数，并监测井下微地震活动，掌握裂缝扩展情况，确保原裂缝的有效封堵和压裂的顺利进行。施工结束后，通过测试关井压力并反演裂缝形态，验证了压裂效果。整个流程环节紧密配合和协同作业，确保了整个施工过程顺利和最终效果达成。

2结果现象讨论

从单井产量和提高采出程度两个分面，深入分析油水井双向治理技术提高整装特低渗高含水裂缝型油藏单井产量的可行性和实际意义。

2.1提高单井产量分析

水力压裂效果的评价，实际上是一个压裂设计的优化过程，目前压裂提高单井产量分析方法有经济分析法、大数据法、模糊评价法、模糊综合理论法等，这些方法在评价效果时不直观，较为复杂。产量对比法只对比了压裂前后的产量及含水变化能直观的反映出压裂效果的优劣。

选取试验井组内典型井L34-A，对措施后的单井生产动态变化进行跟踪分析。L34-A井措施前后一个月内，日产液、含水率和日产油等均迅速上升。含水率在压裂初期增长趋势明显，后经过波动，逐步下降。措施后3个月后日产油，日产液也基本趋于稳定，措施单井日增油1.4t，含水趋于稳定后较措施前降低10.3%。前置调堵压裂改变了油藏中流体的渗流路径，使得液量与油量增加，含水率下降，扭转了开发形势。

统计了实施前置调堵压裂的L34-A、L34-B等7口井3个月内日增油及含水变化效果，对比之前区域内常规压裂井的效果，如图3所示。

从图3中可以看出，在陕123-DP10区长6油藏实施的7口前置调堵压裂井上，提高单井产量和控制含水上升方面都有效，表明了前置调堵压裂技术在该油藏的适应性较强。

前置调堵压裂的日增油量达到1.1t，最高增油量达到1.4t，显著高于常规压裂的0.6t。这表明前置调堵压裂在提高单井原油产量方面具有明显优势，能够更有效地挖掘油井的生产潜力（图3a）。

前置调堵压裂的含水上升率为−1.3%，L34-A含水率变化控制最佳达−10.3%，与常规压裂高达19.2%的含水上升率形成鲜明对比。这一数据充分体现了前置调堵压裂在控制油井含水上升方面的卓越性能。较低的含水变化率意味着前置调堵剂在油藏裂缝系统中形成了有效的屏障，改变了注入水的流动方向和渗流路径。保证了油井在较长时间内保持较高的产油能力和较低的含水率（图3b）。

常规压裂提高单井产量、控制含水率效果不佳的原因主要有储层非均质性较强、剩余油分布复杂、缺乏针对性设计等三方面。

一是特低渗高含水油藏具有较强的储层非均质性，包括渗透率在纵向上和平面上的差异较大。常规压裂过程中，压裂液往往会优先沿着高渗通道或天然裂缝扩展，导致裂缝主要集中在高渗区域，而难以有效进入低渗含油区域。虽然形成了裂缝，但并没有显著增加原油的流动通道和动用范围，无法有效提高原油产量，反而可能进一步加剧了注入水沿高渗通道的突进，使含水率上升更快。针对这些问题，需要采用如前置调堵压裂、转向压裂等技术，以提高高含水油藏的压裂效果和原油采收率。

二是经过长期注水开发后，剩余油分布变得极为复杂，多呈分散的、局部富集的状态，且主要分布在低渗区域、断层遮挡区域、井间未波及区域等。常规压裂的裂缝网络难以精准地沟通这些剩余油富集区，无法有效地将剩余油驱替出来，导致压裂后油井产量增加有限，甚至在短期内因含水上升而使产油量下降。

三是缺乏针对性设计，常规压裂工艺往往采用较为通用的设计方法，没有充分考虑特低渗高含水油藏的特殊地质条件和流体特性。鉴于常规压裂的局限性，需对压裂裂缝参数进行优化，以改善裂缝形态和流体的流动状态。

堵转控一体化前置调堵压裂工艺的形成。开采后期，油藏渗流场紊乱，水流优势通道明显，原油采出愈发困难。堵转控一体化前置调堵压裂工艺针对性地解决了这些痛点。

“堵”是关键起始环节，利用先进的封堵材料，精准定位水淹区域或高渗水流通道，像给肆意流淌的水流套上“紧箍咒”，强力遏制注入水的无效突进，稳定油藏内部压力分布。

“转”是动用剩余油的关键，借助特殊设计的转向压裂工艺，在地层深部巧妙引导压裂裂缝走向。不再是随机或常规的裂缝延展，而是依据剩余油富集区规划路径，让原本分散、低效的渗流路径向剩余油富集地带扭转。

“控”则贯穿全程，通过实时监测系统，紧密把控施工压力、裂缝扩展动态以及各层段流体流量变化等关键参数。基于反馈数据动态调整注入量、压裂节奏，确保整个改造过程稳而有序，保障新构建渗流场的长效稳定性，防止短期内再次失衡。总体来看，前置调堵压裂技术有精准调控裂缝扩展、提高储层动用程度、改善生产剖面等三方面优势。

一是可精准调控裂缝扩展，前置调堵压裂能够根据油藏的非均质性和渗流特征，精准地调控裂缝的起裂、延伸和转向，形成更为复杂且有效的裂缝网络体系。相比常规压裂，它可以更好地适应油藏的地质条件，提高裂缝对油藏的适应性和改造效果，从而实现更高的原油产量和采收率。

二是可有效提高储层动用程度，通过前置调堵剂对高渗区域的封堵，迫使压裂液和后续的驱替流体进入原本难以动用的低渗区域和剩余油富集区，显著提高了储层的整体动用程度。

三是可改善油井生产剖面，从生产动态角度看，前置调堵压裂能够降低油井的含水率上升速度，减少无效产水，有效平衡油井的产油和产水关系，实现油井生产的高效、稳定和可持续。

2.2提高采出程度分析

针对陕123-DP10区长6油藏存在的高渗带水淹、侧向增产效果不显著等问题，采取了一系列的如注水井深部调剖、堵水+转向压裂、不见效井重复压裂等三项措施。统计并预测了措施前后采出程度变化，水淹井近井波及范围可扩大1倍，有效动用裂缝两侧剩余油，15年累产油量增加16205t，采出程度提高3.8%，如图4所示。

从图4中可以看出，采用注入端深部调剖技术与采出端压裂技术，试验井采出程度相较于之前提高了3.8%，充分证明了技术的有效性和实用性。在对油藏的地质特征、渗流场特征、剩余油分布规律认识的基础上制定的注入端的深部调剖技术与采出端的堵-转-控前置调堵压裂技术合理有效。其核心在于针对远井地带的窜流问题采用的深部调剖技术，和针对油藏深部的高渗透层或大孔道的封堵技术。它巧妙地结合了堵水、转向压裂与裂缝控制等多种手段，旨在进一步优化油藏的流体流动路径。这些创新措施的实施不仅提高了油井的采收率，还为油藏的进一步开发提供了有力支持。

首先，面对见水及水淹井的问题，深入剖析其成因，并采取了堵水与调堵压裂的双向治理技术。一方面，注入端深部调剖技术与采出端压裂技术的有机结合，是解决高渗带水淹和侧向增产效果不显著等问题的核心策略。通过深部调剖技术，我们可以有效地控制注入水的流动方向，避免其在高渗层中的无效循环。而采出端的调堵压裂技术，则通过优化裂缝方向和增加渗透率，提高了油井的单井产量及采收率。另一方面，堵水与调堵压裂技术的双向治理策略不仅解决了平面矛盾问题，还重塑了地层渗流场，展现出了强大的问题解决能力。两者相辅相成，从而显著提高了油藏的波及体积，实现了提高油井采收率的目的。

此外，重复压裂技术的应用也彰显了其独特价值。在制定重复改造技术方案时，充分考虑了油藏的地质特征和剩余油分布规律，以确保技术的针对性和有效性。对于侧向增产效果不显著的油井，通过重复改造打开新的裂缝，可以有效地解决裂缝闭合或堵塞导致长期低产低效的问题，为油井的进一步增产提供了可能，不仅解决了侧向增产效果不显著的问题，还为油藏的进一步开发提供了有力支持。

这些措施的实施，使得见水、水淹井近井的波及范围得以扩大一倍，侧向不见效井成功受效，成功激活了裂缝两侧的剩余油。

3结论建议

（1）本文针对整装特低渗高含水裂缝性油藏中高含水期油井见水产能低的问题，选取陕123-DP10区长6油藏进行室内数值模拟，获取不同堵水压裂组合方案在模型上的应用效果，综合研究复杂油水关系油藏双向治理技术，总结形成注入端深部调剖+采出端调堵压裂双向治理技术。现场应用后，单井日产提高1.1t以上，含水率保持稳定，采出程度预估提高3.8%。

（2）实际应用结果表明含水下降幅度未达预期，调剖体系还需进一步调整。建议下一步研究优化现有的堵水工艺，研发新型材料，多种工艺联作，增长封堵周期，增大封堵强度。

（3）建议开展物理模拟研究，建立油水井双向堵水模型，在模拟真实地层条件下进行双向调堵压裂后的物理驱替模拟实验，分析裂缝封堵后注水驱替效果，模拟实验中获取的关键参数建立公式，现场面临的问题因地制宜的优化堵水工艺与压裂工艺的施工参数，压力驱替渗流场的变化规律以及驱替效果量化堵水见效的预测等，推动双向调堵压裂工艺进一步完善。