CB油田整体调剖工艺研究

唐生虎，蒋小庆，潘 义

（江苏油田分公司采油一厂，江苏扬州 225265）

CB油田储层非均质性严重，注入水优先沿高渗透层和大孔道形成指进流动，使油田迅速进入高含水和特高含水开发期。随着注水开发时间的延长，注入水对地层的冲刷作用导致油藏非均质状况进一步加剧。结合CB油田油藏地质特征和开发状况，选取了C3K2t11+2和C3E1f11两个开发单元4个注采井组开展整体调剖工艺的研究与应用，通过同一区块两个井组的同时调剖，发挥协同作用，起到油藏整体调剖的效果。

1 调剖选井

1.1 调剖选区研究

针对CB油田非均质性强的特点，根据油藏开发动态，梳理出因平面和层间矛盾突出而导致水驱方向单一的开发单元。同时为了保证调剖工艺的有效性和增油效益，将区块的剩余可采储量也作为主要的参考指标。筛选出了CB油田的C3断块K2t11+2和C3断块E1f11的两个开发单元。

1.2 调剖选井研究

1.2.1 选井原则 油藏决策是调驱井层筛选、调驱优化设计的重点，根据PI决策理论，并结合以往调剖经验，确定选择原则为[1]：

（1）以水淹或水窜井区注水井为主，对应油井含水上升快。

（2）油水井对应关系好、调剖井组之间储层具有良好的连通性，有较低的PI值。

（3）层间矛盾突出，部分层段存在高渗层或大孔道，注入水单层突进严重。

（4）措施井筒井况完好，储层具有良好吸水能力，满足正常注水及调剖注入需要。

（5）油水井挖潜难度增大，常规措施手段效果不明显，井区剩余储量较丰富。根据以上选井原则筛选出4个目标井组，分别为 C3-115、侧 C3-17、C3-108、C3-19井组。

1.2.2 井组调剖潜力分析

1.2.2.1 井组有一定的剩余油 根据生产动态分析计算，4个目标井组控制储量采出程度均低于区块采出程度，且井组剩余可采储量均大于5.0×104t。分析认为剩余油主要富集在注采井间水驱滞留区以及油藏高部位，通过调剖堵剂封堵井间优势通道，促使后续注入水改向或扩边，将有利于剩余油的产出。

1.2.2.2 注采井连通性较好 目标井组油水井间连通性均较好，注采对应率达95.7%，有助于发挥调剖封堵优势通道，达到注入水改向的效果。

1.2.2.3 注水压力较低，有较大升压空间 4口注水井注水压力都不高，小于或等于10.0 MPa，表明储层注入性较好，能够满足堵剂的注入条件，相比干线压力19 MPa，具有较大注入升压空间。

1.2.2.4 层间矛盾突出，水驱方向性明显 根据油井生产动态，并结合注水井吸水剖面和示踪剂测试等资料分析，4个注采井组存在明显的水窜现象，水驱方向性明显。

1.2.2.5 具备有利的调剖井网 调剖目标井位置好，井距适合，双效对应油井多，更有利于发挥整体调剖的多向协同受效的作用。

（1）C3-115井、侧C3-17井均为内部注水井，对应油井数多，井距100 m～300 m。C3-115井对应9口油井，侧C3-17井对应7口油井，其中双效受效井5口。

（2）C3-19井、C3-108井处于构造中高部位，面积井网注水，注水外溢少。C3-19井对应油井8口，C3-108井对应油井5口，其中双效受效井3口。

总体来看，4个目标井组控制区域储量较大，剩余油较丰富，井组含水均处于高含水期，水驱方向性比较明显，通过实施调剖封堵优势通道，可以起到缓解注水矛盾，改善水驱效果，实现降水增油的作用。

2 调剖配方体系研究

结合陈3断块地层温度（80℃）和注入水矿化度（38 669 mg/L）的条件及油藏高孔高渗的特征，筛选了预交联颗粒与冻胶复合的调剖体系。两者依靠堵剂类型、堵剂强度的组合封堵水井的高渗优势通道。

2.1 静态成胶性能评价

通过两种温度下的实验，开展静态成胶性能评价。80℃的样品用来测试黏度，110℃的样品用来观察高温下的稳定性，实验方案设计（见表1、表2）。从表中实验得出，以上配方均可交联，成胶效果较好。80℃稳定性好，30 d内都未脱水；110℃条件下SD-107的加入量越低稳定性越好。

2.2 预交联颗粒

为封堵中高渗窜流通道，加入预交联颗粒增加封堵强度。预交联颗粒为有机、无机物质反应复合加工材料，吸水易膨胀，具有一定的强度、韧性，进入地层后通过挤压破碎能继续移动。颗粒与聚合物凝胶复合体系，既保证颗粒的悬浮运移，又能增强主体堵剂的强度。本次调剖，颗粒浓度设置（0.1%～0.2%），并根据实际注入压力上升情况，适当调节。

3 调剖工艺参数的优化[2]

3.1 调剖剂的用量

一般采用调剖半径公式：

式中：V′-调剖剂的估算用量，m3；R2-调剖剂在高渗透层外沿半径，m；R1-调剖剂在高渗透层内沿半径，m；h-注水地层厚度，m；φ-注水地层的孔隙度；α-高渗透层厚度占注水地层厚度的分数，取10%～30%；γ-调剖剂注入的方向系数，取0.25～1。

通过分析地层压力梯度分布及其余井组动态数据，在近井地带3 m～15 m压力梯度大，设置封堵能力较强的强冻胶调剖段塞；15 m～25 m压力梯度较小，压力梯度曲线变平缓，设置能够进入深部进行液流转向的弱冻胶段塞，实现深部调剖。

3.2 调剖剂的注入压力

调剖剂的注入以正常注堵剂的压力上升1 MPa～3 MPa为宜，设计本轮次最高注入限压19 MPa。

表1 冻胶配方优化设计表

表2 80℃条件下黏度数据

3.3 调剖剂的注入速度

调剖剂的注入速度应接近注水井的注水速度，同时也需考虑注入设备的条件和施工时间的要求，结合注水量要求，井口调剖泵注入冻胶注入速度为1.5 m3/h～3 m3/h。

4 现场应用

采用复合冻胶体系实施了C3-115、侧C3-17、C3-108及C3-19四个注采井组调剖，累计注入7 554 m3调剖液，注采井组高部位油井见到较好增油效果，截至2018年12月底累计增油771 t，目前井口日增油8.1 t。

（1）调剖后PI值大幅上升：从调剖前后4个井组的压降曲线来看，PI值大幅上升，大孔道得到有效封堵，达到了调剖的目的。

（2）注水剖面得到明显改善：主吸层9号层相对吸水量由75.29%下降到24.28%，12号层吸水量从4.8%上升到41.12%，其他各小层也有所增加。

（3）对应油井降水增油效果明显：①C3K2t11+2：C3-115、侧C3-17调剖后C3平9、C3平19两口井含水下降，日增油 4.1 t，C3-27 井日增油量 1.9 t。②C3E1f11：C3-108、C3-19井调剖后，C3-100井含水下降，日增油0.9 t，C3-5井日增油1.2 t。

5 结论与认识

（1）结合油藏特征、生产动态，从纵向上、平面上对调剖井组进行了全面分析，找出开发上的主要矛盾，提高了整体调剖工艺的针对性和有效性。

（2）形成了适合CB油田油藏特征的堵剂体系，从现场应用效果来看，复合型的堵剂能满足大孔道高渗流通道的封堵作用。

（3）调剖堵剂沿低压井区方向性明确，低压井呈现液量下降态势。注采井组高部位油井相对低部位受效好，物源主要集中于构造高部位。

（4）从调剖效果来看，整体调剖工艺总体起到了改善注水剖面，缩小平面矛盾的目的，起到了控水增油的效果。