影响裂缝-孔隙型油藏调剖效果因素的分析—以安塞油田某区为例

2018-04-19吴文超

石油化工应用 2018年3期

吴文超，刘超

(1.陕西明德石油科技有限公司，陕西西安 710018；2.西安中孚凯宏石油科技有限责任公司，陕西西安 710018)

目前，调剖已经成为油田中后期开采过程中提高采收率的主要手段，技术也较为成熟，国内外已经研制出了许多高性能的调剖剂和决策与效果评价体系。但是对安塞油田某区裂缝-孔隙型油藏统计发现，该区调剖措施有效期短，不到两年需要进行第二次甚至第三次再次堵水调剖，且明显见效井只占一部分。因此，有必要对该区近几年的调剖井的措施效果进行分析，得出各种因素对调剖效果的影响程度，为措施选井、堵剂选择和参数优化提供参考[1-8]。

1 堵水调剖实施情况

1.1 总体效果

近年来安塞油田某区堵水调剖共57井次，其中2次调剖占8井次，3次调剖占1井次，总共累计增油3.1×104t，累计降水 6.9×104m3，增油降水效果明显，但是统计效果表明，堵水调剖平均单井有效期和增油量呈逐年下降趋势，平均堵水周期180 d，小于180 d的占30%，大于180 d的占60%，无效井占10%，从整体上看，堵水有效期在180 d范围的井居多。

1.2 堵剂应用情况

统计堵水调剖57井次，以水膨体和弱凝胶型复合堵剂应用为主，弱凝胶和超细水泥复合调剖剂与弱凝胶和含油污泥调剖剂次之。

2 影响调剖效果因素分析

2.1 油藏地质特征对调剖效果的影响

2.1.1 油藏类型安塞油田某西区为裂缝-孔隙型油藏，存在多方向性见水矛盾。历年实施57口，措施当年累增油5 037 t，措施当年累降水7 040 m3；措施有效期长，对应油井见效65口，平均有效期340 d，其中11口有效期已超过850 d。裂缝区、裂缝区堵水调剖能够封堵裂缝，促进侧向井见效。

2.1.2 非均质性

2.1.2.1 层间渗透率级差统计结果表明，裂缝性油藏调剖：(1)渗透率级差6＜K＜18的井，调剖效果较好；(2)渗透率级差 1＜K＜6；K＞17的井，调剖效果较差。

图1 渗透率级差与单井增油降水关系

层间调剖的主要目的是封堵高渗透层，改变水流方向，提高注水压力，从而达到低渗透层启动压力，驱动水流向低渗透层流动。当渗透率级差过小时，现场施工时，裂缝性油藏的注水压力难以控制，堵剂易同时污染高低渗透层，调剖效果变差；而当渗透率级差过大时，堵剂难以有效封堵高渗透层，从而不能有效提压来启动低渗透层，影响调剖效果(见图1)。

2.1.2.2 层内-夹层厚度统计结果表明：夹层厚度小于1.0 m的井，层内弱凝胶+水膨体型颗粒类复合堵剂调剖效果较好；夹层厚度大于1.0 m的井，该类堵剂调剖效果较差。分析认为：层内调剖的目的主要封堵高渗透带，改变水流方向，提高注入水在低渗透条带的波及面积。夹层厚度大于1.0 m，夹层上下层压力变化明显，基本为完全独立的压力系统，堵剂选择进入相对高渗低压层，导致影响整个油层的波及体积，从而影响调剖效果；而夹层厚度小于1.0 m，上下层为同一压力系统，压力差不多，由于纵向上渗透率的差异，堵剂能迅速进入高渗带并封堵高渗部位，注入水向低渗带驱替，扩大波及体积，发挥低渗透层的潜力，导致调剖效果较好(见表1)。

2.1.2.3 油藏厚度层间厚度：通过统计17口井发现，该区储层油藏层间厚度均大于15 m，该类井调整难度较大，因此，层间厚度对调剖效果影响变弱，但是层间厚度越大，调剖效果越差(见表2)。

层内厚度：油层厚度在8 m～15 m为宜。厚度大于15 m的井，堵剂在注入过程中容易向下沉积，造成充不满裂缝或孔道，易造成堵不住情况，影响调剖效果。

2.1.2.4 地层压力一般经验认为当地层压力水平保持在80%以上，水井调剖效果较好，多次调剖后井组地层压力上升。但是在实际分析该区开发动态时发现，很多压力较低油井实施调剖后，效果较好，压力反而不变甚至降低。因为，对比了9口多次调剖井组动态，并根据现有同井测压的资料，确定地层压力对调剖的效果影响(见图2、图3)。从图2和图3可以看出以下4点：(1)水井调剖后，地层压力保持水平在100%～150%的油井，单井日增油低于地层压力较高油井和地层压力较低的油井；(2)地层压力越低，单井日降水越多；(3)对于相对地层压力较高的油井而言，第二次调剖后比第一次调剖后压力有所升高，而对于相对压力较低的油井，压力反而下降；(4)第二次调剖有效果，但效果变差。根据流体的流动性质，分析认为导致这一现象的原因是：调剖剂注入地层后，优先选择向地层压力较低方向流动，调剖剂凝固后，注入水向其他方向流动，导致低压井压力越低，其他井压力升高，所以水井多次堵水调剖后，同井组内增液降水的那几口油井一直受效不变。为促进其他井受效，建议水井调剖和高压油井堵水技术结合，改变注入水流动方向，增大注水波及面积，使同井组内其他油井受效。

表1 层内弱凝胶调剖夹层厚度对调剖效果的影响

表2 不同油层厚度对调剖效果的影响

2.2 油藏开发状况对调剖效果的影响

2.2.1 井网状况措施效果的好坏与井组的井网状况有一定关系。该区统计堵水调剖57井次，其中菱形反九点井网实施44井次，平均井距在500 m左右，单井平均日增油1.57 t，日降水4.04 m3，对应265口油井，102口见效井，见效比例38.5%。五点井网11井次，排状井网2井次，五点井网和排状井网为小井距井网，平均井距在150 m～170 m，小井距井网单井平均日增油1.54 t，日降水1.60 m3，对应86口油井，见效井30口，见效比例34.9%。菱形反九点井网降水效果好于小井距井网，见效比例与小井距井网差不多。由于该区因开发调整，在原有的井网条件和油水井间对应关系已形成的条件下，近几年加密井增加，致使井网发生变化，各井间对应关系发生变化，新水井与新老油井易建立对应关系，但因加密井加入，增加了泄压点，导致新油井很快受效，而老水井与老油井对应关系被破坏，老油井注水不受效，甚至出现液量下降现象，而这种老水井和新老油井的注采对应关系很难在短期内建立。因此，对于井网调整后的区块调剖时，影响因素十分复杂。

图2 压力保持水平与单井日增油关系

2.2.2 堵水调剖次数含水率对堵水调剖效果有明显影响。一般油藏开发时间长，含水率必然上升，在油藏开发过程中实施调剖措施越早，地层渗透率越易趋向均质化，井组间矛盾相对容易解决，增油和降水幅度较大。但是一般堵剂有效期不超过2年，需要进行第二次堵水。对比8口实施二次堵水井和1口实施三次堵水井，发现第二次堵水与第一次堵水平均单井累增油和累降水降低，见效率相差不大。一次堵水调剖能降低水淹井含水，初期增油幅度大，失效后含水上升快，而二次堵水增油幅度不大，但持续有效。第二次堵水在第一次堵水没完全失效前施工的效果好于在第一次堵水失效后施工效果。例如，杏73-04于2010年堵水爬坡压力1.7 MPa，堵剂浓度1.3%，有效9个月，堵水见效率37.5%，平均单井日增油 0.77 t，日降水 1.88 m3；2012年第二次堵水在第一次堵水后注水压力未明显下降的基础上，爬坡压力上升1.9 MPa，堵剂浓度3.04%，见效率37.5%，平均单井日增油0.49 t，日降水0.17 m3，有效13个月；2014年第三次堵水前，注水压力已下降至堵水前水平，爬坡压力仅0.8 MPa，堵剂浓度1.77%，见效率12.5%，至今有效。

图3 压力保持水平与单井日降水关系

2.3 调剖剂选择、施工参数及调剖工艺对调剖效果的影响

2.3.1 调剖剂类型和用量调剖剂用量是影响措施效果的重要参数之一，一般其用量设计不仅要考虑油藏厚度、水淹厚度、油水井井距、注水见效方向和见效时间等，还需结合油水井开发动态和堵水次数设计分析堵剂用量的合理性。例如，对比裂缝性油藏，第一次堵水后油压快降低到堵水前油压前，进行第二次堵水需加大堵剂用量，才能对高渗带形成有效封堵，对周围措施井控水效果显著。对于堵剂用量的计算方法很多，包括动态法、统计拟合法、孔隙体积法等，但无论采用哪种计算方法，实际计算都存在不能准确判别其合理性，目前堵剂用量和结束时机最终只能靠现场的动态变化进行调整，从而影响调剖效果。

对于裂缝性油藏不仅需完全封堵裂缝和高渗层，而且还要大幅度提高注水压力和启动低渗层，而采用弱凝胶与体膨颗粒的技术组合，在裂缝中能快速移动，弱凝胶中添加的一定粒度的体膨颗粒吸水膨胀变软后，可以通过直径比其小2～4倍的孔隙吼道，被运移到地层深部，从而有效封堵裂缝，后续弱凝胶则起到调驱的作用。即弱凝胶与体膨颗粒的技术组合可实现对裂缝通道的封堵，也可实现深部液流转向技术。

2.3.2 施工压力和堵剂浓度分析施工参数主要是确定施工压力、堵剂浓度与排量，而这三者具有相关性，根据现场情况，通常主要是确定爬坡压力，爬坡压力的选择一方面不能太低，太低不能满足排量和浓度要求，另一方面不能太高，太高会很快在低渗带堆积，污染低渗透地层。对比57井次堵水效果，堵水效果较好的井组爬坡压力上升幅度大于1.5 MPa，小于4.0 MPa，堵剂浓度大于1.2%。

2.3.3 施工工艺随着油田的开采，单纯的堵水不能满足油田开发的要求，目前很多油田已从单点调剖向连片堵水和区块整体堵水方向转变，由单一水井调剖向水井调剖+油井压裂或水井调剖+油井酸化转换。结合该区措施情况和单井生产动态，通过对比不同工艺，发现注水井堵水后，对应油井液量降低，采用复压进行增液效果较好；对应油井液量含水变化不大井的低产井可以尝试酸化或压裂；对应油井含水液量下降井，无堵塞特征，酸化不见。对比不同工艺，发现水井调剖+油井重复压裂后平均油井单井日增油5.58 t，而只单一进行重复压裂井平均单井日增油1.77 t；水井调剖+油井酸化后平均油井单井日增油4.53 t，而只单一进行重复压裂井平均单井日增油1.74 t较好；因此，分析认为水井调剖+油井措施效果较好。