甘谷驿油田1281井区自适应泡沫凝胶深部调控技术现场应用

师晓伟，杨海龙，张建成，兰延陵，李 杰.

(延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂，陕西延安 716005)

甘谷驿油田1281井区自适应泡沫凝胶深部调控技术现场应用

师晓伟，杨海龙，张建成，兰延陵，李 杰.

(延长油田股份有限公司甘谷驿采油厂，陕西延安 716005)

甘谷驿油田1281井区属于典型的裂缝性特低渗油藏，储层非均质性严重，注水开发后含水上升快、采出程度低、高含水井和低受效井并存。针对此问题，为了提高该井区整体水驱效率，实现稳油控水，本文结合前期试验成果及现场实际情况制定了自适应泡沫凝胶深部调驱方案，并在现场5个注水井组展开了试验，施工后试验井区内油井“降水增油”效果明显。试验结果表明，整个试验区水窜通道得到了有效封堵，扩大了水驱波及体积，增大了驱油面积，充分说明自适应泡沫凝胶深部调控技术能够达到提高采收率的目的，在裂缝性特低渗油藏中具有良好的适应性，在同类油藏中的应用前景较好。

裂缝性特低渗油藏；泡沫；凝胶；降水增油

甘谷驿油田1281井区属于典型的裂缝性特低渗油藏。在注水开发过程中，由于储层非均质性较严重，加上裂缝大孔道发育，导致水窜现象严重，采出程度低，而常规的调剖手段不理想。为缓解注采矛盾，必须对油水井间的窜流通道进行有效封堵，提高注入水在油层的波及面积，减缓水线油井含水上升速度，提高低受效井的驱替效益，进而提高整体水驱效率，实现稳油控水的目的。为此我们引进了自适应泡沫凝胶深部调控技术，即在实际运用的过程中，先用凝胶进行各级别窜流通道的封堵，当各级裂缝的渗透率差缩小到一定程度内，再利用泡沫介质独特的驱油特性，提高注入水的波及面积与洗油效率[1-5]。

自适应凝胶泡沫深部调控技术综合了凝胶与泡沫的双重优势，能封堵裂缝性大孔道、防止水窜、调整吸水剖面。凝胶体系交联后，黏度上升，可封堵裂缝等大孔道，降低水窜能力，调整吸水剖面。泡沫体系可控制流度，其主要表现是降低注入流体流度，降低流体相对渗透率，延缓注入流体突破时间，封堵高渗层大孔道，改变液流方向[3-8]。

本文在室内研究的基础上，选取1281井区5个注水井组为试验区，根据井区实际地质情况，制定了现场工艺流程及施工参数，进一步验证了泡沫凝胶体系在裂缝性特低渗透油藏的适应性及良好的应用前景。试验结果对同类油田的开发具有一定的借鉴和指导意义。

1 1281井区开发现状

1281井区位于唐114井区东南部，控制面积为2.44 km2，地质储量约为109.8×104t。油区地质采出程度约为2.91%，相对较低，开发潜力较大。井区主要采用反九点注水井网，注采井网相对完善。主力开发层系为延长组长6储层，其属于典型的低孔-特低渗储层，非均质性强。该井区共有注水井16口，平均单井日注水3.4 m3；油井合计63口，其中水大井13口，平均单井日产0.22 t，综合含水67%。油区综合含水上升快，稳产难度大。

根据本区地质研究成果和现场裂缝监测结果可知：本区长6储层内部存在广泛发育的天然裂缝，加之采油井多次压裂，使得长6储层内部天然裂缝与人工压裂裂缝同时存在，在注水开发过程中随着注入压力的提高，天然隐形裂缝张启，易与人工压裂裂缝窜通，形成复杂的裂缝窜通体系，形成了“要么注不进，要么一注就窜”的特点。其严重制约着井区整体注水开发效果，致使部分油井见水时间快，从而导致部分采油井水窜后含水率迅速上升，最终水窜被迫关停，在问题井组内，又逐步形成了“一停则多停的现象”。

本次选取的试验区共有受益油井22口，注水井5口。由于部分井组窜流通道已经逐步形成，油井出水状况也已逐步显现。单井平均日产液0.5 m3，平均日产油0.12 t，综合含水72%。其中高含水油井11口，占总油井数的50%；低受效油井12口，占总油井数的54%。

2 施工方案的确定

根据1281井区的地层温度、地层水矿化度值，结合以往施工情况及此区块地质特点，拟采用泡沫-凝胶调控剂，对注水井与采油井之间的裂缝及高渗透层进行封堵，现场配液，以油管注入方式进行调控。

2.1 治理整体思路

鉴于1281井区大多数井组存在高液高含水井与低效井两类问题油井并存的开发现状，在综合治理的过程中，应该先以高液高含水井为线索，在高液高含水井得到有效控制之后，低效井的驱替关系也会随之改善，从而最终达到井组内两类问题油井的综合治理。

步骤一：根据试验井组产状及地质资料综合分析、设计实施空气泡沫凝胶调驱。

在措施实施后继续开展产状分析，如果部分高含水井裂缝窜通体系的特殊性原因导致井组不能很好见效，可按实际需求依次进行以下步骤。

步骤二：措施实施后适当调整注采油井注采参数(原高液高含水井上调泵挂，原低效井下调泵挂，适当调整注水井配注量等)。

步骤三：若对措施井组内按照步骤一实施后仍存在高液高含水井采油井，应对其进行单独反向可渗透性的裂缝封堵，同时酌情考虑对低效油井采取化学、燃爆、压裂解堵等提高导流能力的措施。实现(相对均匀)等流度注水，扩大注入水波及体积，提高储量动用程度，增加产液量，控制含水率，达到增油降水的目的。

2.2 工艺流程

在前期试验流程的基础上，本次在对试验区进行整体调控前加入了洗井和窜流通道表面氧化清洗流程，以便保障注入剂能更好地发挥作用，进一步提高驱油效果。具体的工艺流程如下：

(1)洗井：为了保障注入剂能够更好地进入深部的水窜通道，在注入剂注入前对措施注水井进行清洗，清除井筒内部的水垢、微生物代谢物等杂质，减小注入时各类杂质对注入剂性能的影响以及降低注入阻力。

(2)窜流通道表面氧化清洗：地层内部微裂缝由于具有较大的粗糙内表面，严重影响了注入剂向地层深部的运移。根据泡沫凝胶复合调控的需要，为了降低凝胶在近井带窜流通道的运移阻力以及打开近井带附近的窜流通道，实现调堵剂更多、更深进入深部的窜流通道，对近井带窜流通道表面进行氧化清洗，以最大限度地保障施工效果。

(3)多个注水井区域整体调控：自适应深部整体调控技术以“深部调控”为目标，以“流度等效”为标志，采用多轮次小段塞注入工艺，缓慢提升注入压力，表现出“逐级推进，柔性爬坡”的动力学特征，实现了不同等级裂缝的逐级深部调控。区域内多个注水井同时施工，更为有效地提高了区域内窜流通道的整体封堵，加大了地层整体的波及体积。

(4)空气泡沫调驱：在对区域性水窜水淹裂缝的有效封堵以及注入水深部区域液流转向后，利用空气泡沫段塞与水进行小排量多轮次的交替注入，进一步提高驱油效果。

2.3 调控配方及施工参数的确定

根据前期室内试验优选方案并结合矿场实际情况，现场分3个段塞注入：凝胶段塞+前置液段塞+空气泡沫段塞。凝胶采用新型智能凝胶体系，前置段塞为泡沫液，空气泡沫段塞中泡沫体系采用百色体系：BK6A(0.5%)+ BK6B (0.15%)。[6-11]

(1)调控挤注量：

式中β——自适应调控系数，经验值0.44；

V1——挤注量，m3；

hi——i调控层段厚度，m；

Φi——i调控层段的孔隙度；

ri——i调控层段的处理半径，m；

n——调控目的层的数量。

表1 五个施工井组基础数据表

(2)顶替液量：

V2=V3+V4+V5+V6

式中V2——顶替液量，m3；

V3——地面管汇容积，m3；

V4——管柱容积，m3；

V5——封隔器胶筒卡距内环空容积，m3；

V6——附加顶替液量，m3。

此处，V3为0.63 m3，V4为10.5 m3，V5为0.63 m3，V6为37.5 m3，计算得顶替液量为 49.3 m3。

(3)施工挤注参数设计。

根据前期室内试验优化结果和调研前期甘谷驿油田矿场泡沫液注入方案，结合试验区地质情况以及地层吸水能力确定凝胶泡沫复合调驱注入参数如下：凝胶及泡沫液前置段塞注入最高限压16 MPa、泡沫地下气液比为3∶1、泡沫交替注入段塞5 m3液+15 m3气(地下体积)、泡沫液注入速度为10 m3/d、空气注入速度为30 Nm3/h。

各试验井前置段塞的注入量数值大小主要参考甘谷驿油田前期泡沫调驱矿场实践经验确定。

对于施工中采用的凝胶注入量以及泡沫液注入量主要依据前期唐114区域空气泡沫综合调驱室内数值模拟结果而定。

在前期唐114区域空气泡沫综合调驱现场试验中，对该区域的1355-1井组注入凝胶量以及泡沫注入量进行了数值模拟优化：该井组周围3口受益油井含水率为70%以上，注水井射孔井段为467.5～475.7 m，厚度为8.2 m。通过对各凝胶注入量下井组含水率和2年内增油量模拟优化，确定凝胶注入量为80 m3。

图1 不同凝胶注入量下1355-1井组综合含水变化预测

图2 不同凝胶注入量下1355-1井组两年内增油量预测

通过对各泡沫液注入量下1355-1井组含水率和2年内增油量模拟优化，确定泡沫液注入量为600 m3。

图3 不同泡沫液注入量下1355-1井组综合含水变化预测

图4 不同泡沫液注入量下1355-1井组两年内增油量预测

本次试验区各注入井的地质情况与唐114区1355-1井较相近，依据其模拟结果以及各井施工井段的厚度、渗透率、孔隙度以及注水井周围受益油井含水率大小等参数，综合确定各试验井的施工参数如下：

1278-1井施工井段554～564 m，孔隙度8.36%，渗透率0.82 mD，8口受益井中5口含水率大于70%，1口低效井。根据以上参数以及前期室内模拟结果最终确定凝胶注入量90 m3、凝胶后泡沫液前置液段塞105 m3、泡沫总注入量2600 m3[650 m3液+1950 m3气(地下体积)]，常温常压下实注气量97500 m3。

1278-3井施工井段586～596 m，孔隙度8.28%，渗透率0.83 mD，6口受益井中2口含水率大于80%，1口低液量井。根据以上参数以及前期室内模拟结果最终确定1278-3井凝胶注入量85 m3、凝胶后泡沫液前置液段塞95 m3、泡沫总注入量2400 m3[600 m3液+1800 m3气(地下体积)]，常温常压下实注气量90000 m3。

1278-5井施工井段572～584 m，孔隙度8.78%，渗透率0.79 mD，8口受益井中只有1口含水率大于70%，其他各井液量普遍较低。根据以上参数以及前期室内模拟结果最终确定1278-5井凝胶注入量95 m3、凝胶后泡沫液前置液段塞110 m3、泡沫总注入量2800 m3[700 m3液+2100 m3气(地下体积)]，常温常压下实注气量105000 m3。

1279-2井施工井段514～520 m，孔隙度8.75%，渗透率0.78 mD，8口受益井中5口含水率大于70%，2口低效井。根据以上参数以及前期室内模拟结果最终确定1279-2井凝胶注入量80m3、凝胶后泡沫液前置液段塞90 m3、泡沫总注入量2000 m3[500 m3液+1500 m3气(地下体积)]，常温常压下实注气量75000 m3。

1279-6井施工井段544～552 m，孔隙度8.36%，渗透率0.82 mD，7口受益井中2口含水率大于90%，1口高含水井关停井，1口低效井。根据以上参数以及前期室内模拟结果最终确定1279-6井凝胶注入量85 m3、凝胶后泡沫液前置液段塞95 m3、泡沫总注入量2400 m3[600 m3液+1800 m3气(地下体积)]，常温常压下实注气量90000 m3。

注：施工时，根据压力变化情况，可对调控剂用量和浓度进行调整，总用量可根据现场施工压力上升情况做调整，液体用量也相应调整。

3 现场应用及效果分析

3.1 现场应用

施工设备于2015年10月18日搬至1281井场；11月8日完成施工前准备工作；11月9日至11日开始试注，进行注水井压力测试、压降数据测试；11月12日开始对1281井区的1278-1、1278-3、1278-5、1279-2、1279-6井5口注水井进行凝胶和泡沫液交替注入。到2015年1月底暂停施工，2016年3月1日恢复施工，2016年4月26日测压降后完成施工，将注水井接回配水间。总注入量5263 m3，各井注入压力升高1.5 MPa至3.7 MPa。

表2 施工后各井注入压力和单井药剂注入量

图5 各注水井压降曲线变化

3.2 施工前后压降对比分析

从压降曲线对比图可以看出：施工前各井近井地带经过长期冲刷，存在高渗透大孔道，注入压力低，压力扩散速度快；施工后各井的注入压力提高明显，在相同观测时间内，较施工前的下降速率减慢。判断分析认为，井底高渗透带已经得到有效封堵。

3.3 施工前后动态对比分析

表3 21口对应油井施工前后生产数据对比

通过施工效果对比表可以看出：受益油井日产油从施工前的2.51 t/d提高到4.39 t/d，日净增油1.88 t/d，增产幅度74.9%；受益油井自2015年11月1日至2016年5月底累计增油321.14 t，综合含水率从72.0%下降到63.5%。对应的21口油井绝大部分已经出现显著的增油和不同程度的降水，说明施工达到了明显的“增油降水”效果。

从动态生产曲线可以看出，产油量从12月11日开始明显升高，到1月25日左右开始下降。这可能与春节期间停工后注水井不正常有关。注水井

从2016年3月开始间歇注水(每月累计注入天数由30 d降至18 d)，油井每日抽时从8～12 h减少至5 h，并且4月份起有3口井(1278-8、1376-5、唐150-2)改为间抽，这些油水井制度的改变对施工效果造成了一定影响。但是总体措施后产油较之前有所上升，含水率和产液量下降。

综上所述，自适应泡沫凝胶深部调控技术应用后效果较好，增油降水比较明显，充分说明大的水流通道已有效封堵住，后期注入水已经转向中低渗透层推进，扩大了水驱波及体积，增大了驱油面积。

图6 对应油井生产动态曲线

4 结论

(1)泡沫-凝胶调控剂对注水井与采油井之间的裂缝及高渗透层可以有效进行封堵，使得后期注入水转向中低渗透层推进，解决同一区域水窜水淹井和低效井两类问题油井并存的现象。

(2)通过对试验区5口注水井进行自适应泡沫凝胶深部调驱，试验区整体含水率从72.0%下降到63.5%，受益油井大部分都出现了显著的增油，施工达到了明显的“增油降水”效果。

(3)试验区取得的良好效果进一步验证了泡沫凝胶体系在裂缝性特低渗透油藏的适应性及良好的应用前景。对同类油田的开发具有一定的借鉴和指导意义。

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Application of Self-Adaptive Foam Gel Flooding Technology in 1281 Well Area of Ganguyi Oilfield

Shi Xiaowei， Yang Hailong, Zhang Jiancheng, Lan Yanling, Li jie

(GanguyiOilProductionPlant,YanchangOilfieldCo.,Ltd.,Yan＇an,Shaanxi716005,China)

The 1281 blocks of Ganguyi oilfield belongs to the typical fractured ultra-low permeability reservoirs, the reservoir heterogeneity is serious, after water flooding, water cut rising fast, reserve recovery decrease, high containing wells and low efficiency well coexist.In order to solve this problem, improve the overall water drive efficiency of the well area, stabilizing oil production and controlling water, in this paper, combined with the preliminary experiment results and the actual situation of the field, the adaptive foam gel deep profile control and oil displacement project is created.The experiment was carried out in 5 water injection well groups.After construction, the precipitation enhancement effect of oil well in the test area is obvious.The results showed that the water channeling in the whole experimental area has been effectively blocked, water flooding swept volume has been expanded, oil displacement area has been increased.The results show clearly that the adaptive foam gel deep profile control and oil displacement technology has strong adaptability in fractured ultra-low permeability reservoirs, and it has good application prospects In the same kind of oil reservoir.

fractured ultra-low permeability reservoirs; foam; gel; water cut and increase oil production

师晓伟(1985—)，女，硕士，工程师，主要从事油气田开发的研究与应用工作。邮箱：303540333@qq.com.

TE348

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