靖安油田C1油藏重复调剖技术优化及认识

2017-11-08宋世荣熊立新冯绍先马海洋马驷驹

石油化工应用 2017年10期

关键词：段塞变差水驱

宋世荣，熊立新，冯绍先，马海洋，马驷驹

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750001）

靖安油田C1油藏重复调剖技术优化及认识

宋世荣，熊立新，冯绍先，马海洋，马驷驹

（中国石油长庆油田分公司第三采油厂，宁夏银川 750001）

针对C1油藏化学调剖次数增加后，部分注水井压力上升空间变小、调剖效果逐次变差的问题，在分析历年深部调剖矿场试验的基础上，明确了堵剂失效、治理方向、渗流通道改变、堵剂适应性变差是油藏多轮次调剖效果变差的原因。并对重复调剖下的堵剂体系、堵剂用量、段塞组合等施工参数提出了新的设计方法，现场多轮次调剖效果表明：对于水驱优势通道发生变化的孔隙-裂缝性见水区域，等效剂量法能够科学计算重复调剖堵剂用量，同时采用铝铬交联凝胶+无机凝胶以小段塞交替注入，可以有效控制压力上升幅度，提高堵剂注入性；对于堵剂失效、裂缝性见水的重复治理区域，改变堵剂类型，采用比前一轮封堵能力强的堵剂，简化段塞组合，分段塞计算堵剂用量，提高封堵强度，调剖效果较好。现场优化设计18井次，压力上升1.4 MPa，当年累计增油3 551.19 t，累计降水7 923.41 m3，井组含水率由29.7%下降到25.7%，投入产出比1：1.78，取得了很好的经济和社会效益。

重复调剖；失效原因；堵剂体系；堵剂用量

注水井深部调剖技术已成为低渗透油藏控水稳油、提高水驱效率的重要技术手段[1-4]。C1油藏非均质性强，油藏东北部和西南部裂缝发育，注入水沿高渗透裂缝发育段突进，主向井普遍水淹、关井，侧向井压力保持水平低，长期注水不见效。自2005年以来试验化学调剖技术，但随着油藏开发时间的延长，近年来调剖失效井增多，调剖后高压欠注现象严重，且有效期逐年变短，效果逐轮次变差。近三年来，在油藏西南部、中部23井组共完成重复调剖41井次，与第一次调剖相比，二次、三次调剖平均见效周期由64 d上升到117 d，有效期由418 d下降到223 d。因此，如何优化多轮次调剖井堵剂体系、堵剂用量、调剖时机等工艺参数，提高多轮次调剖实施效果，延长调剖有效期，是目前C1油藏提高注水开发效果急需解决的问题。

1 油藏概况

C1油藏位于陕北斜坡带，为西倾单斜鼻状隆起，三角洲前缘沉积。平均渗透率1.49 mD，菱形反九点井网开发，井排距350 m/280 m，采出程度13.75%，地层水矿化度86 260 mg/L。目前开井349口，日产油水平949 t，单井日产油2.72 t，综合含水31.4%。油藏西南部有高角度裂缝发育，主向井水淹关井，侧向井长期不见效，油藏中部非均质性强，平面水驱不均，油井见水类型以孔隙-裂缝性为主，水驱状况复杂。

2 效果变差原因分析

2.1 堵剂失效

目前C1油藏历次化堵所用堵剂主要为凝胶颗粒、聚合物凝胶等有机类体系，室内实验表明，此类堵剂在清水中有效期在6个月左右（见表1），在地层水中，堵剂进入地层后运移至大孔道深处，经过地层剪切、地层水冲刷后，稳定性变差，堵剂失效后封堵性能变差，导致注入水突破后化堵失效[5，6]。

表1 C1油藏用凝胶颗粒、凝胶主要性能统计表

2.2 重复调剖治理方向发生变化

随着油藏开发阶段的推进，井组进行多轮次调剖时，主向井已水淹关井，井组进入中含水开发阶段，水驱前缘推进，井组呈现面积见水。较前一次调剖相比，水驱状况更为复杂。治理对策由裂缝线“堵水”向孔隙+裂缝区域“调+驱”转变，调剖后井组开发动态也由“降水增油”变为控制含水上升速度、均衡平面采液为主的控水稳油。

2.3 重复调剖堵剂体系适应性变差

油藏历次化堵用堵剂体系差异小，且重复调剖堵剂用量基本不变，入地液量1 700 m3～1 900 m3，干剂用量为34 t～42 t，处理半径相同。随着井组采出程度提高，等量堵剂较前一轮调剖所能够驱替的原油减少，作用半径逐次递减，导致堵剂封堵强度变弱，堵剂体系适应性变差[7，8]。

2.4 渗流优势通道发生变化

初次调剖后堵剂在地层残留封堵近井地带，导致重复调剖时堵剂注入性变差（见图1），一方面注入水绕流突破后，会在地层深部形成新的渗流通道，后续堵剂如何绕过残留堵剂进入地层深部，实现对优势通道的封堵难度较大；另一方面，堵剂经注入水长期冲刷、运移，初次调剖后导致水驱优势方向发生偏转，重复调剖封堵二次形成的窜流通道较为困难。

图1 注入水绕流突破堵剂示意图

3 重复调剖工艺优化

3.1 堵剂体系

坚持“差异化调剖”原则，对于油藏西南部裂缝性见水井，由于堵剂失效、注入水绕流导致的失效井，采用凝胶颗粒+复合无机类堵剂封堵裂缝，提高封堵强度，简化段塞组合注入（见图1）。此类井在井组动态上表现为化堵失效后，主向水淹井含水回升，侧向油井液量下降，含水保持稳定。

对于油藏中部孔隙+裂缝性见水井、三次以上调剖井，采用聚合物微球+聚合物凝胶+无机凝胶类堵剂，弱化封堵强度，以小段塞交替重复注入，增加入地液量（见图2，图3）。此类井在井组动态表现为化堵失效后，边井、角井油井含水上升，主向油井稳定，侧向井液量稳定或下降，井组水驱不均，水驱优势通道与初次化堵时有明显不同。

图2 西南部多轮次下不同堵剂体系效果统计图

图3 中部多轮次下不同堵剂体系效果统计图

3.2 堵剂用量计算

堵剂用量常见的计算方法有经验公式法、吸水指数法、用量系数法等[8，9]，但对于重复调剖尚未有准确科学的计算依据。结合不同油藏部位不同见水类型井，针对不同化堵失效原因，分别提出分段段塞计算法、等效剂量法。

3.2.1 分段塞计算法郭健根据不同类型堵剂材料的封堵机理，建立相应的数学模型[9]，得到了不同段塞下的堵剂用量计算方法。对于西南部裂缝性见水井、堵剂失效井，此类井与初次化堵相比，渗流优势通道未发生明显变化，因此可利用分段塞计算法得到堵剂用量，同时，封堵机理、堵剂用量可借鉴前一次化堵（见表2）。

表2 分段塞计算法原理模型表

3.2.2 等效剂量法主要针对油藏中部孔隙+裂缝性见水井，注入水绕流、形成二次渗流通道井。此类井水驱不均严重，地层深部窜流通道复杂。考虑重复调剖期间井组累计注水量、累计产液量所带来的地层烃类孔隙体积的变化，提出等效剂量法。即二次调剖能驱替到的原油与一次调剖相同时所用堵剂为重复调剖堵剂用量（式 1）。

式中：V0-初次调剖堵剂用量，m3；Vφ-井组地层孔隙体积，m3；So-初次调剖时地层平均含油饱和度，%；Sor-重复调剖时地层平均含油饱和度，%；Winj-两次调剖期间累注水量，m3；Bw-注入水体积系数，无因次；Wp-两次调剖期间累产水量，m3；V-重复调剖堵剂用量，m3。

3.3 段塞组合

对于油藏中部三轮次以上调剖井，由于堵剂在地层残留，注水井井口压力较高，堵剂难以有效进入地层深部。在段塞组合上，将前期的大段塞分解成多个小段塞实行强弱反复交替注入，同时在前置段塞增加表活剂清洗近井地带，提高堵剂注入性能，实现了施工过程中压力平稳缓慢上升（见表3）。

表3 小段塞多轮次注入表

4 实施效果

4.1 整体效果

共优化重复调剖井18井次，措施后平均注水压力由11.3 MPa上升到13.0 MPa，对应油井106口，见效率38.7%，累计增油3 551.19 t，含水由30.1%下降到28.0%，累计增油3 551.19 t，累计降水7 923.41 m3。措施效果明显向好。

4.2 典型井组分析

P1井位于C1油藏中部，孔隙度11.21%、渗透率3.42 mD，P1井2001年投注，井组于2005年见水，为缓解井组开发矛盾，分别于2006、2010、2014年实施化学调剖。第一次调剖：主向井P5、P3裂缝性水淹，2006年5月化学调剖，聚合物+凝胶颗粒堵剂，入地液量1 500 m3（见图4），措施后侧向井增油明显，目标井P5无效、P3含水率由74%下降到46%，井组含水率由21.4%下降到10.7%（见图 4），累增油 319.56 t，效果明显。第二次调剖：主向井P3调剖失效，属于裂缝性失效井，2010年7月化堵单点治理，改变堵剂类型采用复合无机堵剂，入地液量1 600 m3，措施后高含水井P3未见效，累计增油116.2 t，效果不理想。第三次调剖：2014年P4、P3含水再次上升，认为注入水绕流，且边井含水上升，地层水驱优势通道发生改变，复合颗粒+耐盐性凝胶，采用等效剂量法计算堵剂用量为2 050 m3，2014年化堵后P3含水率由56.9%下降到39.8%，P4含水率上升得到控制，井组含水率由42.4%下降到24.9%，井组累计增油237.28 t（见表4）。