坪北油田调剖技术探讨

潘麒光，岳 泉，高 婷，吴笃俊，黄 航

（1．中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院油田化学研究所，湖北 武汉 430035；2．中国石化长庆油田分公司坪北经理部，陕西 安塞717408；3．长江大学地球科学学院，湖北 荆州434023）

坪北油田调剖技术探讨

潘麒光1，岳 泉1，高 婷1，吴笃俊2，黄 航3

（1．中国石化江汉油田分公司采油工艺研究院油田化学研究所，湖北 武汉 430035；2．中国石化长庆油田分公司坪北经理部，陕西 安塞717408；3．长江大学地球科学学院，湖北 荆州434023）

注水井调剖技术作为一种有效的提高采收率方式在坪北油田得到了广泛的应用，近年来在坪北油田的调剖施工次数呈逐年增多的趋势。在对坪北油田推广应用的两种调剖工艺技术进行对比分析的基础上，从调剖后的增油、注水压力变化、有效期、单井成本等方面进行了综合分析。提出了坪北油田的下一步调剖思路，为低渗透裂缝性油藏后期的稳油控水提供了技术支持。

坪北油田；低渗透；调剖 ；复合深部调驱

坪北油田构造位置处于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡中部的坪桥鼻褶带，含油层位为三迭希延长组，主要含油小层为C4＋52、C61和C62，其次为C21、C63。主力油层C4＋52、C61层储层物性差，具有低孔、特低渗特征。平均孔隙度11．5%，平均渗透率1．3×10－3μm2（0．4×10－3μm2～2．6×10－3μm2）。最大孔喉半径2．21μm，平均孔喉半径0．59μm，其主要储油层属于小孔细喉型，原始地层压力低，一般为8．3MPa。

针对坪北油田开发过程中见水井多、含水上升快、水驱储量动用低、产能损失严重等问题，引进了两种调剖技术，在现场试验推广后取得了良好的经济和开发效益，为坪北油田稳产上产提供了有力的技术支持。

1 不同调剖技术在坪北油田的应用分析

1．1 “地下合成凝胶”调剖技术应用情况分析

1．1．1 调剖原理

采用溶胶、地下合成高强度弹性凝胶复合调剖。利用高弹性膨胀凝胶作用来抑制裂缝变形扩大的影响。先挤入溶胶隔离地层水，然后挤入高强度弹性凝胶，最后用少量溶胶将堵剂挤入地层关井反应。从而起到使注入水从非均质储层内长期注水后所形成的高渗透老通道转向水驱程度较低的中低渗透部位，有效地扩大注入水的波及体积。

1．1．2 现场施工情况及措施效果分析

在不同的铁罐中分别配制好溶胶、凝胶基液、引发剂，接好地面管线流程。按照“溶胶（16方）——凝胶（20～40方）——溶胶（4方）——顶清水”的段赛设计将液体泵入地层。2010年7月至10月，通过使用“地下合成凝胶”调剖技术对坪北油田的10口水井进行了调剖施工。

1）增油效果统计（见表1）

表1 2010坪北调剖增油效果统计表

从表1可看出，施工的10个井组截止2011年5月底，累计增油513吨。增油效果显著的有5个井组，有一定增油效果的2个井组，增油效果不明显的有2个井组，没有增油效果的有1个井组，整个调剖增油措施有效率70%。

2）注水压力变化统计（见表2）

从表2中可以看出，对10个注水井组进行调剖施工后，注水压力都有了一定的提高，平均注水压力升高了2．01MPa，有的井压力上升幅度达到4．9MPa。从现场取样凝胶样交联情况看，每个井的堵剂都交联很好，强度很高，证明调剖剂强度和封堵性能是可靠的，调剖后注水压力虽然提高，但仍然在注水系统压力范围之内，能够正常注水，从这一点看调剖效果是明显的。措施有效率达到100%。

表2 2010年调剖井注水压力变化情况统计表

1．2 复合深部调驱技术应用情况分析

1．2．1 调驱原理

调剖和驱油相结合，先在主要裂缝大孔道方向上进行高强度封堵后，然后利用高强度凝胶、地下延缓交联的高粘度调剖剂进行调剖，提高波及面积和注水扫油能力，发挥调剖堵水和“驱油”的作用。

1．2．2 现场施工情况及措施效果分析

通过调剖泵，按照“缔合聚合物弱冻胶（300方～500方）＋高强度凝胶体（100方～500方）＋复合高强度调堵剂（300方～500方）”的段塞设计将调剖剂泵入地层。在2010年的7月至10月，通过使用“复合深部调驱”对坪北油田的11口水井进行了调剖施工。

1）增油效果统计（见表3）

表3 2010坪北调驱增油效果统计表

从表3中可以看出，施工的11个井组中，截止2011年5月底，累计增油503吨。增油效果显著的有3个井组，有一定增油效果的4个井组，增油效果不明显的有1个井组，没有增油效果的有3个井组，整个调剖增油措施有效率为72．7%。

2）注水压力变化统计（见表4）

表4 2010年深部调驱井注水压力变化情况统计表

从表4中可以看出，对11个注水井组进行调驱施工后，注水压力都有了一定的提高，平均注水压力升高了3．77MPa。从压力变化来判断，高渗透层的渗透率已经降低，中低渗透层的吸水量已经增加，注水井的吸水剖面已被调整，达到了提高注入水波及体积及系数的目的。措施有效率达到100%。

1．3 两种调剖技术增油效果对比

在措施后的初期，“复合深部调驱”技术施工后对应井组的增油效果较明显（见图1）。以P41－79井为例，2010年8月27日施工完成，调剖后液量、含水下降，产量上升、调剖效果明显。动态反映速度较快，增油出现在调剖后第8天（见图2）。

图1 两种调剖技术增油效果对比图

图2 P41－79井采油曲线图

采用“地下合成凝胶”调剖技术施工后对应井组的增油效果在初期并不明显，以P50－106井为例，2010年10月11日进行了调剖施工，在施工后的2个多月内，没有出现明显的增油效果，但是在2011年1月中旬，增油、降水的效果逐渐显现出来，而且增油势头较强劲（见图3）。

图3 P50－106井采油曲线图

在措施后的5－7个月内采用“复合深部调驱技术”施工后，对应井组的增油趋势开始逐渐放缓，而“采用地下合成凝胶”调剖技术施工后的对应井组的增油幅度加快。截止2011年2月底，两种调剖技术的增油量基本相同。在措施后的7－9个月内采用“复合深部调驱技术”施工后，对应井组的增油趋势继续放缓，而采用“地下合成凝胶”调剖技术的增油趋势相对于复合调驱技术要显著一些。

分析以上现象产生的原因，主要有以下几个因素：

1）“复合深部调驱”技术在施工时液量较大，施工排量远远大于日常注水量，注入了大剂量的驱油剂，在施工期间相当于一个“强力驱油”的过程，对于动态反应灵敏的油井增油效果在前期会很明显。到了后期，原先挤入的堵剂由于受注入水的长期冲刷、浸泡，封堵性能会逐渐下降，新的水窜通道的形成影响了油水井的动态受效关系，增油效果会逐渐下降。

2）“地下合成凝胶”调剖技术在施工时使用的堵剂液量较小，主要是以封堵裂缝和水窜通道为主，施工完成后，注入水转向推进到其他对应油井需要一定的时间，所以在调剖见效方面会存在一定的滞后现象。当新的油水井的动态受效关系形成后，这种关系可以持续相当长的一段时间，调剖效果会逐渐显现出来。

2 结论及建议

1）从总体来看两种调剖技术在坪北油田的应用是成功的，多数井见到了明显的增油效果，即使目前没有见到明显的增油效果，但注水压力明显提高，对补充地层能量，保持稳产、增产效果也是很明显的。根据油田的开发形势，老区调剖控水稳产试验及推广工作必须加强和提高。

2）根据上述两种调剖技术的优缺点加以改进，下一步的调剖工作可以从大剂量、低排量施工方向考虑，将“地下合成凝胶调剖技术”和“调驱技术”相结合起来，先采用“地下合成凝胶”调剖技术，利用高弹性膨胀凝胶在压力作用下鼓胀变形使堵剂紧贴扩张的裂缝壁面，从而达到封堵裂缝水窜的目的。然后再注入大剂量的表面活性驱油剂，可以起到降低油水界面张力，改变亲油岩石表面的润湿性，使原油乳化，最终起到驱油作用。

［1］李泽伟，张涛．低渗透裂缝型油田注水井复合堵水调剖技术［J］，油气田地面工程，2010，29，（7）：12～13．

［2］张云宝，卢祥国，叶成．低渗透裂缝性油藏调剖技术及应用［J］，大庆石油学院学报，2007，31，（6）．

On the Profile Controlling Technique Employed in Pingbei Oil Field

PAN Lin－guang，YUE Quan，GAO Ting，WU Du－jun，HUANG Hang

（1．Oil Production Technology Institute of Jianghan Oilfield Company，SINOPEC，Wuhan，Hubei 430035 China；2．Pingbei Management Department of Changqing Oilfield Company，SINOPEC，Ansai，Shanxi，717408，China；3．School of Geosciences，Yangtze University，Jingzhou Hubei，434023，China）

Profile control of water injection has been widely used as an effective way of raising recovery ratio in Pingbei Oil Field where the conduction of profile control is on the yearly increase．Based on the comparison of the two profile control methods that are employed in Pingbei，this paper makes a comprehensive analysis on every aspect from production increasing to water flooding pressure change and valid date and onto the costs of single well operation．In this paper，the further development of profile control in Pingbei Oil Field has been pointed out to provide technical support for stable production and water cut control at the later developing phase of the fractured reservoirs of low permeability．

Pingbei Oil Field；Low Permeability；Profile Control；Composite Deep Profile Control and Flooding

TE1

A

1009—301X（2012）04—0006—03

2012－01－05

潘麒光（1986－），男，助理工程师，主要从事提高采收率方面的研究工作。

［责任编辑 郭华玉］