黄4块调剖堵水一体化技术研究与应用

胡鹏程

中国石油辽河油田分公司兴隆台采油厂，辽宁盘锦124010

为充分动用黄金带油田储量，提高原油采收率，开展了调剖堵水一体化的研究，并将调剖堵水一体化配套工艺措施进行了现场应用。该技术是通过封堵高渗透吸水层、水窜段，启动中低渗透层，达到调整注入剖面、扩大波及体积的目的。为此，通过选择改性淀粉与不饱和烃(B)接枝聚合再交联，以实现封堵的预期目标。

1 油藏概况

黄金带油田位于辽河盆地东部凹陷黄金带—欧利坨子断裂背斜构造带的南部,北与于楼构造相接,南与桃园构造相望。黄金带油田有油井67口，开井44口，日产液200 m3，日产油58 t，综合含水62.05%，地质储量采油速度0.21%，采出程度17.72%，注水井20口，开井13口，日注水402 m3，月注采比1.96，累积注采比1.28。

2 目前开发中存在的主要问题

1)注采系统不完善

受高含水井关井、地面占压、上返采气等因素影响，注水区块注采井网不完善。黄4块8口井因为地面占压和井况问题而停关，导致井组所在区域剩余油未得到有效开采。黄5块北部由于大部分油井上返采气，导致注水井3口，采油井只有1口，井网极其不完善。

2)水驱波及体积小，突进严重

黄金带油田注水区块水驱波及体积系数仅为12.4%，注入水突进受非均质性及平面采出程度影响明显，明显呈现“高产出、高含水”特点，造成堵水困难，呈现“低产”或“高含水”的极端现象。

3)主力油层S1中下段大面积水淹，潜在岩性体及S3段具有一定潜力

黄金带油田黄4块是注水较为完善的区块，储层单一稳定，连通性好，水驱波及面积大，累积注采比0.9，但受储层非均质性及平面采出程度影响明显，仍存在部分井间剩余油。但是,根据近两年投产的8口侧钻井、新井效果来看，以“完善注采井网，挖潜井间剩余油”的思路挖潜剩余油效果较差，黄3-7、黄01-7、黄1-7C、黄4-5C、黄4-4C2、黄15C2均以完善注采井网为目的挖潜剩余油，但由于水淹严重，储层单一，均呈现初期产量较好，稳产期短，含水上升快，累产油低的状况，总体效果较差。但是黄01-5、黄4-6C这些开采岩性体以及S3段油层却达到较好效果，因此，黄4块剩余油潜力主要位于岩性透镜体以及S3段，应在这些剩余油富集区域进行措施挖潜。

3 调剖堵水一体化技术实施

3.1 技术原理

油水井调剖堵水技术涉及油藏、工艺、调剖堵水剂、测井和完井5个方面。国内外对油水井调剖堵水技木的研究主要在出水机理、堵水工艺(工具)和调剖堵水剂3个方面。国内外调剖堵水剂(简称调堵剂)发展迅速，品种繁多。但是国内各油田的发展并不均衡，总体可以分为2类，即选择性和非选择性调堵剂。非选择性调堵剂主要有以下几种类型：沉淀型、树脂类、分散颗粒类、固结体类；选择性堵剂包括冻胶类、凝胶类、水膨体类[1]。

黄4块高强度调堵剂体系属于高性能堵剂体系，黏度达200 000 mPa·s，具有以下优点：抗剪切；与基质材料黏附性强；受黏土影响小；注入性好；堵剂配制方法简单，成胶前黏度较高(120 ～140 mPa·s)，有良好的注入选择性；成胶后呈高弹性冻胶状，成胶时间可以调整；有较强的抗盐能力，矿化度较高的地层水对成胶时间略有影响，但对成胶后的强度无明显的影响(耐盐达15×104mg/L)；耐温性能好，温度30～90 ℃下，动态成胶时间为10～70 h，且可调，室内 120 ℃时，其黏弹性仍然保持；耐油、耐酸、耐碱性强，在配制水中混入大量原油，对其成胶时间和成胶强度没有明显的影响；封堵效果较好，具有耐水冲刷性。

黄4块调剖堵水剂体系选择原理：根据前期积累及广泛的筛选实验，选择改性淀粉与不饱和烃(B)通过接枝聚合再交联；单体丙烯酰胺(AM)与淀粉分子接枝共聚后因未水解也具有良好的抗盐性能，该体系经过交联即可得到高弹性的强力封堵胶结体系，因此利用结合黄4块注入水的状况对现有体系各剂用量进行调整，以适用于黄4块堵水调剖措施。

最终优选出凝胶体系配方为：将0.25%改性淀粉和0.25%不饱和烃(B)进行接枝聚合再交联。

3.2 方案设计

3.2.1 堵水井方案

1)现场采用反挤工艺流程，笼统选注工艺，地面控制压力，低排量注入。

首先井口装好防喷管，连接反挤工艺和油管排污流程，管线试压21 MPa，不刺不漏为合格；打开套管、油管闸门，反替污水，待油管返液后，关闭油管闸门，反挤堵水剂，达到设计量后顶替污水，确保堵剂完全进入地层，关套管闸门，关井3 d后开井生产。

2)调堵剂用量计算方法：

W=Qρ=KπR2HФρ

(1)

其中,W为调堵剂用量，t;Q为计算用量，m3；K为注入系数(K=1)；R为处理半径，m；Ф为有效孔隙度，%;H为油层厚度，m；ρ为堵剂密度，t/m3。

3.2.2 调剖井方案

1)停止注水，按施工流程连接好施工设备及电器电路，调剖泵出口与井口用硬管线连接好正注流程，上紧上齐各承压螺栓。

2)用污水试压20 MPa，确保地面管线及井口承压部分不刺不漏。

3)打开油管闸门及套管闸门，正替污水待套管返液后，关闭套管闸门；先注污水,测试初始注入压力。

4)用2个搅拌池逐池交替搅拌均匀堵水调剖剂，并用柱塞泵逐池注入井内，累计注入500 m3。

5)注入完毕后，顶替污水 25 m3，关井候凝3 d。

6)按配注要求恢复注水，注水正常5 d以后测试吸水剖面。

7)调剖剂用量计算方法与调堵剂计算方法相同，参见公式(1)。

4 现场应用情况

黄4块共有水井5口，其中1口停注，2口井的注水量较小，只有10 m3。结合油藏特性、连通情况、生产动态等数据进行选井论证。选出水井黄06-6 实施调剖。根据调堵一体化的原则，为在同一井组对高渗透水层实现调剖和堵水联动作用，取得在大孔道的两端同时封堵的效果，在与水井黄06-6连通的油井中选取黄32为堵水措施井。

水井黄06-6对应油井含水上升较快，该井吸水剖面不均，层间矛盾突出，水线突进较快，水驱效果较差,所以对该井实施水井调剖。累计注剂509 m3，调剖施工过程中注入压力由5.5 MPa上升到7.7 MPa，启动压力升高了2.2 MPa，目前日注水100 m3，注入压力5.6 MPa，措施前吸水层为3号层和4+5号层(4号层与5号层层间距仅为0.3 m，未分开测试)，相对吸收量分别为4.6%和95.4%，措施后吸水层为3号层和4+5号层，相对吸收量分别为42.9%和57.1%，吸水剖面改善程度100%，改善效果良好。

黄32井生产井段2 487～2 896 m，地层温度68 ℃，油层厚度51.6 m，渗透率差异大，小层渗透率为(42.1～729.4)×10-3μm2，非均质性强。堵水措施前日产油0.2 t，日产水11.9 m3，含水98%，目前日产油1.3 t，平均含水88.2%，平均含水下降9.8%。措施取得了较好的增油降水效果。

从效果上看，措施井对应受效井组日增油7 t，含水下降4%，调堵联动作用效果显著。

5 结论与建议

1)该项目研究应用的堵水技术有利于封堵非均质油藏高渗透水层, 保护低渗透油层，便于有效恢复油井产能。

2)针对兴隆台采油厂非均质油藏开发过程存在油井高含水问题，通过开展黄4块调剖堵水一体化研究与试验来实现选择性堵水过程中对富集油层的有效保护，最大限度发挥油井产能，为兴隆台采油厂“双高期”水驱老油田提高采收率开辟了一条新的途径。

3)建议在同一井组对高渗透水层实现调剖和堵水联动作用，实现在大孔道的两端同时封堵的效果，提高注入水的利用率，改善开发效果；并通过封堵高渗透吸水层、水窜段，启动中低渗透层，以达到调整注入剖面、扩大波及体积的目的。